红河油田长9 油藏调剖工艺优化与实践

熊 佩

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006）

红河油田长9 油藏平均孔隙度13.2 %，平均渗透率为1.98×10-3μm2，属于低孔特低渗储层。红河油田长9 油层原始地层压力为18.27 MPa，压力系数为1.05，地层原油密度0.82 g/cm3，地层原油黏度3.73 mPa·s，地层油体积系数1.056，地层温度为63 ℃，地温梯度为2.86 ℃/100m，属于正常温度系统。长9 油藏裂缝发育，以NE 向或NNE 向张性破裂为主，通过对红河42 井岩心观察，主要为高角度裂缝，裂缝密度达到0.88 条/米。

红河油田长9 油藏HH42-55 井区开始依靠天然能量开采，随着天然能量降低，压力下降，产液量和产油量下降，为补充地层能量，开展了以平注平采为主的注水先导试验，红河长9 前期注水开发试验区注水井16 口，对应油井23 口，位于裂缝发育区油井水窜明显，见效井逐渐失效，表现特征为含水增加、产油降低，部分井出现氯根下降趋势。2017 年复产以来，部分见效井有水窜趋势。因此，本文将通过建立井间连通性模型[1，2]、研制强冻胶调剖体系、优化多段塞大剂量设计等，解决红河长9 油藏注水开发中水窜严重、基质原油动用困难的问题，达到改善水驱开发效果。

1 前期调剖效果

1.1 试验井组概况

红河油田长9 油藏前期共开展5 井组调剖试验，均为平注平采井组，储层厚度11 m～17.1 m，渗透率0.28×10-3μm2～2.1×10-3μm2，调剖累计注水2 153 t～24 976 t，井组累计亏空体积25 476 m3～58 731 m3。区块内水窜通道以非贯通性裂缝为主，调剖井组均为一注两采，水窜时累注量546 m3～21 126 m3，水窜速度1.6 m/d～73.3 m/d存在较大差异，井组内存在优势水窜通道。

该井组调剖设计均采用笼统调剖，设计方法采用裂缝堵水的工程算法为主，堵剂选择冻胶体系与颗粒堵剂，颗粒堵剂包括预交联颗粒和无机颗粒，在施工过程中颗粒堵剂不单独使用，而是在配制冻胶的过程中添加颗粒成分，颗粒段塞设置在前端封堵裂缝，或设置在末端作为封口段塞使用，从施工压力来看，颗粒段塞爬坡压力2.3 MPa～13.5 MPa，颗粒段塞最高压力与施工最高压力持平，在冻胶中添加颗粒能有效提高施工压力。现场实施堵剂用量355 m3～568 m3，与水窜时水井亏空体积、井组亏空体积存在较大差距。

1.2 调剖效果分析

1.2.1 注水压力 调剖候凝结束后，4 口井注水压力均得到一定上升，调剖起到了一定的效果，1 口井调剖后注水压力未上升。

1.2.2 封堵率 5 个调剖井组共有水窜通道8 条，封堵有效4 条，封堵无效4 条，现场封堵率50 %；对主要窜流方向封堵率为60 %，对非主要窜流方向封堵率为33 %；对贯通性裂缝封堵率为100 %，对非贯通性裂缝封堵率为42.8 %。调剖后封堵有效期72 d～185 d，有效期较短。

1.2.3 封堵和增油效果 5 个调剖井组中3 个井组有一定的封堵效果与增油效果，2 个井组未见到封堵效果与增油效果。

1.3 结论

根据前期调剖效果分析，得到以下认识：

（1）堵剂用量355 m3～568 m3与水窜时井组亏空体积25 476 m3～58 731 m3相比，存在较大差距，调剖后对主要窜流方向封堵率为60 %，对非主要窜流方向封堵率为33 %，不能保证两个方向上都取得较好的效果，采用冻胶+颗粒调剖后，尽管提高了注水压力，井组封堵有效期短，增油效果不明显。

（2）由于对裂缝分布规律不明确，特别是对水窜通道的体积、方位以及各方位窜流能力等未进行系统研究，调剖封窜现场试验只能借鉴孔隙型油藏调剖堵剂评价方法和工艺设计思路，堵剂用量和段塞组合设计凭经验摸索，设计方法有待进一步优化。

因此，为了改善水驱开发效果，下一步将从建立井间连通性模型开始，预测油水井间连通性及可能存在的水窜通道，对水窜通道方向、大小及体积进行判别表征，同时研制相适应的调剖体系，以此为基础对封堵井选取及堵剂用量设计等进行优化和调堵效果动态预测，形成改善裂缝性油藏水驱的调堵决策方法。

2 优化调剖工艺

2.1 建立井间连通性模型

HH42-55 井区注入水水窜严重，对高渗通道认识不清，调堵措施有效性差；现场试验识别水窜通道方法周期长，影响正常生产。通过将油藏注采系统简化表征一系列由传导率和连通体积的连通性动态预测模型，以各连通单元为模拟对象建立物质平衡方程，最终得到井点平均压力及连通单元内流量分布进而求得其他动态指标，根据室内堵剂评价试验和注入劈分量，得出注入堵剂后连通参数变化进行动态预测，通过计算注入井各连通方向劈分系数[1]，明确各方向堵剂地层进入量和位置，实现连通单元传导率动态修正，进而进行调堵后的油水动态指标预测计算[2]。

