涧峪岔油田多段塞复合凝胶调驱剂体系矿场应用

Field application of multi-segment seismic composite gel drilling fluid system in Jianyucha oilfield

摘要

随着油田开发进入中后期，注水井与采油井之间往往会形成水流优势通道，使得注入水形成无效循环，为了封堵高渗透层，同时增加驱油效率，针对涧峪岔油田的地质特征，研究了多段塞复合凝胶调驱剂体系的调驱剂配方，并在矿场进行了应用。结果表明，在涧峪岔油田1口注水井调驱施工四个月后，该井组平均日增油0.868 t，累计增油104.16 t，并且持续有效，投入产出比为1∶1.24，效果较好。可以得出多段塞复合凝胶调驱剂体系可以有效封堵高渗透条带，使得注入水均匀推进，增加水驱动用储量，此外由于表面活性剂的存在，增加驱油效率，从而提高原油采收率效果较好。该研究对于同类油田的高效开发具有一定的指导价值。

Abstract

As oilfield development enters the middle and late stages， water injection wells and production wells often form water flow dominance channels， resulting in ineffective circulation of injected water. To seal high-permeability layers and increase oil displacement efficiency， based on the geological characteristics of Jianyu Cha Oilfield， a multi-segment plug composite gel water flooding agent formulation was studied and applied in the field. The results showed that four months after the water flooding agent application in one water injection well of Jianyu Cha Oilfield， the average daily oil production of the well group increased by 0.868 tons， with a cumulative increase of 104.16 tons. The effect was sustained and the input-output ratio was 1∶1.24， indicating a good result. It can be concluded that the multi-segment plug composite gel water flooding agent system can effectively seal high-permeability strips， allowing injected water to advance uniformly and increasing the water-driven reserves. Moreover， due to the presence of surfactants， the oil displacement efficiency is increased， thereby improving the oil recovery rate effect is good. This research has certain guiding value for the efficient development of similar oilfields.

Graphical abstract

关键词

涧峪岔油田 / 低渗透油藏 / 复合凝胶 / 调驱技术 / 矿场试验

Key words

Jianyucha oilfield / low-permeability oil reservoir / composite gel / water flooding technology / field test

鄂尔多斯盆地涧峪岔油田地处盆地东部，储层埋藏较浅，属典型的裂缝性低渗透油藏。该类油藏地质条件复杂，宏观非均质性强，微裂缝发育普遍，储层非均质性、天然微裂缝以及油水井人工裂缝的共同作用，导致注水开发过程中水淹、水窜问题突出^［1-3］。随着注水开发的持续深入，注入水长期沿高渗透带或裂缝系统冲刷，逐渐形成了水流优势通道，造成注入水低效乃至无效循环，油田含水率上升加快，水驱开发效果显著变差^［4］。

而多段塞复合凝胶调驱技术可有效解决上述问题。该技术融合了“调剖”与“驱油”的双重机理，通过复合凝胶体系对高渗透层实施有效封堵，迫使后续注入液流转向，扩大中低渗透层的波及体积；同时，结合表面活性剂的驱油作用，提高微观驱油效率，从而协同提升原油采收率^［5］。近年来，弱凝胶调驱技术在国内多个油田取得了成功实践。例如，鄂尔多斯盆地BL区块采用自适应凝胶体系多段塞交替注入，对应油井平均含水率降低4.2%，累计增油754.8 t^［6］；大庆油田及渤海稠油油藏的矿场应用也证实了该类技术具有较好的增油降水效果^［7-8］。研究表明，调驱剂体系的注入量、注入浓度、注入时机及配方优化是决定技术成效的关键^［9-17］。

涧峪岔油田储层微裂缝发育，平面矛盾尤为突出。以典型井组8309-1为例，注水开发过程中“指进”与“舌进”现象显著，已导致4口油井发生水淹，注入水在油水井间形成严重的低效或无效循环，水驱效率持续降低。为此，本文针对涧峪岔油田地质特征与开发矛盾，研发适用于该油田的多段塞复合凝胶调驱剂体系，优化关键注入参数，并开展矿场试验，旨在验证该技术在裂缝性低渗透油藏中的适用性与有效性，为同类油田的高效开发提供技术参考与实践依据。

1 油田现状及调驱方案

多段塞复合凝胶调驱技术实现了调剖和驱油双重作用，聚合物凝胶可以封堵水淹水窜储层，提高地层压力，从而扩大注入水的波及体积。体系中表面活性剂的作用可以降低油水界面张力，使得油与岩石壁面更容易分离，从而增加了驱油效率。该技术在延长油田东部示范区应用效果较好，因此将该技术引入涧峪岔油田，该技术对水淹水窜井组治理效果较好。

