马红星，胥元刚，魏江伟，李曼平，姚春林

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田公司第五采油厂，陕西西安 710016）

罗1 长8区块所辖长庆姬塬油田，于2007年开始进行先期试验开发，2008年规模化开发。储层平均孔隙度10.6%，平均渗透率0.85 mD，中值半径0.2 μm，平均储层有效厚度10.5 m。罗1区长8油藏中部、中北部局部裂缝较为发育，目前中部小范围连片见水，北部及西南部个别井组油井见水，截至2011年底共有见水井38口，占全厂20.5%，单井产能损失2.2 t。见水主要有以下两个特征：一是见水井见水后日产液量、含水、动液面上升，动态调整后部分井含水有所下降，但注水井复注后含水再次上升，二次停注后油井含水一直居高不下，调整难度大；二是部分井见水后，动态调整反应不明显，油井持续高含水，见水方向复杂，分析认为存在多方向见水特征。罗1 长8区块受储层微裂缝、渗流优势通道等因素的影响，部分油藏局部不同程度的出现裂缝性见注入水井，突出表现在油井注水开发一段时间后，含水快速上升，日产液量、动液面大幅上升，分析水型为Na2SO4，动态调整后部分井含水下降明显。油井见水后，造成油藏局部平面矛盾突出，油井产能损失严重，油田水驱开发效果变差。

1 调剖实施方案

调剖技术由20 世纪80年代逐渐发展至今，为油田高含水开发阶段的稳产、控水及综合治理发挥了重要作用。研究及应用表明，调剖可以有效降低油田递减速率、含水上升速率，提高区块采油量和阶段采出程度，改善区块注水开发效果，取得较好的经济效益[1～5]。针对罗1区长8油藏中部、中北部局部裂缝发育，局部见水特征明显，2012年对该区裂缝见水区域实施调剖综合治理，旨在为该区油藏长期稳产夯实基础。

1.1 调剖剂选择

针对该区裂缝普遍存在的特点，在调剖体系的选择上突出了其封堵性能和封堵强度，采用以弱凝胶（强度可调）、高强度预交联体膨颗粒为主、水玻璃和氯化钙等无机体系为辅的调剖体系进行优势水流通道的封堵。

1.1.1 弱凝胶体系 弱凝胶（Thin Gel）主要采用低浓度聚合物和交联剂形成的以分子间交联为主、分子内交联为辅的三维网状结构的弱交联体系。弱凝胶体系的成胶时间、成胶强度可调，流动性好，且成胶后在后续水的推动下整体“漂移”，具有深部调剖和驱油的双重作用。罗1 长8油藏属中低温油藏，在调剖剂优选上重点考虑抗盐性、抗剪切性强的体系。

实验室分别用清水和污水配制弱凝胶，待其成胶后测定凝胶的粘度。实验测得清水配制的弱凝胶的粘度为2850 mPa·s，污水配制的弱凝胶的粘度为2480 mPa·s（见图1）。污水配制的弱凝胶强度比清水配制的弱凝胶强度略低，仍能满足实际的需求。

图1 清水和污水配制弱凝胶的强度对比

将成胶的弱凝胶体系进行剪切实验，从图2可看出，随着剪切时间的延长，弱凝胶在剪切早期粘度下降较快，后期下降较为缓慢，90 min 后，其粘度保留率在86%以上。

图2 弱凝胶的抗剪切性实验曲线

1.1.2 预交联颗粒 从图3可以看出，预交联颗粒8 d左右膨胀倍数达到最大值，80 d以后膨胀倍数保留率98%以上，说明该颗粒的长期稳定性好。

图3 预交联颗粒的稳定性

1.1.3 无机体系 无机体系具有施工简单、安全可靠、封堵效果好、成本低的优势。采用以硅酸盐为主剂，引入悬浮剂、增强剂，使得硅酸盐水化后生成的Ca（OH）2有较强的吸收力，形成发育良好的硅酸钙凝胶，大大提高硅酸盐的强度，能够延长调剖有效时间。

1.2 工艺设计

通过油藏地质和开发动态的认识，结合动态监测技术和数值模拟，认为裂缝沟通是该区含水上升加剧的主要原因，对裂缝带的治理成为该区稳油控水的关键。段塞设计以“预交联体膨颗粒+高浓度弱凝胶+无机体系”为主，施工排量控制在2.7 m3/h 左右，无机体系可根据现场施工适当调大，现场注入根据动态变化灵活调整。

2 调剖效果评价

2.1 注水井调剖效果

2.1.1 注水压力变化 2012年在罗1 长8区块实施整体调剖17口井。17口注水井调剖后注水压力不同程度上升，上升幅度0～4.9 MPa，平均上升1.6 MPa。注水压力的升高表明注入调剖剂对优势水流通道形成了有效封堵。

图4 地193-45 井调剖前后吸水指示曲线对比

2.1.2 吸水指示曲线从吸水指示曲线资料看（见图4），调剖后注水压力明显升高，说明吸水能力有了改变，长8 层段收到了较好的调剖效果，反映了该调剖工艺封堵该区的优势水流通道是可行的。

2.1.3 压降曲线 在注水量保持不变的情况下，调剖后注水压力升高，关井后压力降落起点就较高，也反映调剖封堵了高渗层。由于高渗层和优势水流通道被封堵，压力降落的速率变得缓慢。这正是利用注水井调剖前后压力降落曲线判断和分析调剖效果的基本原理所在。

图5 地193-45 井调剖前后压降曲线对比

3 油井及区块开发效果评价

17口调剖井对应93口油井，见效36口，见效比例38.7%。累计增油2733 t，累计降水1894 m3。

3.1 存水率

图6 区块存水率曲线

调剖前区块月平均存水率0.75，调剖后月平均存水率上升至0.83，提高了0.08，在一定程度上反映调剖提高了注入水的利用程度，降低了无效注采循环。

3.2 含水上升率

图7 含水上升率变化

调剖后，含水上升率由4.6%下降至3.1%，降低了1.5%。表明区块整体调剖显著控制了含水和含水上升速度。

3.3 自然递减

调剖后，区块平均月自然递减由13.5%下降至13.0%，2012年底自然递减开始增大，应该说，调剖对区块自然递减起到了较好的控制作用。对于后期自然递减开始增大需要进一步评价和分析。

图8 区块月自然递减曲线

从调剖前后油水井的测试资料和生产动态看，调剖有效封堵了优势水流通道，提高了注水压力有利于启动非优势油流通道，提高了注水的利用效率，扩大了水驱波及面积。整体调剖对区块注水开发状况起到了较好的调整作用。

4 结论及认识

（1）罗1 长8油藏中部、中北部区域裂缝发育，开发过程中油井见水快，造成油藏局部平面矛盾突出，油井产能损失严重，油田水驱开发效果变差。

（2）调剖后，注水井注水压力平均上升1.6 MPa。吸水指示曲线和压降曲线等测试资料对比表明优势水流通道带得到了有效封堵，为扩大水驱波及体积奠定了基础。

（3）调剖后油井陆续见效，取得了较好的增油降水效果。区域的存水率、含水上升率和自然递减等开发指标变好。说明整体调剖改善了该区注水开发效果。

［1］冯其红，陈月明，姜汉桥，等.盘223 块油藏整体调剖设计及效果评价［J］.石油勘探与开发，1999，26（4）：82-84.

［2］白宝君，唐孝芬，李宇乡.区块整体调剖优化设计技术研究［J］.石油勘探与开发，2000，27（3）：60-63.

［3］冯其红，陈耀武，郭京来.注水井调剖效果预测统计方法研究［J］.石油钻采工艺，2003，25（6）：63-65.