堵水调剖技术应用及效果评价

李柏宏，刘文龙，程 征，李 俊，王 勇，尚养兵

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710000）

我国致密油藏储量十分丰富，具有巨大的勘探开发潜力，然而由于致密储层往往具有岩性致密、物性较差、单井产能低以及整体采收率低等特点，一般该类油藏均采取压裂投产[1-5]，压裂必然存在油层裂缝与水层连通或无效注水的风险，水层水或注入水沿裂缝窜流至油层产出，加快油井含水上升速度，油井容易进入高含水期或出现水淹的状况。其次，经过长期注水开发、注采系统调整及油水井治理措施等，油藏水驱规律愈加复杂，由于储层存在裂缝、大孔道，容易在油水井间形成优势水流通道[6，7]，导致低渗透层段注水不见效，而高渗透层或条带注水突进，注采井间注水无效循环，加快了油井含水上升速度，致使油井迅速见水，严重时甚至出现暴性水淹的状况，油井产量迅速下降[8，9]。因此，如何高效进行剖面及平面治理，成为提高致密油藏水驱开发效果及采收率的难点和重点。

本文在A油藏储层特性、水驱规律、裂缝特征认识和研究的基础上，重点分析了堵水调剖、调驱及深部调驱机理，对历年的双调效果进行了分析和评价并对不同注剂的油藏适应性进行对比分析，以期为今后同类型油藏的开发调整提供一定的理论依据和技术支持。

1 基本概况

1.1 开发概况

B油田A油藏属于典型的低丰度、低压、超低渗透岩性油藏。平均油层厚度11.3 m，孔隙度13.5%，空气渗透率0.69×10-3μm2，含油饱和度50.0%。该油藏整体为一平缓的西倾单斜，主要沉积亚相为三角洲前缘，沉积微相以水下分流河道和分流间湾为主，水下分流河道中沉积的细、粉砂岩是该区主要储层。纵向剖面上发育多套含油性砂体，各期次河道存在明显的隔层，孤立式纵向叠置，含油单砂体河道改道频繁，平面变化快。经过长期注水开发，地下缝网规律复杂，注水开发过程中注入水易沿裂缝发生窜流，导致油井多方向见水，严重影响油田开发效果。近些年，通过加密调整、区域性堵水调剖、暂堵压裂+油井堵水、优化分注等，油藏水驱状况得到改善，油藏递减及含水上升率明显下降，但制约油藏长期稳产的平面及剖面水驱矛盾仍然突出。

1.2 水驱规律

1.2.1 平面水驱状况 平面水驱规律复杂、油井多方向见水，具体表现为以下三个方面的矛盾：（1）高渗优势水驱通道不断延伸，注入水单向突进，水驱波及体积减小；（2）压裂改造缝及注水诱导缝开启，缝网规律复杂，存在油井多方向见水的现象；（3）加密井与水线距离缩短，见水风险增大。

通过历年示踪剂监测及动态验证，油井见效方向复杂，存在多个见效方向，甚至存在跨井网见效现象，局部存在优势水驱方向。

1.2.2 剖面水驱状况 受层间及层内非均质性影响，注水吸水不均。注入水易沿高渗层段、条带突进，造成单层、单段不吸水或尖峰状吸水井占比高。其次，多小层开发，导致高水淹段与低水淹段相间分布。多层合采井的油井见水层位识别及治理难度大。

1.3 裂缝特征

A区块油藏天然裂缝发育不明显，但后期压裂改造及注水产生的微裂缝较发育，同时存在沿主河道砂体方向展布的厚度大、渗透率高的高渗带，这成为油井见水的主要因素。

2 双调机理

2.1 调剖堵水

调剖是通过限制或降低注水井高渗层段的吸水能力，来改善注水井吸水剖面，提高水驱波及体积，从而改善油藏水驱效果。根据采取手段的不同，可分为机械法和化学法两类，化学法应用比重高[10]。

