南泥湾油田多段塞复合凝胶调驱技术应用

张金元，王振宇，郭红强，姚 健，刘海伟，王 琰

(延长油田股份有限公司 勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716000)

延长油田为低渗透、特低渗透砂岩储层，非均质性严重，微裂缝发育。注水开发初期含水上升速度快，甚至出现水淹现象。现在大部分采油厂主要采用注水开发方式保持油层压力进行开采。由于地层渗透率非均质性严重，注入水常沿高渗透层大孔道过早侵入油井，造成水驱波及系数低，利用率低，中低渗层的生产潜力得不到发挥。使油井含水率上升和产油量下降，降低了油田开发水平及经济效益[1-2]。

为了解决注水开发中存在的问题，目前常规的水井调剖技术具有堵剂强度小、调剖半径小、有效期短等特点[3-4]。随着工艺技术进步，以无机凝胶为主体的多元调驱剂复合运用工艺在生产中被广泛应用[5-7]。

为了提高驱油效率，选择在南泥湾采油厂松树林油区进行试验。根据该油藏的地层情况，开发出适合南泥湾采油厂松树林油区高含水区块储层特性的无机凝胶调驱剂配方；并通过不同的段塞设计、不同的工艺参数优化，有针对性的完善、配套调驱工艺。在改善吸水剖面的同时，增加油井的产油量，提高驱油效果，最终达到提高采收率的目的。

1 无机凝胶深部调驱新技术

1.1 无机凝胶调驱技术及优点

无机凝胶技术是将一种能缓慢释放H+的颗粒控制剂直接加入水玻璃溶液中，在一定条件下，随颗粒控制剂的加入，体系pH值缓慢降低，同时水玻璃溶液中以胶体粒子形式存在的高聚态硅酸根离子不断长大，最终体系固化成冻胶，对目的层实施有效封堵[8]。无机凝胶调驱技术有3个优点[9]：1)无机凝胶黏度较小，流动性好适用于中低渗油藏；2)无机凝胶有较强配伍性。在调驱过程中必须有交联剂配合使用，才能达到凝胶效果，无机凝胶强度比弱凝胶要强，这种凝胶最大特点是能同有机弱凝胶形成新的强度更高的网状结构凝胶，同时，无机凝胶能同类似预交联颗粒在地层裂缝通道形成有骨架弹性结构的调堵水剂，其强度要大于单一的预交联颗粒。在现场具体施工中，一般是无机凝胶同预交颗粒交替注入，同时无机凝胶调剖剂是在地面配成3%～4.5%浓度直接注入地层。该调剖剂同时还可以与地层中Ca2+、Mg2+反应形成另外一种凝胶体，无机凝胶由此可见适应于CaCl2水型地层；3)无机凝胶现场施工安全，对人体危害小，成胶可控性强。因为无机凝主要成份为无机物，在配制和施工中比较安全，而成胶反应是在地层中与其它体系反应，其时间和强度可以通过浓度来调整。

1.2 无机凝胶调驱剂的配方确定

针对水淹井，从套漏、边底水、裂缝发育程度等方面分析，找出因为注入水造成水淹的关停井，作为无机凝胶调驱技术试验井，进行调驱、调配方筛选与配制工艺优化。只有当调驱剂筛选合适，注入工艺、施工参数和治理措施合理时，才能获得理想的堵水、调驱、增油效果。

调驱剂的选择要满足以下要求：调驱剂应具有良好的进入能力，能有效注入地层；大剂量深部调驱堵水主要是避免近井地带驱堵后注入水环流；调驱剂应具有像水一样的良好可注入性，能保证进行大剂量深部调驱；调驱剂应具有在地层条件下保持长期稳定性的封堵能力；调驱剂应具有适应地层要求的封堵强度。

调驱工艺原则：以堵为主，促使侧向油井见效。调驱工艺采用的调驱剂为高分子聚丙烯酰胺+交联剂+改性预交联颗粒+复合凝胶+交联剂，调驱剂的配方见表1。

表1 调驱剂配方

调驱体系段塞分为5个段塞：第1段塞(聚合物+交联剂1)为驱替液，驱替裂缝通道地层水；第2段塞(预交联颗粒+无机凝胶)，主体(I)确保段塞能有效封堵裂缝通道起架桥作用；第3段塞(无机凝胶+交联剂2)，主体(II)确保段塞强度，与段塞(I)形成有效封堵；第4段塞(低浓度无机凝胶)，确保调驱体系连续稳定，使调驱主剂向深部低压推进；第5段塞(顶替段塞)用清水，反应72 h。

