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摘 要：张渠二区为典型的底水油藏,经过14年注水开发,已进入"双高"开发阶段,面临含水持续上升、水驱油效率差等矛盾,通过实施油井化学堵水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等一系列技术措施,总结出了"双高"底水油藏提高采收率的有效技术对策,为同类油藏提高采收率提供经验支撑.
关 键 词 ：化学堵水 堵水调剖 压裂引效
张渠二区1998年注水开发,开采长213层,构造总体为一平缓西倾单斜,在大单斜背景上发育一系列幅度较小的鼻状隆起,长213砂体呈北东-南西向带状分布,东西两侧迅速减薄,油水分异不明显,为典型的构造－岩性边、底水油藏.油藏在北部、中东部受上倾方向岩性遮挡,受构造影响,渗透率降低,底水不发育；在中西部、南部构造变低,底水发育.
一、油藏开发特征
1.采出程度增大,含水持续上升
张渠二区一直保持高效开发,已累计产油260万吨,地质储量采出程度15.4%,可采储量采出程度86.9%,综合含水74.6%,油藏已进入“双高”开发阶段,随采出程度增大,含水持续上升,平均以0.2%/月的速度递增,开采中受底水、注入水、同层水3种因素影响,地下水驱规律复杂,前期依靠注水调整控水达不到预期效果.
2.油水渗流通道沟通,水驱效率差
该油藏原始渗透率25.4×10-3μm2,油层渗透性好.经过14年注水,目前平均注水井口压力7.8MPa,但中部区域有12口井注水压力≤3.5MPa（监测显示套管完好无损）,注水井低压易造成油水井渗流通道沟通,采出水量增多,油藏存水率下降（2009年为0.5703,目前为0.5454）,水驱油效率变差.
3.地层堵塞,油井产能下降
张渠二区中东边部底水不发育,随采出时间延长,地层堵塞,油井产能下降.前期在张渠二区先后实施酸化、暂堵压裂等一系列工艺措施14口,措施后含水大幅上升,增产幅度小,常规工艺手段治理堵塞井效果较差.
二、提高采收率对策研究
1.实施化学堵水,实现控水稳油
针对油井含水上升问题,通过分析认为部分井生产压差过大、油水界面抬升、酸化或压裂措施改造不当引起底水锥进所致.对这类井采取化学堵水工艺措施,主要方法是利用高强度复合硅酸盐凝胶选择性特征,经油层射孔段注入高渗透出水层,进入地层后交联,在底水水锥处形成化学软隔板(人工夹层),抑制底水产出,降低增油.
工艺参数设计：堵剂用量取决于井组控制范围内地层渗透率及裂缝、大孔道分布情况.一般按照V等于πR2Hф计算（ 式中V—堵剂用量,m3； R—处理半径,m；H—处理层厚度,m；ф—处理层孔隙度,小数）.表1 D11-1井化学堵水施工参数表
实施效果：2006年至目前,累计实施该项措施18井次,取得显著降水稳油效果.其中2008-2010年共实施8口,平均含水下降10.1%,单井日增油0.85t,年累增油1713t、年累降水14245m3,实施油井连续三年保持了负递减（-0.1%、-0.2%、-0.1%）,油井化学堵水成为提高张渠二区油藏采收率的重要手段.
2.实施堵水调驱,提高水驱效率
针对水驱效率差问题,2012年开展注水井堵水调驱工艺,主要方法是采用高强度凝胶和硅酸盐沉淀颗粒对大孔道、高渗层“调、堵、封”,抑制含水上升,达到降水稳油目的,共实施5个井组,效果较好.
堵剂体系：凝胶颗粒+弱凝胶+沉淀型颗粒堵剂+高强度凝胶
段塞设计：根据不同见水类型采取不同的段塞设计,一般采取多段塞设计；采用“大剂量、小排量、低压力”的“主体段塞间交替注入”的方式.
实施效果：
（1）水驱状况得到改善.压降曲线变缓；存水率上升（0.57↑0.58）；剖面吸水厚度增加3.9m,水驱储量动用程度提高4.8%.
（2）调驱井组递减减缓.调驱井组递减率由调前的10.2%降至7.5%,下降了2.7%.