在实际应用过程中，不仅需要从注入端调整注水地层的吸水剖面，而且需要从采出端调整采油井产液剖面或控制产水，因此，一般将调剖与堵水技术相结合，即对注水井实施增注、堵裂缝、化学调剖、分注等综合措施，调整吸水剖面；对采油井采用酸化、重复压裂、综合解堵等措施，调整产液剖面。“双向调剖”有助于改善了油田吸水－产液结构，提高了油层水驱储量动用程度和单井产量，降低油井含水。

注化学剂调剖机理，主要表现在两个方面，即亲水吸附和滞留堵塞。

亲水吸附：即注剂与地层岩石产生化学作用，吸附在岩石表面，表现为强亲水性，增大岩石孔隙界面张力，逐步降低孔隙尺寸及高渗透层的渗透率，增大地层流体在裂缝和大孔道的流动阻力，来提高低渗透带的吸水能力。

滞留堵塞：即注剂一般具有一定黏度和强度，滞留在大孔道，对地层流体形成较强的堵塞作用，使得高、低渗透层间水线推进的不均匀程度缩小，调整了油层的吸水剖面，后续注入水，启动低渗透层段原油，扩大了水驱波及体积。

2.2 调驱

以聚合物微球驱为例，注聚能够选择性地封堵水驱优势通道，改善平面及纵向非均质性，其主要调驱机理表现在聚合物微球具有良好的封堵性、膨胀性和滞留性。封堵性是聚合物微球进行堵水调剖的基本保证，膨胀性和滞留性是决定油藏深部调驱效果的重要条件[11，12]。

2.3 深部调驱

所谓“深部”是指近井地带以外的油层过渡地带与远井地带（见图1）。“深部”是一个相对概念，本质上是为了实现更大波及、控制半径或距离[13]。

具有代表性的做法是中原油田根据距离井眼距离对注水井以外地段进行划分（见表1）。注水地层的“深部”可由注水地层的压降梯度分布曲线折算。

图1 注水开发油藏的注水井压降曲线

表1 中原油田距离井眼不同距离地带的划分

当处于裂缝发育区域的注水井，经过多轮次调驱措施后，与初期相比，近井地带的储层条件发生了很大变化，近井地带由以前的以裂缝为主转变为裂缝-孔隙型，但远井地带仍以裂缝为主。在调整吸水剖面时，采用近井地带注入调驱剂调驱后，注入水将重新绕回高渗透层段流入油井。

深部调驱是通过对注水层段进行大剂量注入，注剂由近井向远井地带发展，其关键在于调驱剂在地下的运移速度要比后续注入水的推进速度快，一旦注入水突破了调驱剂的运移速度，注入水将重新绕回高渗透层段，这样就没有起到调整吸水剖面的作用[14-16]。

总之，深部调驱就是要通过调驱剂在储层深部的滞留来降低高渗层渗透率（封堵作用），降低高渗层流体流动速度，改变压力场分布，进而改变渗流场，达到改善水驱效果的目的。

3 调剖调驱效果评价

A油藏从2010年起，开始开展堵水调剖、聚合物微球驱探索性试验，经历了从探索到加深认识，再到目前推广应用阶段（见表2）。

表2 A油藏调剖调驱治理思路及发展阶段

3.1 实施概况

针对A区水驱状况变差、见水井增多等开发矛盾，通过近年来不断摸索、试验、完善，基本形成了适应A油藏特点的堵水调驱技术体系，取得了良好的效果。

A区历年开展双调606井次，其中调剖183井次，调驱423井次，见效率39.2%，累计降水8.4×104m3，累计增油5.3×104m3，自然递减下降3.8%，含水上升率下降2.6%。注水井调剖调驱已成为A油藏改善水驱状况的主要技术手段，应用取得较好的控水增油效果（见图2）。

