王丽 （中石化胜利油田分公司石油开发中心，山东 东营 257000）

孤南油田131块位于孤南洼陷东部，孤南大断层的下降盘，主要开发层系沙二段，探明含油面积2.0km2，地质储量246×104t。构造形态为西北界受孤南大断层切割遮挡的鼻状构造，地层倾角12～30°。沙二段划分为3个砂层组 （S21、S22、S23），储层岩性主要为含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩和细砂岩，平均孔隙度16.4%，平均渗透率74.5mD，属中孔中低渗储层，油藏类型为岩性构造油藏。

该区块1986年投入开发，1989年转入注水开发，至2011年1月，共有油井20口，单元日产油40t，综合含水91.0%。累积产油64×104t，累积产水140×104m3，采油速度0.6%，采出程度25.9%。注水井11口，日注水平480m3，累积注水166×104m3，累积注采比0.74。目前处于高采出程度、高含水、低采油开发阶段。

1 调剖的必要性

孤南油田131块经过20多年的注水开发，油层内部形成高水相流体渗流优势通道，导致驱油效率明显降低。该区块累积注采比0.74，累积亏空57×104m3，地下实际存水率15.7%。注水开发早期，存水率在80%以上，随着开发时间的延续，油井含水上升快，注水利用率逐渐降低，至2000年以后，存水率一直维持在20%左右。在开发过程中突显2个主要矛盾：

1）层间层内吸水不均，储层动用不均。根据吸水剖面资料分析，该区块的S21主力层与非主力层S22、S23之间，吸水状况差异较大。S21厚度大储量高，吸水状况好，相对吸水量占50%～70%；而S22和S23吸水较差。同时，从该区块的油井饱和度测井看，S22、S23层储量动用较差，剩余油集中于S22、S23层。

2）水线推进速度快。该块目前处于低采油、高采出程度、高含水开发阶段，长期注水条件下，油层内部形成高水相流体渗流优势通道，导致驱油效率明显降低，造成注入水长期低效或无效循环，严重干扰了其他层段以及其他部位油层的吸水、出油状况，使得产量急剧下降。

2 调剖现场试验及效果评价

2.1 第1轮调剖

1）调剖思路：调＋堵＋调，由远及近逐级封堵。首先依据1／3～2／3架桥原则［1－3］，用聚合物微球封堵远处的优势渗流通道，再适当选用水膨体颗粒封堵较大的窜流通道，最后用微球深部调驱，达到扩大水驱波及面积，提高采收率的目的。

2）聚合物微球调剖原理。聚合物微球是采用微乳聚合方法合成平均尺寸为几百纳米的、在水中可以均匀分散、易于进入注水地层、随后缓慢吸水膨胀的冻胶微球。

聚合物微球深部调驱机理［4］是通过膨胀后的微球封堵高渗透条带的孔喉，再不断变形、运移，逐级封堵和改变水驱液流方向，扩大水驱波及系数，达到深部调驱提高采收率的目的。其中纳米级微球通过水化后膨胀架桥堵塞封堵，微米级微球通过水化后膨胀电荷吸附封堵。微球均在地层渗流通道最窄的孔喉处进行堵塞，从而实现注入水微观改向。聚合物微球具有深部调驱剂所具备的 “注得进、堵得住、能移动”的特点，表现为：①粒径为纳微米级，易于进入地层深部；②能吸水膨胀，可在孔喉处架桥滞留，改变液流方向；③为粘弹性球体，在地层压力波动下可变形移动，产生多次封堵；④耐温、耐盐、耐剪切，在地层条件下长期稳定。

聚合物微球室内现场试验指标：①在油藏温度50～130℃，矿化度5000～300000mg／L （饱和钙镁离子浓度）条件下，聚合物微球能形成有效的封堵；②聚合物微球在油藏污水中可直接形成均匀分散体系，2000mg／L体系膨胀10d对1.5μm2填砂管封堵效率达到80%以上；室内试验表明微球体系在120℃放置6mon后封堵性能仍未下降。③依据现场试验注入水井压力一般可上升1～1.5MPa。

3）调剖过程。①聚合物微球的选择。该区块流动区间孔喉半径为1.6～6.3μm，孔喉直径3.2～12.6μm，根据孔喉大小和1／3匹配原则，选择聚合物微球具备以下特点：微球膨胀初始粒径≤1.0μm，膨胀后粒径在3～4μm左右最佳，根据水线推进速度16m／d，要求微球10～15d达到最大粒径。根据以上选择要求，优选D－2－10聚合物微球 （见表1）。

表1 D－2－10型聚合物微球性能指标

②堵窜剂的选择。根据以往现场经验［5－6］选择水膨体颗粒堵剂封堵窜流通道，其性能指标见表2。

③调剖施工过程。由于初次施工，对地下窜流情况把握准确性较小，采用3段塞施工：第1段塞微球试注，第2段塞水膨体颗粒堵剂封堵大孔道，第3段塞微球深部调驱。

第1段塞：微球试注。微球注入浓度1000～3000mg／L，微球注入量9.42t。该井注水油压由8.5MPa升至9.1MPa，测试井口PI值 （压降等电点）增加了0.02MPa，FD值 （充满度指数）增加了0.02。对应3口油井产出液微球浓度高于背景浓度。第1段塞后井组产油量下降，由4.7t／d下降至2.8t／d，含水升高，由94.8%上升至97.5%，开发形势变差。分析油水井之间存在高渗流通道，恢复注水后优势通道被打开，微球不能对大孔道实施有效封堵，导致开发形势变差。