（3）调驱井组初期效果明显.调驱后井组平均单井产能由4.51↑4.57t/d,综合含水由69.4%↓68.7%.对应油井见效63.5%,单井日增油0.27t,取得较好效果.
（4）调驱有效期短.调驱初期注水压力爬升明显,但后期压力下降较快,有效期短,如D21-4井调驱后井口压力由7.5↑10.0MPa,2个月后压力下降,目前已降至措施前水平（6.5MPa）,对应7口见效井目前已有3口井失效.
分析认为：张渠长2油藏具有“渗透率高、注水强度大”特性,调驱初期水驱渗流阻力增加,注入水驱向低渗层增强；经过一段时间冲刷,封堵油井堵剂量逐渐减少,导致见效油井液量下降.后期实施堵水调驱工艺措施时,应适当加大堵剂用量,同时采取中等排量缓慢注入,抑制底水抬升.
3.探索增产措施,提高单井产能
针对中高含水油井常规压裂后含水大幅上升问题,2011年开始在张渠开展改变相渗压裂工艺试验,工艺方法是在作业前,将改变相渗剂（RPM）注入油井,将油湿地层转变为水湿地层,减小原油向油井井底流动的阻力和界面张力,达到稳水增油目的.
改变相渗剂作用：该注剂在水中溶解后吸附在岩石表面,一方面减低吸附油膜的厚度,一方面将岩石的润湿性由亲油反转为亲水,将毛管力由阻力变为动力,增加孔道的有效流动半径,降低原油的流动阻力,最终提高水驱油效率,增加油量.
室内试验：2007年,对RPM改变相渗剂性能进行室内试验.将X11-1油井的一块岩芯分成2段,分别测定水饱和和油饱和时,RPM改变相渗剂对岩芯渗透率的改变.通过试验,证明RPM改变相渗剂能改变油水两相渗透率,具有稳水增油的功能.表2 岩芯改变相渗试验
现场实施效果：2011-2012年进行改变相渗压裂工艺试验6口,有效5口,措施有效率83.3%,措施有效期450天,措施后整体日产液上升,含水稳定,单井日增油量达1.20t；有效井平均单井产能1.70t,效果明显.
三、开发效果评价
1.油藏开发指标变好
通过实施油井堵底水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等工艺技术,油藏综合递减率由2011年的10.9%降至9.2%,含水上升率2.7%降至2.3%,开发指标逐渐变好.
2.水驱状况变好
实施油井堵水、注水井堵水调驱工艺技术后,注入剖面吸水均匀,油井产水量减少,存水率下降趋势减缓（2011年全年存水率下降0.102,2012年存水率下降0.049）,水驱状况变好,有利于提高最终采收率.
3.最终采收率提高
2012年,张渠二区油藏开发效果逐渐变好,若后期持续开展油井堵水、注水井调驱及改变相渗压裂等技术措施,预测油藏最终采收率将达到32.4%（当含水率为95.0%）,较原始采收率19.5%提高12.9%.
四、结论
1.油井化学堵水工艺技术对降低底水油藏油井含水、提高产能效果明显,后期可作为一项成熟技术在张渠二区扩大实施；
2.注水井深部调驱是提高“双高”油藏水驱油效率、控制含水上升、提高采收率主要措施之一.根据张渠二区高产液、高注水强度特性,后期实施该工艺时,调剖堵剂适当加大（可在原基础上增加10~20%）,防止堵剂被注入水冲刷,措施失效.
3.改变相渗压裂工艺通过加入改变相渗剂改变岩石的润湿性,降低油流阻力,降低界面张力,稳水增油效果明显.参考文献[1]马绍仁；南堡陆地浅层边底水油藏改善开发效果、提高采收率研究[J]；特种油气藏；2007.12.[2]杜立滨；边、底水驱油藏提高采收率技术；高含水期提高采收率国际会议论文集；2010.9[3]翁定为,蒋廷学,焦亚军；安塞油田改变相渗压裂液重复压裂现场先导试验；油气地质与采收率；2009.1.[4]耿师江,曾庆林；非均质油藏中高含水期稳油控水措施及效果[J]；大庆石油地质与开发；2001.12.作者简介：包立军（1978-）男,汉,宁夏平罗人,工程师,主要从事油田开发工作.