3.2 常规调剖

A区历年实施常规调剖183井次，见效率33.9%，见效周期60 d，累计降水4.7×104m3，累计增油2.1×104m3。2019年实施53个井组，其中调剖42口，调驱11口，目前见效比29.2%，日增油17.5 t，日降水76.1 m3，累增油496 t，累降水1 608 m3。

3.2.1 “弱冻胶+体膨颗粒”调剖 A区共实施“弱冻胶+体膨颗粒”调剖135井次，见效率31.7%，有效期7.2个月。措施后注水井油、套压上升，封堵效果较好，累计降水4.2×104m3，累计增油1.6×104m3。

通过实施“冻胶+颗粒”调剖，油藏开发形势得到改善：（1）控水稳油效果突出。注水井调剖措施后，自然递减下降，含水上升得到有效控制，控水稳油效果较好，油藏开发形势变好；（2）剖面吸水状况得到改善。堵水调剖后剖面吸水状况得到有效改善，平均单层吸水厚度由3.9 m上升至5.5 m，水驱动用程度及水驱效率得到显著提高。

通过“冻胶+颗粒”调剖，逐渐暴露出以下问题：（1）调剖对近井地带优势通道有封堵作用，后续注水易绕流，多轮次效果逐年变差，有效期短，失效后含水上升速度快；调剖排量对注水井有增注的效果，加快微裂缝开启，易导致油井水淹（见图3）。（2）调剖主要封堵近井地带动态缝，多轮次调剖后注水压力逐年上升，提压空间不断缩小（由6.9 MPa下降到3.8 MPa再下降到1.9 MPa），导致常规调剖空间缩小，部分井组因提压空间不足无法实施（见图4）。因此，需进一步开展堵剂体系研究[20，21]。

图2 A区历年双调整体效果对比图

图3 A区历年调剖有效期对比图

图4 A区多轮调剖后提升空间缩小

表3 PEG-1凝胶与“冻胶+颗粒”体系技术指标对比

3.2.2 PEG-1调剖 PEG-1凝胶与“冻胶+颗粒”体系技术指标对比（见表3）。

与常规调剖体系相比，PEG-1主要优势体现在以下几个方面：（1）体系预制，消除地下成胶风险，措施后不需关井候凝；（2）配液简化，单段塞注入，质量可控性提升；（3）注入性好，可依托常规调驱设备不动注水管柱施工；（4）抗盐性能提升，现场配液不受注入水水质限制。

我国攀西地区蕴藏着丰富的钒钛磁铁矿，其中的钛主要与铁密切共生而以钛铁矿的形式存在，经选矿后，钒钛磁铁矿中约50%的钛随铁精矿进入高炉炼铁后，钛基本上进入高炉渣中形成含钛高炉渣[1]。含钛高炉渣是一种熔化温度较高的碱性渣，与普通的高炉渣基本上都是酸性的玻璃相不同，它是一种极为复杂且特殊的体系，主要的组分为钛、钙、镁、硅、铝，其次为铁、钒、锰、磷和硫等。

2018年在A区试验PEG-1调剖，2019年扩大实施规模。设计参数（见表4）。

表4 PEG-1调剖工艺参数

PEG-1调剖对A区优势水驱通道及微裂缝实现有效封堵，控水稳油效果较好，调剖后水驱状况变好。实施后，见效比达到41.5%，累计降水0.41×104m3，累计增油0.56×104m3，自然递减由27.5%下降至16.7%，含水上升率由9.6%下降至6.8%，动用程度由62.3%上升至64.8%[22，23]。

