趙燕紅，景文杰

（1.西安長慶化工集團(tuán)有限公司研究所，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

區(qū)塊整體調(diào)剖技術(shù)是由20世紀(jì)90年代的單井調(diào)剖、多井調(diào)剖逐漸發(fā)展形成的，為油田高含水開發(fā)階段的穩(wěn)產(chǎn)、控水及綜合治理發(fā)揮了重要作用。研究及應(yīng)用表明，區(qū)塊整體調(diào)剖可以有效降低油田遞減速率、含水上升速率，提高區(qū)塊采油量和階段采出程度，改善區(qū)塊注水開發(fā)效果，取得較好的經(jīng)濟(jì)效益[1～5]。區(qū)塊整體調(diào)剖是指調(diào)剖區(qū)塊（油藏）注水井在6口以上，且有1/3以上的注水井進(jìn)行了調(diào)剖。白于山長4+5油藏為長慶靖安油田的主力開發(fā)區(qū)塊之一，投產(chǎn)開發(fā)至今，區(qū)塊先后四次含水突然上升，含水上升間隔周期越來越短，上升速度越來越快，水淹產(chǎn)能損失加劇。2010年底區(qū)塊綜合含水達(dá)70%，自然遞減17.4%，綜合遞減14.6%，采出程度僅6.1%，開發(fā)形勢十分嚴(yán)峻。2011年在白于山長4+5油藏開展了區(qū)塊整體調(diào)剖工藝技術(shù)的研究，現(xiàn)場應(yīng)用表明，整體調(diào)剖使區(qū)塊開發(fā)指標(biāo)全面變好，顯著改善了區(qū)塊注水開發(fā)狀況。

1 區(qū)塊整體調(diào)剖概況

白于山長4+5儲(chǔ)層平均孔隙度13.5%，滲透率1.45×10-3μm2，微裂縫發(fā)育，屬典型的低孔低滲油藏。由于試油產(chǎn)量普遍較低，長期以來被列為難動(dòng)用儲(chǔ)量開發(fā)區(qū)塊，只有壓裂后才能獲得工業(yè)油流。早期的規(guī)?；瘔毫呀óa(chǎn)使人工裂縫與儲(chǔ)層天然裂縫大面積溝通，裂縫分布更加復(fù)雜。投產(chǎn)即進(jìn)入中高含水開采，開發(fā)過程中油井含水不斷上升，水淹井逐年增加。2010年底區(qū)塊綜合含水達(dá)70%，采出程度僅6.1%，穩(wěn)產(chǎn)難度大。為改善水驅(qū)開發(fā)效果，提高水驅(qū)動(dòng)用程度，改善剖面矛盾，2011年對白于山長4+5裂縫性油藏進(jìn)行了整體調(diào)剖。

通過油藏地質(zhì)和開發(fā)動(dòng)態(tài)的認(rèn)識，結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)和數(shù)值模擬，認(rèn)為裂縫溝通是該區(qū)含水上升加劇的主要原因，對裂縫帶的治理成為該區(qū)穩(wěn)油控水的關(guān)鍵。針對該區(qū)裂縫普遍存在的特點(diǎn)，在調(diào)剖體系的選擇上突出了其封堵性能和封堵強(qiáng)度，主要采用高強(qiáng)度預(yù)交聯(lián)體膨顆粒、高濃度弱凝膠、YQY-1強(qiáng)凝膠以及水玻璃和氯化鈣的無機(jī)體系進(jìn)行裂縫的封堵。段塞設(shè)計(jì)以“預(yù)交聯(lián)體膨顆粒+高濃度弱凝膠+無機(jī)體系+YQY-1強(qiáng)凝膠”為主，根據(jù)現(xiàn)場施工和動(dòng)態(tài)變化對調(diào)剖體系、段塞組合實(shí)時(shí)優(yōu)化和調(diào)整。白于山長4+5油藏注水井38口，通過PI決策結(jié)合油藏動(dòng)態(tài)優(yōu)選出了17口注水井進(jìn)行調(diào)剖，實(shí)際完成14口。

2 調(diào)剖效果評價(jià)

2.1 注水井調(diào)剖效果

2.1.1 注水壓力變化 14口注水井調(diào)剖后注水壓力明顯上升，上升幅度1.2～5.2 MPa，平均上升2.8 MPa。表明注入調(diào)剖劑對裂縫帶形成了有效封堵，為注入水動(dòng)用低滲油層建立了良好的驅(qū)替條件。

2.1.2 吸水指示曲線 調(diào)剖前吸水能力相對均勻，原因是注入水主要在優(yōu)勢通道流動(dòng)；調(diào)剖后注水壓力升高，吸水能力變差。表明調(diào)剖劑對高滲層起到了一定的封堵，后續(xù)注入水進(jìn)入不易流動(dòng)的低滲層，使注水壓力升高，即低滲層或有新層段開始吸水。注水波及體積擴(kuò)大。