1.1 单井数据

8309-1注水井组位于子长市涧峪岔镇，该井注水方式为正注，注水层位为长6₁³+6₂¹，泵压9 MPa，油层压力3.5 MPa，配注量9 m³/d，注水量11.719 m³/d，投转注日期为2010年10月2日，人工井底1 086.9 m，完钻井深1 096.23 m，完钻层位为长6，水泥返高469 m，最大井斜24.93°，造斜点177 m，该注水井组受益油井7口（8309-2、8309-4、8309-5、8309-3、8309、8308-2、8308-3）。8309-1注水井调驱层的基础数据，明确了8309-1注水井调驱的层位信息，只有注水层位与采油井层位对应的情况下，可补充地层压力，注水效果最好。长6₁³油层段位1 006.6~1 007.8 m，射孔段1 006~1 008 m，孔隙度8.21%，渗透率0.75×10^-3 μm²，含油饱和度34.13%，油水同层。长6₂¹第一个油层段1 016.1~1 017.7 m，射孔段1 016~1 017.5 m，孔隙度8.51%，渗透率0.83×10^-3 μm²，含油饱和度34.15%，油水同层。长6₂¹第二个油层段1 028.1~1 032.2 m，射孔段1 028~1 032.2 m，孔隙度8.31%，渗透率0.75×10^-3 μm²，含油饱和度20.06%，油水同层。

7口受益油井的基础数据，明确了受益油井的开采层位，只有注入水注入层位与采油井生产层位对应的情况下，注入水才能有效的补充地层压力，增大波及体积，存在表面活性剂的情况下增加驱油效率。8309-4油井，层位为长6₁²和长6₁³，射孔段分别为1 020.6~1 022.6 m和1 034~1 036 m，油层厚度总共4 m。8309-5油井，层位为长6₁²和长6₁³，射孔段分别为996~998 m和1 011~1 013 m，油层厚度总共4 m。8309-2油井，层位为长6₁³，射孔段分别为1 006~1 008 m和1 016~1 018 m，油层厚度总共4 m。8308-2油井，层位为长6₂¹和长6₂²，射孔段分别为1 076~1 079 m和1 103.5~1 105.5 m，油层厚度总共5 m。8308-3油井，层位为长6₁³，射孔段分别为1 035~1 038 m和1 046~1 048 m，油层厚度总共5 m。8309油井，层位为长6₁²，射孔段为976~978 m，油层厚度总共2 m。8309-3油井，层位为长6₁³，射孔段为1 025~1 027 m，油层厚度总共2 m。

7口受益油井调驱前生产情况，从见水前和目前生产状况对比来看，8309-5、8309-2和8309-3三口油井水窜明显，已经进行关井处理，急需对该井组进行调驱堵水措施。

8309-1注水井测井解释成果可知，吸水层位均为延长组长6储层，第1个射孔段吸水强度0.44 m³/d·m，第2个射孔段吸水强度0.53 m³/（d·m）。砂层厚度分别为10.8 m和1.6 m，合计12.4 m。油层厚度分别为1.2 m和1.6 m，合计2.8 m。射孔段厚度分别为2.0 m和1.5 m，合计3.5 m。

1.2 油层连通状况

该注水井组井位图如图1所示，注水层段分别为长6₁³、6₂¹，有6口采油井开采长6₁³层与注水井注采连通，有2口采油井开采长6₂¹层与注水井注采连通。该注采井组层位对应性好，通过绘制栅状图连通图可以分析具体的注采连通情况。

1.3 选井依据

对应油井8309-5油量由0.35 m³/d下降为0，含水量由65%上升为100%；8309-2井液量由0.28 m³/d下降为0，含水量由75%上升为100%；8309-3井水淹关井；8308-2井2023年1月份产油量由0.25 m³/d下降为0，含水率由81%上升为100%，2023年1月8309-1整个井组产液量为7 m³/d，含水量上升为68.6%。8309-2、8309-3、8309-5、8308-2先后水淹关井，8309-1井组到2024年7月份产液量为3.98 m³/d，含水率为64.8%。

由于受长期注入水的冲刷，该井组油藏储层内的岩石结构和物性参数发生了较大变化，造成油层在平面展布上矛盾突出，注入水在不同岩性段突进各不相同，使得油水井之间形成高渗透条带或形成较大微孔，水驱程度差异大，目前该井组4口油井水淹，注入水在油水井间低效或无效循环，降低了水驱油效率，因此决定对8309-1井长6₁³+6₂¹注水层进行大段塞调驱。通过调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善水驱效果，降低高渗透层的渗透率，减少层间干扰，迫使注入水增加对低含水部位的驱油作用，提高原油采收率。