3.2.3 PEG-1与“冻胶+颗粒”调剖对比

（1）见效比例高。对应油井见效比例提高4.1%（由37.4%上升至41.5%），且有效期长；

（2）增油效果明显。PEG-1凝胶调剖当年平均单井组累增油152 t，增油效果明显，但降水效果不及常规调剖（见图5）。

从工艺体系油藏适应性的角度评价调剖效果，取得了以下认识：

（1）PEG-1凝胶调剖相较“冻胶+颗粒”调剖，对A区适应性更好，且优势明显；

（2）针对A区微裂缝见水且呈多方向性的特点，单点堵水调剖效果有限且有效期短，开展连片集中实施，有效封堵见水微裂缝及高渗段具有重要的意义；

（3）A区水驱较均匀，实施PEG-1堵水调剖见效快，有效期内增油显著，但有效期相对较短，需继续进行优化，延长措施有效期。

图5 A区2018年不同调剖体系见效状况对比

3.3 聚合物微球驱

A区于2016年开展聚合物微球驱先导试验，在理论认识与较好的见效成果的基础上，于2017-2018年进行规模推广，不断扩大了应用范围，2019-2020年继续探索聚合物微球驱最佳的注入参数、注入模式（见表5）。近年来，结合油藏特征、生产动态、试验效果，不断优化注入参数，形成了“小粒径、低浓度、长周期”的注入模式。

3.3.1 微球粒径优化 2016年以来，共试验三种粒径的微球，分别为300 nm、100 nm、50 nm，并取得了一定的认识（见表6）。

3.3.2 注入浓度优化 从室内评价结果可以看出，随着聚合物微球浓度的增加，阻力因子和残余阻力因子逐渐变大，但在聚合物微球浓度高于2 000 mg/L后，残余阻力因子增加幅度明显变小。

表5 A区调驱发展阶段及其试验推广模式、参数

表6 近些年实施注入微球粒径参数、实施情况及取得的认识

对5 000 mg/L和1 000 mg/L两种注入工艺进行效果对比，结果表明：低浓度长段塞注入工艺提高水驱波及体积幅度大，聚合物微球用料更少，经济性高。

3.3.3 实施效果 2016-2018年累计注入335个井组，对应油井1 037口，见效井482口，见效周期60 d，见效率46.4%，日增油211 t，累增油29 065 t，累降水31 420 m3。2019年注入88个井组，目前见效比32.5%，日增油14 t，累增油2 056 t，累降水5 467 m3。

通过实施集中连片调剖调驱，区域内油藏开发形势得到改善：

（1）油藏两项指标持续下降。调驱后，油藏自然递减由17.8%下降至13.8%，含水上升率明显下降，由调驱前3.32%下降至调驱后2.04%，开发形势得到改善。

（2）水驱状况有所好转。10口井平均吸水厚度增加1.6 m，吸水剖面更加均匀，水驱动用程度有所提高，由调驱前58.8%上升至调驱后63.3%。

4 结论与认识

（1）注化学剂调剖机理，主要表现为化学剂的亲水吸附和滞留阻塞作用，而注聚合物微球调驱能取得较好的效果是因为微球具有良好的封堵性、膨胀性和滞留性，能够有效地封堵水驱优势通道，改善平面及纵向非均质性；

（2）深部调驱是通过对注水层段进行大剂量注入，注剂由近井向远井地带发展，调驱剂在储层深部滞留来降低高渗层渗透率，达到改善水驱效果的目的；

（3）PEG-1凝胶调剖相较“冻胶+颗粒”调剖，对A油藏适应性更好，但有效期相对较短，需继续进行体系和工艺参数优化，延长措施有效期；

（4）对于油藏平面上表现为明显单向见水、暴性水淹，或吸水剖面显示明显尖峰状吸水且井组内油井存在单向见水或含水上升的状况，使用冻胶+颗粒或PEG-1调剖效果较好；对于井组整体含水上升、注采调控难以抑制井组含水上升，可使用微球驱，封堵大孔道，提高波及体积；

（5）结合不同注剂对平面及剖面的不同改造特征，建立“冻胶+颗粒+PEG-1”体系，大剂量长周期调剖，提高封堵效果，延长有效期。待优势通道封堵后，再集中注入微球深部调驱，继续探索最优的调剖体系及工艺参数。