杨彪强，肖 荣，屈亚宁，张金元

（1.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；2.延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 719000）

在油田开发过程中，地层能量随开发年限的增加而逐渐下降，为维持油田稳产、高产往往需要往地层中人工补充能量，目前较为常见经济的补充方式主要是注水。但对于非均质裂缝性油藏，注水开发一般有效期短、成功率低，特别是当油田普遍高含水后，注入水在大孔道或高渗透层中容易形成优势通道，从而造成水驱“短路”，严重影响后期水驱开发效果。为改善这种不良影响，科研人员在调剖堵水技术的优化上做了大量工作，但是至今仍没有形成一套针对于非均质裂缝性油藏成熟的调剖堵水技术。常规的调剖堵水技术通常只针对一些高渗透层，以及裂缝和大孔道，虽说堵水效果较好，但却忽视了堵剂的驱油效果。因此，在调剖堵水的技术基础上又形成了多元复合调驱技术。该技术通过将驱油剂与堵剂相结合，在堵水的过程中还能达到提高采收率的效果，采用多元调驱技术其成功与否主要在于封堵剂的优选[1-5]。本文依据业内普遍接受的理论基础，结合研究区的地质特征优选出了符合其裂缝尺寸的封堵剂—预交联颗粒，大大提高了该技术的成功率，具有一定的推广作用。

1 多元复合调驱机理

通过多年来的探索实践，发现在深部进行多元复合调剖（驱）液流转向技术可以有效降低长期注水开发后造成的油井高含水状况。多元复合调剖堵水剂的主要构成有：凝胶堵剂、预交联颗粒调剖剂、复合堵剂以及驱油剂。

1.1 机理

预交联凝胶颗粒具有吸水膨胀、油中收缩的特点，颗粒内部大量的亲水基团使其具有极好的吸水膨胀性，颗粒与颗粒之间通过交联作用产生的三维立体网格结构，能够在外力的作用下发生变形，且这种变形具有一定的可逆性。因此，采用预交联凝胶调剖剂，可以使液流改变流向，从而达到深部调驱的目的。

1.2 预交联凝胶颗粒性能评价

1.2.1 膨胀性评价 膨胀倍数（Q）是1 g 凝胶颗粒所吸收液体质量，即：

式中：m1-吸水前颗粒质量；m2-吸水后颗粒质量。

模拟不同地层水浓度情况下，凝胶颗粒随时间膨胀性变化。其矿化度分别为0 mg/L（清水）、4 000 mg/L、50 000 mg/L、100 000 mg/L（见图1）。

图1 预交联凝胶颗粒膨胀性实验

结果表明：清水下凝胶颗粒膨胀性最好，最高可以膨胀26 倍。在模拟地层水环境下矿化度50 000 mg/L以及100 000 mg/L，其结果近似，浸泡4 d 膨胀率可达到14 倍。

1.2.2 封堵性评价 要对高渗透性和裂缝发育的储层实现较好调剖效果，就要分析预凝胶体系在不同裂缝高度下的注入性以及凝胶颗粒的分布情况。根据刘述忍[6]的实验，其选用100～120 目（0.135 mm）的预交联凝胶颗粒，分别注入0.1 mm、0.2 mm 以及0.3 mm 的裂缝中（见图2）。

图2 裂缝下凝胶颗粒的注入压力随PV 数变化情况

第一组实验，由于凝胶颗粒具有一定的强度，当裂缝高度小于凝胶颗粒的直径时，凝胶颗粒均堆积于岩石端部，未进入裂缝内部，此时不断增加注入量，其注入压力也随之增加。此组实验表明大于裂缝高度的预交联凝胶调剖剂其封堵性能差。

第二组实验，选用裂缝高度为0.2 mm 模型，由于凝胶颗粒略小于缝高，实验曲线随注入量的不断增加呈较大的上下波动，说明当凝胶颗粒在裂缝口堆积到一定程度后，注入压力达到其运移压力后，颗粒将向前移动，此时压力下降，凝胶颗粒又堆积，如此往复，颗粒将在裂缝和孔道中不断向前运移。此组实验表明略小于缝高的凝胶颗粒具有较好的封堵性能。

第三组实验，缝高远大于凝胶颗粒尺寸，注入压力曲线呈现一定的上下波动，说明凝胶颗粒运移起来较为容易，实验证明此类组合下的封堵性能较弱，因为大量的凝胶颗粒会均匀分布于孔道中，不能形成有效的堆积。

