引言

曙光注水油藏探明含油面积116.7平方公里，地质储量1.67亿吨；动用含油面积97.8平方公里，地质储量1.55亿吨，标定采收率27.9%，可采储量4322万吨。自下而上共发育潜山、杜家台、莲花、大凌河四套含油层系。杜家台油层是目前开发的主要层位。油层地质储量7782万吨，可采储量2392万吨，目前采出程度28.2%，年产油29.5万吨，占稀油总产量78.3%，是曙光注水油藏开发主力油层，也是稀油上产的主要潜力油层。杜家台油层1975年投入开发，共经历了上产、稳产、递减三个阶段，近年来不断完善注采井网、加大油水井措施规模，年产油呈上升趋势，是曙光稀油稳产的重要基础。

1存在问题分析

1.1油层纵向动用不均严重。

杜家台油层是典型的层状砂岩油藏，层系包括10个砂岩组、30个小层，平均单层厚度1.9m，平均渗透率0.997μm2 ，渗透率级差最大达到4524。储层非均质性强，纵向动用不均问题贯穿整个注水开发阶段，并随着开发时间的延长进一步加剧。

1.2平面动用差异大

由于储层平面非均质性影响，注入水主要沿高渗条带推进，主体部位水淹严重，整体剩余油分布零散。以注采井网相对完善（25注16采）、井况良好（93%）的杜18区块为例，统计生产井受效情况，65.5%为双向以上受效，仍有34.5%的井为单向或双向受效。

1.3套变制约细分注水的应用

曙三区储层埋深浅（950-1700米），压实作用差；胶结类型以孔隙式、接触式为主，胶结疏松；泥质含量高（13.9%）。受油藏因素影响，油水井因出砂造成的套坏日趋严重，机械分注难以进一步扩大应用规模，加大了对调剖的需求。

1.4现有调剖技术局限性较大

调剖作为解决注水油藏三大矛盾的重要技术手段，对调整吸水剖面、控制含水上升、改善水驱效果起到积极作用。技术机理是向地层注入调剖剂，封堵高渗层，迫使注入水向低动用层段转向，提高纵向动用程度、扩大平面波及体积，从而改善井组水驱效果。

图1水井调剖技术原理示意图

曙光油田从上世纪90年代开始注水井调剖矿场试验，调剖剂主要采用小剂量有机铬凝胶、酚醛凝胶、复合凝胶体系，同时添加部分柔性颗粒的调剖工艺。累计实施21井次，取得了一定的效果，但与砂岩油藏注水开发后期动用差异大的矛盾相比，仍然存在单井压力增幅低、井组增产低、动用程度提高低、有效期短等技术局限性。

2 砂岩油藏注水井调剖技术

2.1配方体系优选

2.1.1配方研究

目前注水井调剖以酚醛体系凝胶为主，主要组分为：聚丙烯酰胺，酚醛交联剂，适量的稳定剂、增强剂、调节剂等。其主要技术指标如下：成胶时间：0.5d～4d；成胶粘度：500mPa·s～2万mPa·s；岩心封堵率：＞80%；突破压力10.5MPa。

杜家台油层埋深一般在950m-1650m，地温梯度3.54℃/100m，折算油藏温度在35℃-60℃，对于凝胶体系而言属低温交联范畴。低温环境下有利于凝胶进入地层深部、延缓交联时间等特点，但是对凝胶的强度、稳定性均存在一定的影响。

图1温度与成胶时间、强度关系曲线

2.1.2配方改进

针对上述问题，对凝胶中交联剂进行配方改进。常规的酚醛树脂交联剂一般有两个羟基键，其与聚合物发生缩聚反应形成网状结构来增加强度，在一定条件下，常规酚醛树脂可进一步反应生产带有多个羟基官能团的酚醛树脂，与聚合物形成更加复杂和稳定的网状结构，从而提高凝胶强度和稳定性。

据此对交联剂进行了配方改进，通过控制酚醛摩尔比、pH值、反应时间等参数，提高多羟甲基酚醛树脂的产率。该配方体系在不同组分浓度下可形成不同强度的凝胶（8000-30000mPa·s），交联时间可控范围大（0.5-4d），能有效满足现场调剖强度的多样化需求。

在室内对该配方凝胶体系的抗剪切性、热稳定性等进行实验评价。实验结果表明，400r/min剪切下凝胶平均粘度保留率为88.8%，55℃老化60d后聚浓度0.35%、0.2%的凝胶粘度仍保持在13000mPa·s、9000mPa·s，热稳定性强，满足现场技术需求。

2.2创新段塞组合

传统调剖一般采用单一段塞注入，这种方式对强度设计、油层判断要求较高，强度低调剖剂容易被地层水体稀释，而强度高，则可能造成施工压力爬坡快，影响注入井吸收能力。因此，确定段塞组合创新的技术思路是：采用不同强度的多段塞组合方式，通过前置段塞阻挡、主段塞充填、封口段塞保护来提高整体封堵强度，同时降低施工风险。

