【摘要】埕岛油田已经过十几年开发，早已进入高含水期，海上油田独特的油藏环境和生产条件限制，调剖技术的应用需要展开深入研究。依据埕岛油田的油藏特征，使用“边胶边注”的理论，选用溶解时间短、冻胶成冻速度快、冻胶强度大的配方，并使用双管分注工艺技术对特定油层进行调剖。堵水调剖后，油层深部液流转向改善了油藏水驱开发效果，含水率大大降低，对今后海上油田开展堵水调剖具有指导意义。
　　
【关键词】采收率 海上油田 深度调剖 波及系数
　　
1 区块概况
　　
1.1 地质概况
　　
埕岛油田属于浅海-极浅海特大油田，位于渤海湾南部的浅海、极浅海域，区域构造位于渤中坳陷与济阳坳陷交汇处的埕北低凸起的东南端，西南以埕北大断层与埕北坳陷相邻，向北倾伏于渤中坳陷和桩东坳陷。试验区位于埕岛油田馆陶主体油藏的中部，含油面积3.5km2，地质储量1960×104t。油藏中深温度65℃，地下原油黏度67mPa·S，地下原油密度0.9066g/cm3。储集层属曲流河正韵律沉积砂岩，储层埋藏浅，平均孔隙度30.9%，平均渗透率2013×10-3μm2，属于高孔高渗油藏。试验区馆上段主要发育5个砂层组，储层渗透率变异系数0.8，渗透率级差5.6，渗透率非均质系数2.2。
　　
1.2 注水开发中存在问题以及海上油田施工的困难
　　
试验区于1998年8月正式投入开发，2002年2月转入注水开发，注水开发过程中存在以下问题：
　　
（1）长期注水开发，加剧了对岩石的冲刷、岩石颗粒运移，造成油水井之间形成的次生高渗透条带；
　　
（2）层间吸水不均匀，分层注水合格率低，只有32.9%，各层吸水能力差异较大，主力产出层超注严重，非主力层欠注现象较普遍；
　　
（3）层间水驱程度仅49.3%，平面水波及系数为57.3%，均较低。
　　
海上油田的特殊环境，决定了进行堵水调剖施工存在较多困难：
　　
（1）海上施工淡水供应困难，调剖药剂必须与海水有较好的配伍性；
　　
（2）海上平台对安全环保要求较高，对化学药剂的毒性要求较严格；
　　
（3）采油平台空间有限，无法放置大型的施工设备；
　　
（4）施工受天气条件的制约，船载设备施工的连续工作时间不能太长，造成了药剂注入施工的不连续性。
　　
2 堵剂的选择
　　
根据海上油田的安全环保要求，选用的YG103为低毒酚醛预聚体交联剂，与常规的酚醛单体类交联剂相比，其挥发性和毒性都有明显的改善。
　　
2.1 酚醛树脂冻胶成冻时间、成冻强度和稳定性
　　
使用不同质量分数的YG103配制调剖剂，在65℃条件下监测其成冻时间和冻胶强度，发现：提高聚合物和交联剂质量分数，冻胶成冻时间会明显缩短，冻胶强度则明显增大。在65℃103冻胶的成冻强度（突破真空度）及累计考察30 d的强度保留率，通过30 d的强度保留率来表征冻胶的稳定性。30d内冻胶强度保留率都在90%以上，表明YG103冻胶稳定性较好。
　　
2.2 剪切对酚醛树脂冻胶成冻的影响
　　
优选YG103冻胶配方进行剪切对冻胶影响的试验。试验中剪切后粘度保留率在60%以上的样品成冻时间延长，且与未剪切样品的稳定性比较相近。当聚合物受到剪切时，其分子链因发生断裂而变小，份子质量变小，粘度降低。当剪切停止后，外界剪切力消失，交联剂以静电力及分子间力将聚合物分子重新连结在一起，分子量重新“变大”，粘度逐渐升高。说明一定的剪切下对冻胶成冻时间、冻胶强度和冻胶的稳定性影响不大。
　　
2.3 酚醛树脂冻胶对地层封堵能力
　　
选取成冻时间不同的YG103冻胶配方，用埕岛油田海水配制YG100聚合物溶液，加入不同质量分数的酚醛树脂交联剂，成胶液注入量均为0.3倍孔隙体积，放入65 ℃水浴锅中待其成冻后评价其对地层的封堵率及残余阻力系数。实验结果可以看出YG103冻胶有较强的封堵性，封堵率都在90%以上。
　　
3 现场实施情况及调剖效果分析3.1 调剖堵剂用量与注入情况
　　
根据方案设计及施工要求，现场分三段塞注入：
　　
（1）前置段塞，注入低浓度的自交联调剖体系，试验调剖剂对地层的适应性，同时对后续注入的主体段塞起到抑制窜流的作用；
　　
（2）主体段塞，注入浓度较高的自交联调剖体系，进入地层深部形成强度较高的调剖封堵段塞；
　　
（3）封口段塞，注入一定量高浓度的自交联调剖体系，增加主体段塞的耐冲刷性，保证整体段塞作用的长效性。
　　
3.2 注水井压力明显提高
　　
从调剖后注水井的井口资料上看，调剖后注入压力上升0.5～1.8 MPa，效果较好。注入井压降曲线（图1）表明，调剖后由于大孔道被封堵，注水井水井附近渗透率降低，注入压力扩散变慢，井口压降曲线明显变缓，堵水调剖效果比较明显。
　　
图1 1#注入井井口压降曲线对比图
　　
3.3 油藏开发状况得到改善
　　
（1）油井含水率下降幅度较大。9口油井7口见效，日产油量由236.2t上升至290.8t，油井含水率由75.8%下降至70.2%。投入产出比为1：4.30，远高于方案设计的1：3.03。
　　
（2）油藏水驱开发效果得到改善。可采储量增加58.8×104t，存水率由17.8% 提高到33.1%，水驱指数由0.36提高到0.56；实验区自然递减率下降3.0%，含水上升率下降2.7%，采油速度由1.6%提高到1.9%，最终采收率提高3.4%。
　　
4 總结认识
　　
（1）深部堵水调剖，多段塞注入冻胶型堵剂能更好的改善油藏注水开发效果，提高注入水波及系数；
　　
（2）深度堵水调剖，有效封堵高渗透率层，改善了水井的吸水剖面，大大降低了采油井含水率，油藏各项开发指标转好；
　　
（3）堵剂注入过程中停注比较频繁，注入水稀释了堵剂浓度，对调剖效果有较大影响；
　　
（4）调剖堵剂必须达到一定用量，才能提高冻胶充填半径，增加高渗透条带的充填半径和强度，达到提高水驱波及系数的目的，提高调剖效果。
　　
参考文献
　　
[1] 熊春明，唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J].石油勘探与开发，2007，34（1）：83—88
　　
[2] 周明亮，刘芳，黄文，等.调剖技术在埕岛油田的应用及效果分析[J].海洋石油，2012，32（2）：74-78
　　
作者简介
　　
王明，助理工程师，1982年生，2008年获吉林大学学士学位，主要从事油藏管理研究工作。