2 储层见水特征

油井出水是油田开发中后期遇到的普遍现象，特别是注水开发的油田。由于油井见水后含水量将不断增加，若生产过程中不及时采取有效措施，不仅会导致在地下形成一些死油区，影响油藏的最终采收率[7-9]；而且会增加地面原油集输以及原油脱水的工作量，增加原油生产成本。

DX 井组注水井主要注水层位为延10 和长2，采用分层注水方式，两套开发层位边底水较为发育，该类型油藏的底水一旦突破，就会造成油井含水迅速上升的情况。经过多年的注水开发后该井组中受益油井含水均较高，正常开井的DX23 井在三个月内含水由85%升至95%，DX24-1 井含水由20%升至100%，DX24 井含水由26%升至48%，DX24-2 井由于水淹已关井（见表1）。根据该区钻井资料和生产实践证实，该区域油层裂缝比较发育。由于物性差，油水井投产、投注时都经过压裂改造，使油水井间裂缝的直接沟通成为可能。但注水开发后期注入水有较大一部分沿裂缝和高渗透层突进，因此对该井采取裂缝堵水措施，实施化学调驱可以提高注入水波及体积，降低油井含水，提高井组产能[10-17]。

表1 DX 井组受益油井产能

在调驱前对注水井DX21 井进行吸水剖面测试，结果显示：在1 922～1 927 m/5 m 和2 012～2 013.5 m/1.5 m 处存在有明显指进现象。分析DX21 井延10 层段的相对吸水百分数为62.39%，长2 层段的相对吸水百分数为37.61%。

3 现场应用及效果

3.1 调驱方案

根据该井区地层温度、地层水矿化度值，结合区块地质特点（见表2），采用多元复合调驱剂，对注水井与采油井间裂缝及高渗透层进行封堵，以油管正注方式调驱[18-20]。

表2 调剖层段基本数据

采用两个配液池交替配制，在每个段塞开始前，用低浓度深部调驱体系进行试注，观察压力注入变化情况。注完调驱剂后，用泵连续顶替清水100 m3，以过量顶替调驱剂。调驱完成后，关井反应3 d，试注正常后，正常注水。本次施工注入堵剂1 365 m3，干剂用量20.7 t，其中预交联凝胶颗粒采用直径为1～3 mm（见表3）。

表3 调剖及配方参数

3.2 调驱效果

3.2.1 水井效果 施工前注水压力5.0 MPa，施工后注水压力7.0 MPa，上升了2.0 MPa（见图3），这说明凝胶颗粒进入大孔道后堵塞了油水井之间的优势通道；延10 层相对吸水强度降低至41.1%，长2 层段相对吸水强度增至58.9%。测试及施工曲线数据表明堵剂起到了封堵裂缝的作用（见表4）。

表4 调驱后注水井吸水指数变化情况

图3 注水井调驱施工曲线

3.2.2 油井效果 现场施工后，调驱效果比较明显，其中开井油井产油均增加，其中2 口井含水下降，1 口井含水略微增加，1 口井含水上升。DX24 井含水由调驱前37%下降到8%，日均产油量上升0.14 t，截止10 月底DX 井组累计增油381.61 t（见表5），按照延长油田内部油价计算，投入产出比为1:3，且增油效果仍在持续。

表5 调驱前后油井产量变化

4 结论

（1）预交联凝胶颗粒在清水中最高可以膨胀26倍。在模拟地层水环境下浸泡4 d 膨胀率可达到14 倍，在注入地层后可以满足封堵高渗透层的目的。

（2）当裂缝高度小于凝胶颗粒的直径时，凝胶颗粒均堆积于岩石端部，未进入裂缝内部，调剖剂其封堵性能最差；当凝胶颗粒略小于缝高，凝胶颗粒在裂缝口堆积到一定程度后，随注入压力增大，颗粒将在裂缝和孔道中不断向前运移，该尺寸颗粒具有较好的封堵性能；当缝高远大于凝胶颗粒尺寸，凝胶颗粒运移起来较为容易，封堵性能较弱。因此，采用与裂缝缝高相近的凝胶颗粒能够较好的实现封堵性。

（3）依据试验区裂缝宽度，施工用预交联凝胶颗粒直径为1～3 mm。

（4）研究期DX 井组累计增油381.61 t，阶段投入产出比为1:3。

（5）经过现场试验，长期注水冲刷形成的大孔道得到了有效封堵，本次施工最终达到了稳油控水、提高注入水波及体积的目的。