調(diào)剖技術(shù)在臨南油田的應(yīng)用分析

王連新

【摘 要】我國(guó)調(diào)剖堵水技術(shù)的研究始于20世紀(jì)70年代，30多年來(lái)從初期的油井單井堵水作業(yè)為主，發(fā)展到以井組調(diào)剖為主的區(qū)塊整體治理。該項(xiàng)技術(shù)已成為油田后期高含水開(kāi)發(fā)階段控制產(chǎn)水量、提高采油速度和采收率方面不可缺少的工藝技術(shù)。本文結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中井組調(diào)剖方案，分析說(shuō)明調(diào)剖堵水技術(shù)在臨南油田的可行性。

【關(guān)鍵詞】調(diào)剖堵水技術(shù)；高含水開(kāi)發(fā)；臨南油田

一、前言

1.臨南油田概況。臨南油田位于渤海灣盆地濟(jì)陽(yáng)坳陷惠民凹陷西部夏口斷裂帶西段，北鄰臨南洼陷，南接臨南斜坡帶，西部是禹城洼陷，東部是江家店油田和曲堤油田，是一個(gè)含油層系多、油藏分布零散的中型油田。1977年開(kāi)始鉆探，1993年全面投入開(kāi)發(fā)，目前進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)階段。

2.臨南油田調(diào)剖適用性分析。臨南油田屬于非均質(zhì)多油層油田，非均質(zhì)性、滲透率、沉積韻律等在平面和縱向上都存在差異，注水開(kāi)發(fā)后注入水在各油層、各方向不均勻推進(jìn)，吸水程度不同，造成油井產(chǎn)液剖面不均，各油層動(dòng)用程度差距大，且目前主力油層已高含水，具備調(diào)剖的潛力。

二、臨南油田調(diào)剖思路

注水驅(qū)油效率是注水波及體積系數(shù)和洗油效率的乘積。注水井調(diào)剖以段塞的形式對(duì)注入水進(jìn)行隔擋，形成繞流，增加波及面積和厚度。調(diào)剖技術(shù)只能增加波及體積系數(shù)而不能對(duì)洗油效率有所改善。結(jié)合臨南油田實(shí)際，對(duì)注入水波及面積和吸水剖面厚度進(jìn)行綜合調(diào)整，挑選了夏52-435井組，實(shí)施調(diào)剖。

夏52-435井組概況：井組屬于臨南油田夏52塊S3中4-5單元，構(gòu)造上位于區(qū)塊的西南邊部，為常溫、常壓、低飽和斷塊層狀低滲透油藏。

1.油水井對(duì)應(yīng)情況分析

（1）夏52-435水井。據(jù)2016年11月吸水剖面顯示，主力吸水層為5砂組2（2），吸水剖面顯示的層間矛盾。

（2）夏52-423油井。據(jù)2010年7月產(chǎn)液剖面顯示，主力產(chǎn)液層為5砂組2（2），與夏52-435對(duì)應(yīng)較好，其它層幾乎無(wú)動(dòng)用顯示。

①2006年8月至12月夏52-435注水壓力由4Mpa↗9Mpa，夏52-423含水由92.5%↘86.6%，動(dòng)液面由759米↗533米，之后上調(diào)參生產(chǎn)，動(dòng)液面呈下降趨勢(shì)。

②夏52-423井2013年2月測(cè)試地層靜壓26Mpa，2014年2月測(cè)試地層靜壓25.14Mpa。原因分析為：2013年2月檢泵后日液上升，水井夏52-435未調(diào)配的情況下，地層能量下降，邊水補(bǔ)充足，主要是注入水補(bǔ)充的能量。

（3）夏52-440油井。該井長(zhǎng)期供液不足，由靜態(tài)數(shù)據(jù)與夏52-435之間對(duì)應(yīng)層并不是主力吸水層。2016年8月液量、動(dòng)液面、含水均大幅度上升，分析原因有以下可能：

①2016年10月52-435注水壓力17Mpa↘12Mpa，主力吸水層有變化，與夏52-440之間連通變好。同時(shí)，夏52-423變化較明顯，8月以前功圖充滿100%，動(dòng)液面1173米，9月動(dòng)液面下降至1220米，功圖顯示輕微供液不足，認(rèn)為是注水流線變化引起的。

②2014年2月夏52-437注水壓力上升至12Mpa，分析為串槽層飽和所致，所以生產(chǎn)層正常吸水，夏52-415壓力上升后（目前油壓3Mpa，套壓2.5Mpa），注入水線有變化，向夏52-440推進(jìn)，發(fā)生水淹。而與夏52-435之間沒(méi)有形成大通道，兩口井之間仍有剩余油。

2.剩余油潛力評(píng)價(jià)