以单井或区块含水率、产油等指标作为拟合动态数据，以各连通单元的模型参数作为优化变量，计算分层井间流量分配系数、单井产液和产油劈分系数等指标，实时刻画油藏井间油水流动关系，并进行水驱波及效率和注水利用率效果评价[3]。

2.2 研制强冻胶调剖体系

通过井间连通性模型可知窜流通道中裂缝与微裂缝并存，封堵裂缝，需要用高强度强冻胶堵剂或配合颗粒堵剂；抑制微裂缝注水窜进，需要深部调剖采用弱冻胶堵剂；高角度裂缝中，堵剂不易充满裂缝段，实现完全封堵难度大，需要提高基液黏度，改善堵难效果[3]。

为解决上述难点，采用高透光性强化玻璃或强化聚酯等材料加工制作的平板缝状裂缝模型和耐压裂缝模型评价体系性能，可视化物模方法评价堵剂在裂缝性致密油藏中的封堵规律，从而研制了可以实现深部封堵的缓交联冻胶体系[4-7]，该冻胶体系主要由聚合物、水溶性酚醛树脂交联剂、催化剂以及稳定剂组成，酚醛树脂冻胶主要性能：65 ℃～75 ℃成胶时间36 h～72 h，裂缝中封堵强度达到3.54 MPa/m，基液黏度100 mPa·s～900 mPa·s 可调，能够满足不同级别裂缝注入性要求。尤其是该体系成胶前黏度高，注入后充满裂缝，更适用于高角度裂缝调剖（见图1）。

图1 0.3 %聚合物的酚醛树脂冻胶成胶曲线

2.3 优化多段塞大剂量设计

从前期调剖试验结果来看：区块内水窜通道以非贯通性裂缝为主，堵剂量相对较小，不能保证两个方向上都取得较好的封堵效果，注入水易发生绕流，封堵有效期短，因此提出多段塞大剂量的调剖设计思路。设计不同强度堵剂多段塞组合，大剂量深部封堵微裂缝。为了使调剖剂在地层中形成强度达标，稳定性好的段塞，采用组合式段塞注入调剖方式，即前置段塞+主体段塞+封口段塞的组合模式，这种段塞可以做到强化两端段塞，保护主体段塞，一方面减少了冻胶成胶成分在底层中的滤失，另一方面减少了后续注入水对段塞的破坏，确保段塞整体推进。主体段塞通过选择不同注入性及封堵强度的堵剂体系对油水井间窜流通道及微裂缝交替注入进行封堵，使注入水转向或其他压裂井段吸水，改善注水井吸水剖面，扩大水驱波及体积（见图2）。

3 现场试验效果

3.1 HH55P57 井组概况

HH55P57 井组为一注两采井组，注采井距390 m～410 m，平均孔隙度15.7 %，平均渗透率1.13×10-3μm2，含油饱和度39.6 %，油层厚度9.9 m。HH55P57 井破裂压力低，最低破裂压力仅为14 MPa，上调配注至90 m3时注入压力上升明显，由8.5 MPa 升至14.5 MPa，注水压力的上升导致地层裂缝开启，形成高渗条带，对应油井均出现含水上升的动态响应。复产后HH55P57 注采井组出现油井含水上升、水井注水压力下降等现象，通过动态分析认为与邻井间水窜通道为非贯穿性裂缝+张开缝。

3.2 HH55P57 试验方案

图2 段塞组合示意图

根据注采曲线，井组张开裂缝体积为1 730.9 m3，微裂缝体积为4 839.4 m3。以动态响应分析确定的裂缝体积为主，结合模型计算的结果，堵剂用量设计为1 500 m3，注入量能够达到裂缝体积1/3～1/2，达到深部调剖的目的。

前置段塞使用强冻胶，用量占比15 %，主体段塞采用强冻胶、弱冻胶交替注入，用量占比65 %，封口段塞使用强冻胶，用量占比20 %，最高施工压力20 MPa，达到设计压力并稳定注入14 h 后，转为注入顶替段塞。

3.3 HH55P57 现场实施效果

调剖后HH55P57 井注水量不变，油压上升10 MPa，PI90 由60.7 下降至4.2，水井周围水窜通道得到有效封堵。两个井组对应油井含水下降2 %～7 %，日产油增加1.6 t，阶段累计增油149 t，目前仍然有效。

4 结论与认识

（1）前期调剖中存在问题：堵剂不能保证两个方向上都取得较好的效果，采用冻胶+颗粒调剖后，尽管提高了注水压力，井组封堵有效期短，增油效果不明显；对裂缝分布规律不明确，调剖封窜现场试验只能借鉴经验。

（2）通过建立井间连通性模型，预测油水井间连通性及可能存在的水窜通道，研制强冻胶调剖体系，确定堵剂类型及用量，以及段塞数优化的研究，能够有效改善水驱效果。

（3）现场应用表明：该工艺红河油田长9 油藏实施多段塞大剂量调剖2 井次，工艺成功100 %，两个井组对应油井含水下降2 %～7 %，日产油增加1.6 t，阶段累计增油149 t，取得了较好的调剖效果。