第2段塞：颗粒堵剂封堵大孔道。挤入预交联颗粒堵剂8t，油压达10.7MPa，对比调剖前，油压上升2MPa左右。测试PI值 （8.02MPa），较第1段塞升高1.21MPa，说明采用预交联颗粒堵剂，在一定程度上对油水井间的优势渗流通道进行了封堵。

第3段塞：微球深部调驱。微球注入浓度3000mg／L，微球注入量18.125t。第3段塞实施19d、42d后分别2次测试PI值 （8.47MPa、8.94MPa），较第2段塞又有明显升高0.92MPa，说明颗粒堵剂封堵部分大孔道后，微球又对渗流的通道形成了有效封堵。封堵30d内，产出液微球浓度小于背景浓度，分析认为堵窜有效。

4）调剖认识。①注水开发后期，储层物性发生变化，目前孔渗值远高于原始条件，地下优势渗流通道较广。利用地下流体水动力学原理，假设供给边缘压力不变、圆形、单层、均质油藏，根据达西定律计算井组平均渗透率为217×10－3μm2，高于原始的74.5×10－3μm2。

②在存在大的窜流通道的情况下仅靠微球封堵效果差。注微球18d该井组中某一油井首次检测到微球，堵窜30d后又检测到浓度较高的微球，油井含水上升快，说明地层仍存在较大的窜流通道。

表2 水膨体颗粒堵剂性能指标

2.2 第2轮调剖

为进一步改善井组水驱开发效果，本着 “深部、多轮次”调剖的原则［7－9］，分别于2010年3月、6月、8月，3次对该井组中的水井及其周围的水井进行压降测试，发现该井组仍处于低PI值区域。同时，基于第1轮调剖的认识，更改第2轮调剖思路，并进一步对堵剂类型进行优化组合，制定多段塞施工方案。

1）调驱思路：堵＋调。①利用高温冻胶＋絮凝剂体系封窜，由远及近，先封堵大孔道，逐级封堵小孔道，使PI值达到区块平均值；②在达到以上指标后再用聚合物微球深部调驱，在先期封窜的基础上对渗流通道进行深部封堵，达到改变储层平衡的目的。

2）调剖过程。①堵窜剂的选择。高温冻胶：聚合物YG100＋交联剂YG103，126℃下成冻时间1d就达到G级，7d后冻胶又有流动性，体积收缩率只有5%，即聚合物在高温下降解后留下酚醛树脂，酚醛树脂耐温性可达到360℃，在地层会永久存在，连续冻胶的流动性和体积稍有收缩的特点，能使冻胶运移到地层深部更有利于深部调剖。絮凝剂：絮凝剂为稳定化的纳土无机颗粒，悬浮能力好、耐温性好。利用黏土污染的不可逆性对地层孔道进行封堵，这种污染伤害能够达到封堵地层大孔道的目的。

②调剖施工过程。孤南131－2井于2010年9月4日开始实施第2轮次堵窜施工，截止到2010年10月15日，累计注入堵窜剂1590m3。分2个段塞施工，其中2010年9月4日～2010年9月22日注入200m3MPa高温冻胶，YG340－1絮凝剂37t，第1段塞施工后注水油压由9.7MPa升至12.4MPa；第2段塞注入时间2010年9月27日～2010年10月15日，注入150m3高温冻胶，YG340－1絮凝剂25t。施工过程中对GN131－2测试井口压降，曲线及PI值如图1所示。施工前2010.9.3的PI902.5为5.21MPa，2010.10.19的PI902.5为7.14MPa，对比调剖前增加了1.93MPa。从曲线看，PI曲线上移并且变缓。

2.3 调剖效果评价

1）经济效益。调堵后井组平均日产油由4.7t上升至12t，峰值产油14.3t，截止2011年4月底，2轮累增油1600t，其中第1轮增油315t，第2轮增油1285t，投入产出比为1∶6。

2）水井吸水剖面。调剖前主力吸水层为一砂组，相对吸水量达70%，调剖后一砂组吸水能力降低，二砂组吸水能力增强，纵向上吸水剖面趋于平衡，层间差异得到一定的缓解。

3）注水指示曲线。2轮调剖后注水启动压力由7.0MPa升至8.7MPa再升至11.5MPa，视吸水指数由108降至82再降至5，水井吸水能力减弱，说明大孔道得到一定的封堵。

4）油井产液剖面。调剖后油井产液剖面有所改变，二砂组动用程度提高，层间剩余油得到挖潜。

图1 GN131－2井调剖过程中井口压降测试

3 结论及认识

1）由第1轮调剖认识到微球对优势大孔道封堵效果差；水膨体堵窜升压快，不适合深部堵窜。注微球过程中水井油压增幅小，说明存在明显的窜流通道，微球无法架桥吸附，封堵效果差；注水膨体堵窜后，周围油井均呈现含水下降趋势，但由于其膨胀时间短、粒径大，短期内压力升高快，影响堵窜范围和堵窜深度。

2）由第2轮调剖认识到高温冻胶＋絮凝剂组合堵剂对窜流通道封堵作用明显，用量和连续性注入是提高有效期的关键。冻胶＋絮凝剂体系进入地层后井组含水由96.8%下降至92%，初期封堵作用明显。但由于冻胶注入量少 （350m3），后期在地层流体的剪切及油藏温度、压力的综合影响下，冻胶由连续相转变为分散相，同时絮凝剂由于泵注困难没有连续性注入，钠土分散体在地下运移导致原封堵层重新窜流，进而导致注水油压降低至调剖前水平，分析认为堵剂用量和连续性注入是提高调剖有效期的关键。

3）地下优势渗流通道是逐渐形成的并且分布范围较广，必须经过单元整体、多轮次调剖，才能明显改善水驱开发效果。

4）该区块调剖技术的开展取得了显著的经济效益，是当前及今后控水稳油的一项重要有效的技术措施。

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