2 多段塞复合凝胶调驱剂的选择

2.1 调驱剂配方

根据8309-1注水井区地层温度，地层水矿化度值，以往施工情况及此区块地质特点，结合各调驱剂的特点及对油藏封堵的要求，拟采用复合调驱剂，对注水井与采油井之间裂缝及高渗透层进行封堵，现场配液，油管注入方式进行调驱。根据室内岩心驱替实验，确定适用于该区块的调驱剂配方，调驱剂配方如表1所示。

2.2 参数设计

根据施工要求，计算调驱半径、调驱剂用量、顶替液用量。调驱半径的提高，有助于提高深部地层的挖潜能力，提高了措施的有效率。

1）调驱半径：

r_{\mathrm{a}}=\mathrm{e}\mathrm{x}\mathrm{p}\frac{(\mathrm{l}\mathrm{n}{r}_{\mathrm{e}})(f_{\mathrm{g}}-\mathrm{1})+(\mathrm{l}\mathrm{n}{r}_{\mathrm{w}})(f_{\mathrm{r}\mathrm{r}}-f_{\mathrm{g}})}{f_{\mathrm{r}\mathrm{r}}-\mathrm{1}}，（1）

其中，f_{\mathrm{g}}=\frac{q_{\mathrm{1}}/∆p_{\mathrm{p}\mathrm{o}}}{q_{\mathrm{2}}/∆p_{\mathrm{o}\mathrm{s}|}}，r_a为处理半径（m），r_e为注水井注入水影响半径（m），r_w为井筒半径（m），f_g为处理前后注入能力之比，q₁、q₂分别为处理前后注水量（m³/d），∆p_po、∆p_os分别为处理前后注水压差（MPa），f_rr为残余阻力系数。

2）调驱用量

V_{\mathrm{1}}=\mathrm{\pi }{\displaystyle \sum _{i=\mathrm{1}}^n}{h}_i·{\varphi }_i·r_i^{\mathrm{2}}，（2）

其中，V₁为挤注量（m³），h_i 为i调驱层段厚度（m），ϕ_i 为i调驱层段的孔隙度，r_i 为i调驱层段的处理半径（m），n为调驱目的层的数量。

该注水井射开厚度7.5 m，调驱层段厚度选取20 m，调驱层段孔隙度为8.51%，处理半径取15 m，通过式（2）计算得到调驱剂用量V₁≈1 202 m³。可以得出理论调驱剂用量，矿场应用中以此为参考。

3）顶替液量

V_{\mathrm{2}}=V_{\mathrm{3}}+V_{\mathrm{4}}+V_{\mathrm{5}}+V_{\mathrm{6}}，（3）

其中，V₂为顶替液量（m³），V₃为地面管汇容积（m³），V₄为管柱容积（m³），V₅为封隔器胶筒卡距内环空容积（m³），V₆为附加顶替液量（m³）。

此处，V₃为0.2 m³，V₄为2.2 m³，V₅为0.1 m³，V₆为61.5 m³。计算得该井顶替液量为64.0 m³（正反顶替）。矿场应用中顶替液使用量必须大于计算的顶替液量。

2.3 调驱体系段塞设计

调驱体系总共有6个段塞组成。第一段塞：预处理段塞，试注及清洗近井地带；第二段塞：保护段塞，对深部大孔道进行封堵；第三段塞：有机冻胶段塞，通过地下交联封堵孔隙；第四段塞：调驱推进段塞，增强前置段塞封堵强度并推进前置段塞至深部；第五段塞：注入驱油剂，采用三次采油的方法增加原油产量；第六段塞：顶替（正反顶替）。顶替弱凝胶、冲洗近井地带、清洗井筒。前置液、调驱剂、顶替液用量如表2所示。

第二段塞采用冻胶+缓膨颗粒对深部大孔道进行封堵，聚合物冻胶沿着大孔道进入，实现封堵-运移-再封堵-再运移，从而实现了深部调驱的效果。封堵渗流优势通道之后，地层压力增加，从而使得注入水流向稍微小一些的孔隙和吼道。第三段塞为有机冻胶段塞，通过地下交联封堵小孔隙，从而实现分级封堵，使得注入水流向更小的孔喉，从而驱替剩余油、残余油。第四段塞为调驱推进段塞，采用无机堵剂+缓膨颗粒+短木纤维实现深部调驱，增强前置段塞封堵强度并推进前置段塞至深部，从而实现了深部调驱。第五段塞为驱油剂段塞，通过加入表面活性剂，降低油水界面张力，从而提高驱油效率。

总之，二、三、四段塞复合凝胶体系实现了分级封堵作用，提高了地层压力，从而提高波及体积。第五段塞表面活性剂提高了驱油效率。复合凝胶的封堵作用和表面活性剂的驱油作用二者协同提高低渗透油田采收率。