（1）夏52-423主力層5砂組2（2）小層已高水淹，但非主力層幾乎無(wú)動(dòng)用顯示，與夏52-435之間差層剩余油較多。

（2）新鉆井夏52-X235顯示S3中五砂組1、2小層剩余油較多，動(dòng)用程度差，五砂組3小層存在中水淹。

3.調(diào)剖設(shè)計(jì)方案

（1）調(diào)剖劑選擇：使用“凍膠分散體+弱凍膠”段塞組合，前置凍膠分散體主體段塞對(duì)優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)，根據(jù)注入壓力情況補(bǔ)充后置弱凍膠保護(hù)段塞，以確保凍膠分散體充分膨脹架橋，進(jìn)而擴(kuò)大注水波及體積，提高水驅(qū)采收率。

（2）調(diào)剖用量及段塞設(shè)計(jì)：①用量設(shè)計(jì)按照逐級(jí)深部調(diào)剖方法，近井地帶為5-8m，遠(yuǎn)井地帶為8-20m，地層深部為20-60m。本次為凍膠分散體深部調(diào)驅(qū)，應(yīng)使調(diào)驅(qū)劑進(jìn)入地層深部，且根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及以往施工經(jīng)驗(yàn)，藥劑進(jìn)入井距1/3位置時(shí)，經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)。調(diào)驅(qū)劑總用量按如下公式設(shè)計(jì)：

調(diào)驅(qū)劑內(nèi)沿半徑設(shè)定為R1為5m；油層平均厚度h為14.4m；平均孔隙度ψ為16.59%。夏52-435井組平均井距350m，設(shè)計(jì)調(diào)驅(qū)劑進(jìn)入地層深度110m；該井組優(yōu)勢(shì)通道的方向性強(qiáng)，其調(diào)剖劑注入的方向系數(shù)取11.5%；根據(jù)吸水剖面，高滲透層厚度占注水地層厚度的分?jǐn)?shù)α取41.7%。因此，夏52-435井現(xiàn)場(chǎng)施工調(diào)驅(qū)劑總體積為4350m3。

②調(diào)剖劑的段塞設(shè)計(jì)

三、調(diào)剖效果分析

夏52-435井組2017年11月30日開(kāi)始施工，2018年1月14日結(jié)束。注入凍膠分散體主體段塞2310方。效果分析：

（1）水井情況：夏52-435注水壓力由9Mpa↗12Mpa，封堵效果較好。

（2）油井情況：

夏52-X12井2017年12月15日含水開(kāi)始下降（94%↘89%），日油能力增加1.4噸/天，至2018年2月下旬含水開(kāi)始上升，懷疑水井夏52-434注入水推進(jìn)，隨即調(diào)配40↘20方/天，含水穩(wěn)定至90%，累計(jì)增油200噸。

夏52-413井2017年底含水開(kāi)始下降（77%-64%），日油能力增加1噸/天，累計(jì)增油160噸。

夏52-423井2017年底含水開(kāi)始下降（95.6%-92.8%），日油能力增加0.6噸/天，累計(jì)增油150噸。

夏52-404井2017年底含水開(kāi)始下降（56%-52%），液量伴有小幅度上升，日油能力增加0.5噸/天，累計(jì)增油110噸。

（3）油井調(diào)整及建議

①夏52-404測(cè)試靜壓，若壓力恢復(fù)較好（20160818測(cè)試24.83Mpa油層中部深度：3085.1m），則進(jìn)行酸化引產(chǎn)。

②夏52-423構(gòu)造低部位采油，測(cè)試產(chǎn)液剖面封掉主力產(chǎn)液層，促進(jìn)夏夏52-435水線向高部位推進(jìn)。

四、結(jié)論及建議

（1）凍膠深部調(diào)剖體系和聚合物微球體系、凍膠分散體系兩項(xiàng)調(diào)剖技術(shù)適用于臨南油田現(xiàn)階段開(kāi)發(fā)要求且有效果，實(shí)現(xiàn)了中低滲油藏深部堵調(diào)，改變了固定流場(chǎng)，擴(kuò)大了波及體積。

（2）水井調(diào)剖后，應(yīng)結(jié)合井組實(shí)際情況，進(jìn)行油水井綜合調(diào)整，抑制主流線，促進(jìn)次流線，必要時(shí)油井進(jìn)行卡封主動(dòng)層。

（3）建議加強(qiáng)后期動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)工作，主要有：吸水剖面、產(chǎn)液剖面、地層靜壓等，便于動(dòng)態(tài)分析，掌握堵劑的主要推進(jìn)方向、突破壓力等等，不斷總結(jié)施工經(jīng)驗(yàn)。

【參考文獻(xiàn)】

【1】張賢松.臨盤油區(qū)調(diào)剖措施適應(yīng)性分析.西安石油大學(xué)學(xué)報(bào).2006年5月第21卷

【2】劉珍.臨盤油田整體調(diào)剖優(yōu)化決策研究.《內(nèi)蒙古石油化工》.2007年08期