中高渗砂砾岩油藏调堵一体化技术
——以滴水泉油田八道湾组油藏为例

姜军 苟明生 韩慧玲 李旭 阿地里·热合曼

中国石油新疆油田分公司准东采油厂

目前，国内开展了中高渗砂砾岩油藏调堵一体化技术的只有姬源油田[1]和西峰油田[2]，平均有效率32%，单井平均累计增油123.2 t，措施效果不理想。本项目结合滴水泉油田八道湾组中高渗砂砾岩油藏地质区块水流优势通道的识别研究、水流优势通道的体积和渗流特性的研究，通过工程调剖体系的筛选、堵水工艺的优化，实施先水井调剖、后对应井组油井堵水的工艺技术，提高了最终采收率[3]。

1 油藏概况

1.1 储层地质特征

井区八道湾组储层平面上厚度变化规律性强，储层岩性主要为中细砂岩和含砾不等粒砂岩、砂砾岩：砂岩的矿物成分成熟度低，岩屑含量高，约占42%～75%，以不等粒岩屑砂岩为主。储层黏土矿物含量低，主要为伊蒙混层，为1%～2%，水敏指数0.474，属中等偏弱水敏。含油层孔隙类型主要为粒间孔，其次为粒内溶蚀孔，颗粒多为点接触，压实程度低。

根据压汞资料统计，井区八道湾组油藏含油砂岩平均排驱压力为0.26 MPa，在20.48 MPa压力下，进汞饱和度可达91.9%，退汞效率一般为16.09%～44.68%，平均为34.32%，毛管半径为5.0～25.0 μm的孔喉占65%，为偏粗孔喉储层。油层孔隙度12.2%～28.2%，平均19.95%，渗透率(13.27～1 430)×10-3μm2，平均20.94×10-3μm2[4]。

1.2 井区开发简况

井区八道湾组油藏于2011年投产，采用280 m×280 m反七点面积注水井网滚动开发，并实施同步注水、优化分注。由于储层非均质性强，油井含水上升快。从水驱特征曲线来看，甲型、乙型、丙型水驱采收率分别为12.0%、14.2%、14.7%(见图1)，远低于原方案标定的油藏水驱采收率25%。若油藏按水驱状态开发，必将造成最终采收率的降低。

2012年，对油藏实施调剖、优化注水等措施。措施初期有一定效果，含水上升速度减缓，但整体见效时间短，平均有效期3～4个月，且有效期逐年变短。从调剖单井增油量来看，初期见效明显，平均单井增油400 t，后期平均单井增油只有100～200 t，井均用液量逐年增加，措施成本增加、效果变差(见表1)。

表1 井区八道湾组油藏调剖措施效果时间2013年2014年2015年2016年2017年井均用液量/m35529952 5093 0231 217井均累计增油/t43795243193184

通过对油藏的研究表明，储层存在水流优势通道。测压井解释资料显示油层有效渗透率为(1 617.3～9 986.1)×10-3μm2，远大于岩心测试渗透率20.94×10-3μm2，说明单井均有高渗层存在。

从示踪剂监测情况来看，井区7口水井投示踪剂后，油井很快有示踪剂产出，小层平均见示踪剂为7.8天。对见剂曲线类型分类，共有偏态单峰、正态单峰、双峰3种类型。其中，偏态单峰型占30%，所代表的井间通道峰值速度大、通道体积大。

由于储层存在水流优势通道，注水井单方向的调剖措施效果逐年下降，需要改进调剖工艺，提高调剖措施效果。

2 调堵一体化工艺技术

以封堵水窜通道为切入点，按照“堵调结合区域化治理”的思路，通过水流优势通道的识别，由注水井单方向的调剖，转变为油、水井双向连片调剖+堵水一体化治理，最终达到提高采收率目的[5-8]。

2.1 选井原则

从整个油藏平面区域分布来看，南区水流优势通道较发育，剩余储量丰度较高，采出程度仅为10.1%，含油饱和度58.7%，剩余可采储量达61.15×104t。

从地质动态分析来看，南区含水高，目前含水大于90%。其中,D2023井小段强吸水，而对应油井D2016产液剖面动用差异较大，存在明显的水窜，为措施选井典型井组。

2.2 堵剂筛选

根据油藏渗流特征的研究，注水井调剖采用交联聚合物冻胶+体膨颗粒深部调剖技术，油井堵水采用聚合物强冻胶+体膨颗粒堵水工艺。

2.2.1聚合物交联体系的筛选

选取目前用的交联体系进行筛选。

(1) 成胶性能实验。为研究不同交联体系的成胶性能，采用油藏注入水，在50 ℃时进行成胶实验，实验结果见表2。

从表2可知，有机铬、有机硼、延缓酚醛交联体系具有初始黏度大，成胶时间短，终凝黏度大的特点，适用于优势水流渗流通道的快速封堵，是调剖聚合物交联体系的首选。

表2 不同交联体系的成胶性能堵剂体系初始黏度/(mPa·s)终凝黏度/(mPa·s)成胶时间/h成胶强度有机铬2 200110 00048E延缓酚醛1 18975 70096E有机硼9 961209 0007E氨基树脂12023 400240D有机酚醛90051 200100D