2.4 现场实施工艺

施工工艺流程如图2所示，通过供水系统分别给搅拌池和储液池供水，通过调驱泵注入注水井井筒。依次将预处理段塞、保护段塞、有机冻胶段塞、调驱推进段塞、驱油剂放入搅拌池中搅拌，通过调驱泵注入注水井井筒。

3 矿场应用效果

吸水指数是指注水井在单位注水压差下的日注水量，单位为m³/（d·MPa）。它反映了注水井注水能力及油层吸水能力的大小，同时可以用来分析注水井工作状况及油层吸水能力的变化。由8309-1井调驱前后吸水指数对比曲线可以得出，启动压力3 MPa时由吸水量调驱前的4.86 m³下降到调驱后的2.24 m³，吸水指数=（q₂-q₁）/（p₂-p₁）。措施前吸水指数为7.72 m³∕（d·MPa），调驱后该井吸水指数下降为4.15 m³∕（d·MPa），地层吸水能力下降，吸水指数变小，注入水扩散缓慢，近井地带压力上升。理论上实施调驱措施后的视吸水指数应降低，该系数越小，说明调驱开发效果越好。分析认为井底大孔道高渗透带得到了有效封堵^［18］，新产层已被启动，增加了储层动用程度，提高了波及效率。

从压降曲线对比图（图3）可以看出，调驱前该井近井地带经过长期冲刷，形成优势渗流通道，高渗透大孔道压力降落很快，措施前在停井5 h的压力观测中，压力由6.0下降至0.7 MPa，整个过程压力共下降5.3 MPa，压力下降速度较快；措施后在同样观测时间内，压力由8下降至6 MPa，仅下降2.0 MPa，注水井压力降落曲线是反映注水井泄压快慢的一条曲线，压力下降越慢，地层渗流阻力越大，可评价注入调驱剂对地层的效果^［19］。判断分析认为，井底高渗透带已经得到有效封堵。

8309-1井组油井调驱前后生产数据对比如表3所示。可知8309-4井单井效益最好，调驱前单井平均产油0.107 t/d，含水率91.23%，调驱后单井平均产油0.690 t/d，含水50.71%，平均单井日增油0.583 t，单井含水降低40.52%。8309-2井和8309-3井两口复产井含水都较高，后期评价有无复产的必要。7口受益油井平均单井日增油0.124 t，整个井组7口油井总共日增油0.868 t，该井组总体120 d累计增油：0.124×7×120=104.16 t。

调驱前后注水效果对比如表4所示。8309-1注水井调驱前日注水能力为11.71 m³/d，平均注水压力3.5 MPa；调驱后日注水能力为8.85 m³/d，平均注水压力7.8 MPa，注水量下降24.4%，注水压力上升4.3 MPa。日注水量是指注水井实际每日注入油层的水量，单位m³/d，是评估注水能力的直接指标。日注水能力直接影响油层的压力保持水平。若日注水量不足，会导致油层压力下降、产量递减；若超注，则可能引发水窜、水淹等问题。通过监测日注水量与配注量的差异，及时调整注水策略，可保障油井高产稳产。

平均调驱井组120 d实际增油达到104.16 t，有效期大于4个月，原油税后收入按1 900元/t计算，产出：104.16 t×1 900元/t=197 904元；投入：160 000元；投入产出比：197 904÷160 000=1.24。投入产出比为1∶1.24，并且持续有效，取得了较好的经济效益。

4 结论

1）涧峪岔油田利用多段塞复合凝胶调驱剂体系进行调驱适应性较好。预处理段塞50 m³采用体积浓度0.1%的表面活性剂，保护段塞200 m³采用体积浓度0.2%冻胶+0.2%缓膨颗粒+0.2%引发剂+0.5%催化剂，有机冻胶段塞400 m³采用体积浓度0.3%聚丙烯酰胺+0.3%甲醛+0.3%苯酚+0.05%硫代硫酸钠，调驱推进段塞400 m³采用体积浓度1%钠土+0.2%固化剂+0.2%催化剂+0.5%短木纤维+0.3%膨胀颗粒，驱油剂段塞150 m³的体积浓度0.3%表面活性剂，最后用清水顶替。多段塞复合凝胶调驱剂体系在涧峪岔油田使用效果较好，建议进一步推广，为延长油田提高采收率技术提供技术储备。

2）经济效益较好：7口受益油井平均单井日增油0.124 t，8309-1井组7口油井总共日增油0.868 t，120 d累计增油104.16 t。有效期大于4个月，且持续有效。投入产出比为1∶1.24，并且持续有效，取得了较好的经济效益。

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基金资助

延长油田股份有限公司自主项目(YCSY2023KY-B-10-17-2)