1.3 工艺设计

施工工艺必须和油藏的储层特征、出水特征相适应。储层条件是客观因素，也是成败的关键。选井依据：对应油井含水率比较高，井组对应油井平均含水率都达到70%以上，而且采出程度比较低；累计注采比都接近1，这时最需要启动新层，油水井的连通性较好；注水井吸水和注水良好，吸水不均匀，非均质严重，吸水差异大；注水井无套漏、套损现象，无窜槽和层间窜漏现象。注水量偏大，注水压力偏低。

试注的目的是为了了解地层的吸水能力，掌握注水压力和注水排量等数据(如果试注时，注水压力和排量波动较大，施工时应充分考虑这些因素)，便于施工中预防可能会出现的一些情况。施工时还可能会出现另外一种情况，即注入大量堵剂后，施工压力不升，甚至会有极个别井出现压力下降。堵剂没有进入预定层位，也难以达到调驱的目的。因此，为了确保施工成功，必须进行试注。另外，试注使油管、套管内充满清水，堵剂不能或很少沉入井底。

堵剂用量设计的原则：按吸水层段的厚度来确定堵剂的用量，有小夹层发育的地层，水井处理半径为4～6 m，无小夹层发育的地层，水井处理半径为5～8 m，二次调驱的水井，堵剂用量要大于前一次的用量。堵剂用量一般按照公式(1)计算，

V=3.14R2hφ(1-Sor)，

(1)

式中：V为堵剂用量(m3)；R为处理半径(m)；h为封堵层厚度(m)；Sor为剩余油饱和度(%)。

施工参数的设计：1)泵压：调驱施工的泵注压力与地层条件、注入排量、累计注入量、调驱剂性能等因素有关。在设计施工时需要注明施工压力上限。制定施工压力上限的原则一般为：从施工安全和不伤害地层的角度考虑，施工压力一般不超过地层破裂压力的80%；从调驱治理后能够保证有效注水的角度考虑，施工压力一般不超过注水干线压力。另外，从保证施工效果的角度考虑，一般选取注入过程中的爬坡压力为3.0～5.0 MPa。2)排量：一般要求低排量注入，以防止堵剂伤害非调驱层，同时有利于控制泵压，确保堵剂进入高渗透层或大孔道。根据地层吸水指数，排量一般控制在0.2～0.3 m3/min。

2 无机凝胶技术矿场应用

南泥湾采油厂松树林区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部，区域构造为平缓的西倾单斜，地层倾角小于1 °，千米坡降为7～10 m，内部构造简单，局部发育差异压实形成的鼻状构造。含油性主要受物性、岩性控制，圈闭类型属于岩性圈闭。

油田油层主要为三叠系延长组长2、长4+52、长61、长62储层，岩性主要为灰色细粒长石砂岩。孔隙类型以原生粒间孔、溶孔为主，储层物性具有特低孔～超低孔、特低渗～超低渗特征。其总的岩石学特征是成分成熟度低、结构成熟度高。孔隙度7.9%～11.5%，渗透率平均值为0.95×10-3μm2，含油饱和度45.12%～56.37%。

在对南泥湾水淹区块油藏地质再认识、油藏储层特征、出水特征综合研究后，优选出合理的高含水井组进行无机凝胶调驱技术现场应用。只有筛选合适的调驱剂，选区、选层、选井、注入工艺、施工参数和治理措施合理时，才能获得理想的增油效果。

现场施工步骤为：清洗井筒，保证井筒清洁→清除近井地带堵塞及污染物，保证调驱减阻增注剂容易被吸附到油层岩石表面；挤预处理弱凝胶段塞；无机凝胶主体段塞；预交联颗粒调驱段塞；加驱油剂段塞；稳定反应；注水。跟踪现场施工效果，并进行效果评价。

根据动态资料分析，注水井注入水后对应油井含水普遍升高，油井开始水淹。通过对吸水剖面测试，注入水在射孔段某处吸水不均匀，容易导致油井含水上升或者过早水淹情况。对比油水井的对应关系，明确注采关系，了解油井生产历史和注水井吸水情况。综合各项静态和动态资料，最后确定了8口调驱井，评111井、松700-11井、赵11-3井、赵13-4井、赵12、赵113-6井、松565井、新197-4。