目测代码评价方法是由Sydansk等将调堵剂凝胶的强度GelSt rengt Codes(简称GSC) 依据目测结果分为10等，本实验中评价堵剂强度所用的堵剂性能评价标准只适用于瓶内成胶实验[9-10]。A级:未形成凝胶,凝胶黏度与初始聚合物溶液黏度相同；B级:高流动性凝胶,凝胶比初始聚合物溶液黏度稍有增加；C级:可流动性凝胶,倒置有明显流动性；D级:中等流动性凝胶,只有少量凝胶不能快速流动；E级:几乎不流动凝胶,凝胶不易流动；F级:高形变不流动凝胶,凝胶只能在顶部小范围内流动，倒置大部分可以伸出瓶口；G级:中等可变形不流动凝胶,倒置只有少部分能够伸出瓶口；H级:轻微可变形不流动凝胶,倒置只凝胶表面可轻微变形。

(2)流变性实验。聚合物冻胶在注入地层过程中，由于地层孔隙的剪切作用，聚合物强度降低，水窜通道封堵效果变差。为了解以上聚合物冻胶的剪切稀释规律，对有机铬、有机硼、延缓酚醛交联冻胶流变性进行实验研究。

从图2可知，有机铬、有机硼交联体系初始剪切保留率达到55%以上，试验段内剪切保留率维持在20%以上，延缓酚醛交联体系初始剪切保留率28%，试验段内剪切保留率维持在10.9%。实验结果表明，有机铬、有机硼交联体系比延缓酚醛交联体系更适合本油藏。

(3) 稳定性实验。对有机铬、有机硼交联体系在油藏温度50 ℃下进行，体系的稳定性实验，结果见图3。

从图3可知：有机铬冻胶成胶慢，强度低，有效期长；有机硼冻胶成胶快，强度高，有效期短。两者在该温度下优势互补，可采用复合多段塞注入。

2.2.2颗粒筛选

颗粒要实现与岩心的有效封堵，根据相关研究，颗粒粒径与岩心孔喉比值为1/3～3/2。岩心的孔喉直径可以根据Kozeny公式计算[11]。

(1)

式中：Φ为岩心孔隙度，%；K为岩心渗透率，10-3μm2；D为岩心孔喉直径，μm。

八道湾组油藏的油层孔隙度为12.2%～28.2%，平均19.95%，油层渗透率为(13.27～1 430)×10-3μm2,平均为20.94×10-3μm2,渗透率级差4.16～107.79，计算孔喉直径为0.000 14～0.600 00 mm。根据颗粒粒径与岩心孔喉比值关系，颗粒粒径在0.9 mm以下时，颗粒与储层孔喉匹配性更好。

2.3 注入参数

2.3.1调剖剂注入体积倍数

向4块相同的岩心中分别注入段塞体积为0.10、0.18、0.25和0.30 PV的堵剂，对已采用调剖剂封堵的岩心进行正向耐冲刷试验，测试封堵率变化。

从图4可知：当注入堵剂为0.18 PV时出现拐点，封堵率为87.23%；注入段塞体积大于0.18 PV时，封堵率随注入体积增加继续增大，但增大幅度较小。因此，最佳注入体积为0.18 PV。

利用Chemsim流线模拟得出高渗条带体积，按高渗条带体积优化封堵剂用量(见表3)。

表3 调剖堵剂用量注水井组高渗条带体积/m3孔隙度/%孔隙体积倍数/PV封堵剂用量/m3D200272 9700.1990.182 613D200362 2340.1990.182 128D200862 7900.1990.182 249D207066 6800.1990.182 388

从现场实施的情况来看，施工用液量与增油量存在一定的正相关(见图5)。堵剂用量在2 000～3 000 m3时，平均单井增油量达到峰值，当堵剂用量>3 000 m3之后，单井平均增油幅度变小。

根据高渗条带体积优化封堵剂用量的计算及现场使用经验，推荐调剖剂用量为2 500 m3。

2.3.2堵水剂用量

通过示踪剂见剂数据，进行油层参数反演，得到井间示踪剂突进通道特征参数(见表4)，优势通道平均体积为570 m3，推荐堵水剂用量500～600 m3。

表4 示踪剂解释井间通道参数油井峰值质量浓度/(μg·L-1)峰值速度/(m·d-1)等效渗透率/10-3 μm 2优势通道体积/m3D204048.4 14.7 1 985.0 450.0 D202441.8 13.3 960.0 632.0 D2016120.0 16.5 1 745.0 880.0 D204431.7 11.2 1 780.0 595.0 D207143.1 11.7 487.0 478.0 D201730.6 7.8 510.0 405.0 平均52.612.5 1 244.5 573.3