2.1.3 壓降曲線 調(diào)剖前壓降幅度小，這是因?yàn)樵诘妥⑺畨毫l件下，充足的地層能量足夠維持以裂縫為主要滲流通道的驅(qū)替壓力系統(tǒng)；調(diào)剖后注水壓力高，壓降趨勢變得陡峭，壓降穩(wěn)定所需的時(shí)間較長，這是因?yàn)樽⑷胨M(jìn)入了低滲層段，而低滲層段的壓降所需的時(shí)間比高滲層明顯要長。進(jìn)一步說明調(diào)剖劑對高滲帶（裂縫）起到了較好封堵作用。

2.1.4 吸水剖面 調(diào)剖后吸水層短得到調(diào)整，吸水層段更加集中，吸水更加均勻。調(diào)剖后尖峰狀吸水變?yōu)榫鶆蛭?，吸水能力增?qiáng)。表明調(diào)剖后吸水剖面得到有效調(diào)整，油層吸水狀況得到了改善。

3 區(qū)塊整體調(diào)剖效果評價(jià)

14口調(diào)剖井對應(yīng)77口油井，調(diào)剖后油井陸續(xù)見效，見效比例53%。截至目前累計(jì)增油2 751 t，累計(jì)降水 0.8×104m3。

3.1 存水率

存水率是指地層存水量與累計(jì)注入量之比。注水開發(fā)過程中隨著原油采出量增加，綜合含水不斷上升，注入水不斷被采出，含水越高，采出水量越大，地層存水量越小。存水率反映注入水的利用情況。

調(diào)剖前區(qū)塊月平均存水率78.3%，調(diào)剖后平均存水率81.8%，提高了3.5%，表明調(diào)剖后提高了注入水的利用程度。

3.2 水驅(qū)指數(shù)

水驅(qū)指數(shù)是指地層存水量與累計(jì)產(chǎn)油量之比，其油藏工程意義為每采出一噸原油注入水在地層的存水量。開發(fā)過程中注入水隨原油不斷被采出，含水越高，采出水量越大，地層存水率越小，水驅(qū)油效率越低。水驅(qū)指數(shù)反映注入水的有效利用情況和水驅(qū)油效果的好壞。

調(diào)剖前區(qū)塊月平均水驅(qū)指數(shù)7.7，調(diào)剖后月平均水驅(qū)指數(shù)上升至7.9，提高了0.2，表明調(diào)剖后注入水有效利用程度得到了提高，水驅(qū)效果變好。

3.3 綜合含水和含水上升率

調(diào)剖后，綜合含水由69.6%下降至65.6%，含水上升率由3.4%下降至-5.6%。表明區(qū)塊整體調(diào)剖顯著控制了含水和含水上升速度。

3.4 自然遞減

調(diào)剖后，區(qū)塊平均月自然遞減由17.1%下降至14.9%。綜合遞減由14.6%下降至11.2%。

3.5 水驅(qū)特征曲線

調(diào)剖后水驅(qū)特征曲線斜率變小，區(qū)塊水驅(qū)動(dòng)用程度提高0.17%，表明調(diào)剖后水驅(qū)波及體積擴(kuò)大。

調(diào)剖后綜合含水降低了4%，水驅(qū)預(yù)測采收率由24%調(diào)整為26.5%，提高采收率2.5%。整體調(diào)剖對區(qū)塊注水開發(fā)狀況起到了較好的調(diào)整和明顯的改善。

4 結(jié)論及認(rèn)識

（1）白于山長4+5油藏規(guī)劃化壓裂建產(chǎn)使人工裂縫與天然裂縫溝通，區(qū)塊含水上升速度加快，水淹產(chǎn)能損失嚴(yán)重。2010年底綜合含水70%，采出程度僅6.1%。為控制區(qū)塊遞減和綜合含水，實(shí)施整體調(diào)剖以改善開發(fā)效果。

（2）調(diào)剖后，注水井注水壓力平均上升2.8 MPa。吸水指示曲線、壓降曲線和吸水剖面測試對比表明裂縫帶得到了有效封堵，吸水剖面得到了調(diào)整和改善，提高了水驅(qū)波及體積。

（3）區(qū)塊存水率和水驅(qū)指數(shù)增大，自然遞減、綜合含水和含水上升率明顯降低，開發(fā)指標(biāo)全面變好。整體調(diào)剖顯著改善了該區(qū)注水開發(fā)效果。

［1］油田區(qū)塊整體堵水調(diào)剖技術(shù)論文集編委會(huì).油田區(qū)塊整體堵水調(diào)剖技術(shù)論文集［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1994.

［2］王元基.改善水驅(qū)提高采收率技術(shù)文集［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2011.

［3］劉一江，王香增.化學(xué)調(diào)剖堵水技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［4］李傳亮.油藏工程原理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005.

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