通过对8口注水井进行调驱，改善了地层渗流特性。在施工过程中，适时调整用料及排量，压力得到了平稳控制，较合理地实现了“调”与“驱”之间的段塞配合。在“调”方面，限制了高吸水层吸水量，有效降低了生产油井含水率，减缓了含水上升速度，实现了新小层或层内非均质小层的启动；在“驱”方面，则重点考虑了平面内的非均质影响，实现了在原有注水通道上提高驱油效率，同时扩大了后续驱替液的波及体积。对8个注水井对应的采油井增油效果进行分析，以评111井组为例。评111井位于南泥湾采油厂松树林注水区，评111注水井组井位图如图1所示。该井于2011年11月转注，注水对应油井为赵25-4、评111-3、评111-4、评111-5、评111-1、评111-2。对评111-4、评111-2井和注水井评111分别进行关、开注水观察，认为评111-4、评111-2井的高含水主要来自评111注水井，作为长6地层不存在底水和边水，因此该注水井与受益井的对应关系明确，连通性较好。

图1 评111注水井井组井位图

由吸水剖面测试结果可知，注入水在射孔段525～527 m、546～549 m处吸水不均匀，容易导致油井含水上升或者过早水淹情况。长6油层岩石类型主要为灰绿色细粒长石砂岩，少量岩屑长石砂岩。石英含量为42.5%，长石含量为41.5%，岩屑含量12.4%。评111注水井油层数据如表2所示。

表2 评111注水井转注之前油层数据

评111井组调驱后，注水压力明显上升，启动压力由8.5 MPa，提高到12.0 MPa，注入井口压力提升3.5 MPa；调驱前日注水量4 m3，调驱后日注水量无变化。该井调驱后，井组综合含水由调驱前70%下降至20%，含水下降了50%，井组的油量由调驱前0.632 t/d，上升到调驱后1.127 t/d，日增加油量0.495 t/d。措施前后生产情况对比图如图2所示，从图2中可以看出，增油效果明显。

通过对8个井组进行了调驱施工，利用新工艺、新技术有效实现了油井稳油控水，水井有效注水的目的。截至2020年4月底，各井组综合含水率平均下降26.7%；平均井组日增油0.491 t，累计增油1 474.92 t。措施实施效果如表3所示。

表3 措施实施效果统计表

结合南泥湾采油厂松树林区块地质特点及井组生产情况，调驱工艺经过充分论证后采取通过选用聚合物，无机凝胶及预交联体系调驱工艺，该技术的特点及创新性在于：针对南泥湾采油厂松树林区油藏低孔、低渗等特点，选取优化无机凝胶及预交联体系调驱工艺。预交联凝胶体膨颗粒调驱剂具有遇水体积膨胀、可变形、抗温性好(110 ℃以上)不受地层水矿化度的影响等特点；在驱动力较大，颗粒直径和孔喉相差较大的条件下，颗粒被破坏为与孔喉相匹配的较小颗粒，可以顺利的通过孔喉运移到地层深部；稍大于孔喉的颗粒，可发生弹性形变，向地层深部运移，驱替残余油向油井运移。截至2020年4月底，各井组综合含水率平均下降26.7%；平均井组日增油0.491 t，累计增油1 474.92 t。有效期大于8个月。原油税后收入按1 900元/t计算，产出：1 474.92 t×1 900元/t=2 802 348元；投入：1 450 000元；投入产出比：2 802 348÷1 450 000=1.93。投入产出比为1∶1.93，取得了较好的经济效益。

3 结论与建议

通过调驱施工，选用聚合物，无机凝胶及预交联体系调驱工艺能很好的调堵压裂裂缝，改变吸水剖面，消除了指进现象。调驱技术可有效控制油井含水率，增加有效注水量。从井组调驱前后生产状况分析，8个井组含水率平均下降26.7%，累积增油量1 474.92 t。投入产出比为1∶1.93。说明对中高含水井的来水通道起到了有效调堵，取得了较好的经济效益。对南泥湾油田松树林区块多段塞复合凝胶调驱技术应用效果分析可知，深部调驱技术可封堵高渗透层，提高油层压力，有效控制油井含水。将深部调驱技术应用到其他油田开发中，对提高采收率具有一定的参考价值。