2.4 施工工艺

2.4.1调剖段塞工艺

多段塞不同堵剂强弱交替，实现对不同窜流通道封堵，扩大水驱波及范围[12-14]。

(1) 注入0.35%(w)有机硼交联聚合物冻胶+0.30%(w)颗粒，快速成胶，可以有效封堵地层中大的水窜通道，使后续注入水不易突破。

(2) 注入0.30%(w)有机铬交联聚合物冻胶+0.3%(w)颗粒封堵，0.3%(w)有机硼交联聚合物冻胶顶替。

(3) 注入0.35%(w)有机硼交联聚合物冻胶，快速成胶，减少堵剂返吐。

(4) 过量顶替0.10%(w)聚合物，预留渗流通道，同时防止堵剂返吐。

2.4.2堵水段塞工艺

由于堵剂用量较少，采用前置颗粒有机硼和有机铬大段塞封堵。

采用过顶替段塞，扩大波及体积，避开压力陡降漏斗，延长有效期。随着顶替液段塞尺寸增加，后续水驱转向位置逐渐远离采出端，波及区域增加，堵水增油降水效果提高。根据油藏渗流理论,地层流体压力梯度分布为：

(2)

式中：Gl为地层流体压力梯度，10-1MPa/cm;r为某点距井轴的距离，m；rw为井筒半径，cm；re为井距，cm；pe为水井井底压力，10-1MPa ；pwf为油井井底压力，10-1MPa 。

油井近井端压力梯度分布见图6。

经拟合计算，过顶替段塞半径为4.6 m。

2.4.3施工顺序

通过在不同调堵顺序下的岩心物模实验，验证不同注入顺序对提高采收率的影响[15]。

方案1：先调剖后堵水

先从岩心注入端注入0.2 PV调剖剂，候凝后注水，待含水率达到98%，再从岩心出口端注入 0.1 PV堵水剂，后续水驱至含水率达到98%。

方案2：先堵水后调剖

先从岩心出口端注入0.1 PV堵水剂，候凝后注水，待含水率达到98%，再从岩心注入端注入 0.2 PV调剖剂，后续水驱至含水率达到98%。

方案3：同时调剖堵水

油井和水井中依次注入 0.1 PV堵水剂和 0.2 PV调剖剂，候凝后再后续水驱至含水率达到 98%。

采用先调剖后堵水的方案，最终采收率最高(见图7)。

3 现场应用效果

井区前期实施调剖堵水一体化试验井4口(D2028、D2022(2次)、D2046、滴314)，有3口井取得较好效果，措施后含水率平均下降20%，累计增油656 t。通过前期试验，2019年优化工艺技术后开展调堵一体化综合治理，累计实施调剖井组9口，其中相关油井堵水17口，占可对比油井总数的47%，平均含水率由措施前的91%下降到72%，降幅19%，当年累计增油6 300 t，取得了良好的效果。

3.1 含水率上升情况

通过对比不同年份含水率上升情况(见表5)，2019年上升率控制在2.5%，相对于初期的9.3%，下降了73.1%。

表5 历年含水率和含水率上升情况时间2014年2015年2016年2017年2018年2019年综合含水率/%53.156.961.265.569.071.5含水率上升/%9.33.23.84.14.02.5

3.2 采出程度

从含水率和采出程度关系曲线(见图8)可知，水驱采收率由开发初期的20%，提高到措施后的25%，提高了5%，油藏整体水驱开发状况趋好。

3.3 平均单井增油

采取调堵一体化后，平均单井组增油相对2016年增加了55%(见表6)，效果显著。

表6 2016-2019年措施平均单井增油时间2016年2017年2018年2019年井均用液量/m33 0231 2172 3482 450井均增油/t193184252300

4 结论

(1) 有机硼交联、有机铬交联聚合物冻胶和体膨颗粒堵剂相结合的调剖体系适用于中高渗砂砾岩油藏，在滴水泉油区八道湾组油藏取得了平均单井增油300 t的效果。

(2) 滴水泉油区八道湾组中高渗砂砾岩油藏调剖剂的合理用量为2 500 m3。

(3) 先调剖后堵水，调剖剂分段塞注入，封堵效果较好。

(4) 在滴水泉油区八道湾组累计实施调剖井组9口，其中相关油井堵水17口，当年累计增油6 300 t，经济效益显著。