表3-3 不同段塞模拟封堵实验数据表

填砂管封堵试验表明，不同强度凝胶段塞组合封堵效果明显好于单一段塞，封堵率均大于90%。从注入压力上升曲线可以看出，多段塞封堵过程中压力爬坡稳定，且后期注水可保留较高的突破压力。考虑后续注入能力，我们现场采用强凝胶+中弱凝胶+强凝胶的段塞组合，基本用量比例2:4:1，并根据施工压力动态调整。

另一方面，为了使调剖剂尽可能的多进入高深层，同时保障施工压力爬坡平稳，通过对各组分的浓度配比来控制成胶时间，缩短各段塞在地层内部的成胶时间差，尽量同步成胶，提高整体强度。

表2 各段塞组合技术参数

3.3优化施工工艺

3.3.1方案设计

传统的调剖剂用量计算采用建立在均质理论模型基础上的体积公式法，这种算法缺乏渗透性差异以及平面水驱受效状态的考虑，且随着地层参数的不断变化、水驱状况的日趋复杂，其针对性及适应性变差。

针对此问题，结合水驱实际现状，建立物理模型，对各项参数进行修正。结合小层的实际吸水能力及井组水驱方向，引入了小层吸水权重系数，同时考虑井组受效关系。

3.3.2施工参数

施工过程中，实施的关键是控制注入排量和压力。基于室内实验研究，拟合油藏地质参数、生产参数与不同浓度下封堵体系的封堵效果，建立调剖体系提升注入压力（即，增大注入阻力系数ERf）理论模型：

图2调剖体系提升注入压力理论模型图

以此来指导注水井调剖施工现场施工压力及注入排量的控制。

注入压力是反应地层是否形成有效封堵的主要指标。同时，获得非调剖层段的吸水启动压力同样至关重要。现场施工时应结合水井实际吸水情况，调剖前对高渗层上部卡封隔器，坐封后由套管注水，获得上部中低渗层的吸水启动压力，确保施工压力高于中低深层吸水启动压力。最后结合理论模型控制各段塞注入压力。

表3 调剖施工压力优化数据表

施工时注入排量的控制同样尤为关键。排量过大，可能将高渗通道内的前置段塞堆积“击穿”，吸水能力增强。排量过小，不能建立起有效的前端封堵，施工压力爬坡达不到预期。在排量控制方面，应根据各单井压降曲线不同，控制调剖压力升幅。研究表明高渗油藏调剖压力提升幅度4-6MPa时，采收率提高最大。据此，再与各段塞进行模拟计算，控制注入压力升幅及注入排量。

通过以上研究，针对砂岩油藏注水开发后期纵向动用不均、平面见效差异大等矛盾，在常规水井调剖基础上进行技术改进，通过体系配方升级、创新段塞组合、施工工艺创新等研究，改进后的复合段塞凝胶技术参数上均有一定的提升，成胶温度由80℃降至50℃，复合杜家台油层实际温度。成胶粘度大、岩心封堵率高，且后续水驱后仍能保留较高的突破压力，最终形成了适用于砂岩油藏注水开发后期的注水井调剖技术。

4 现场应用情况及效果分析

近年来开始在杜家台开展水井调剖现场试验，由以往零散单点实施改为区域集中调剖，并逐步扩大规模，累计实施30井次，覆盖次级断块11个。调剖后的效果主要体现在以下几个方面：

（1）注水压力提高。措施前后平均日注量基本持平，平均注水压力由8.8MPa达到12MPa，对比提高3.2MPa。

（2）纵向吸水改善，动用程度提高。措施后累计测试吸水剖面16井次，测试结果显示共新增吸水小层15个，新增吸水厚度35.4m，原强吸水层吸水平均下降27.5%，原弱吸水层吸水比例提高29.2%，单井纵向动用由55.6%提高至66.8 %，平均单井提高11.2%。

（3）井组增产效果明显，2019-2021年累计实施30井次，有效井次27口，措施有效率90%，措施后井组日产上升、综合含水下降，平均有效期266天，累增油2.22万吨，平均单井组增油740吨。与改进前对比，单井组增产由190吨上升至740吨、压力提升由0.9兆帕上升至3.2兆帕、有效期由94天增加至266天、动用程度提高由7.9%增加至11.2%。

典型井分析

曙3-4-511井位于杜18区块，12.9m/4层调剖前20#层吸水100%，与19#层夹层间距仅1.2m，无法分注。调剖后，19#层吸水29.9%。井组日产油由4.6吨/天上升至最高12.9吨/天，含水由81.2%下降至最低62.4%，有效期内增油815.7吨。

5 结论与认识

1、优化后的注水井调剖工艺，在配方、施工工艺上更加科学合理，综合考虑了纵向、平面上的水驱现状，调剖剂性能更加稳定。

2、对比改进前，注水井调剖技术具有注入压力增幅大、单井组增产多、有效期长、吨油成本低的优点，提高了措施效果。

3、形成了适合于砂岩油藏的注水井调剖技术，对同类油田提高开发效果提供了有效的技术借鉴，应用前景广阔。

参考文献

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