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2017年06月安塞油田杏河西二次调剖效果评价朱亚权李元程晓艳高冬王元（中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安716002）摘要：安塞油田杏河西天然裂缝发育，投产投注采用水力压裂改造，天然裂缝与人工裂缝形成网状结构；其次该区地层压力保持水平较高，注入水沿裂缝单向突进或高渗通道推进。
采油井呈现多方向见水矛盾。
2009年起该区块开展注水井调剖技术封堵高渗带和微裂缝，改善水驱剖面，主要经历了单井组试验-扩大试验-连片推广-多轮次调剖四个阶段。
本文主要从堵剂体系、施工参数、爬坡压力等方面对比，评价二次调剖在区块注水开发中的效果。
关键词：安塞油田；多方向性见水；调剖技术；二次调剖1区块开发简况1.1地质特征杏河区位于延安市志丹县，该区块长6储层主要为三角洲前缘水下分流河道相、河口坝沉积，主河道走向为NE-SW 向。
砂体宽度2~3km ，厚度10~25m ，呈带状展布，构造上为一平缓的西倾单斜，沉积微相以酸敏为主，水敏矿物甚少，平均渗透率1.61mD ，平均孔隙度12.24%，平均含油饱和度46.74%，渗透率级差10.19，渗透率变异系数1.00，油层非均质性较强。
1.2开发概况杏河西自1997年投入注水开发，采用菱形反九点井网，油层平均厚度23m ，射孔厚度10m 。
初期采用较大规模水力压裂方式投产、投注，加砂量35m 3，排量2.0m 3/min 。
目前采油井开井122口，单井产能1.41t ，综合含水47.2%，采出程度9.0%；注水井开井53口，单井日注18m 3，注水强度1.09m 3/m.d ，累注采比2.17。
地层压力保持水平124.3%，水驱动用程度81.1%。
1.3开发矛盾杏河西天然裂缝发育，储层非均质性较强，区块见水呈多方向性特征，采取单一配注调整难以控制含水，因此需对注水井剖面调整来改善水驱效果，动用剩余油，提高采收率。
2注水井调剖开展情况杏河西近五年共实施注水井调剖50井次，实施后调剖井组递减降低5%左右。
781 调剖机理油藏经长期注水开发，注入水的水润湿作用会导致储层结构发生一定的变化，由于储层的非均质性，不同岩石表面的湿润性和表面张力的不同，因此油水在岩石孔隙中的分布也不相同，湿润相总是附着于颗粒表面而把非湿润相推向更通畅的孔隙中间，由于储层的生油作用，油藏岩石表面绝大多数为亲油性，在注水开采过程中，进入岩石中的非湿润相（水）首先沿着打孔道形成曲折迂回的的连续水流渠道，当继续注水时，水逐渐进入较小的孔道，并使这些水进入小孔道串联起来另外一些水流渠道，随着注水开采的继续，造成岩石的油湿润性反转，从而形成了大孔道高渗透率无效水流优势通道[1]。
调剖主要是利用非均质油藏层间吸水启动压力和注入堵剂粒径的不同，在较低压力下注入调剖堵剂，进行油藏深部封堵，通过封堵高渗吸水层，改变注入水水流方向，扩大水驱波及体积，提高驱油效率。
2 调剖技术现场应用2.1 区域简介靖安油田五里湾一区自上而下钻遇的地层有第四系、第三系、白垩系、侏罗系安定组、直罗组、延安组、富县组以及三叠系延长组等。
主要含油层系为三叠系延长组，次为侏罗系延安组。
本区主力油层为长6，可进一步细分为长63、长62、长61三个小层，其中长62含油性最好，长61含油性较差，长63基本不含油。
长62和长61均由岩性组合特征相似的两个自下而上由细变粗后复变细的旋回叠加而成，据此将其又进一步细分为长611、长612和长621、长622四个小层。
长62层的长621和长622两个小层是主要目的层。
2.2 区块开采所面临问题1）储层非均质性严重，剖面上水驱状况变差，水驱效率降低。
五里湾一区长6油藏北部渗透率级差数值大部分在4以上，占49%，最大渗透率为115.2，最小渗透率为1.07，渗透率的最大级差达108，级差平均值为8.03。
南部渗透率极差数值大部分在2到4之间，平均值为3.46。
北部渗透率级差明显要大于南部，使得油藏北部渗透率非均质性强，水驱不均匀，导致油藏北部部分油井容易见水。
481 地层概况安塞油田主力油藏CⅥ储层属于成岩型为主的沉积-成岩型硬砂质长石细砂岩，储层经受强烈的成岩作用，孔隙结构复杂，压汞资料表明，储层孔喉类型为“小孔隙-细微吼道型”。
油层微裂缝发育，主要发育近东西向和近南北向的天然微裂缝，次向为北东向、北西向。
在原始地层压力下，裂缝成闭合状态，注水后隐裂缝方位为北东-南西向。
主力油层有效厚度可达25.0m，平均有效厚度12.2m，有效孔隙度12.4%，空气渗透率1.29mD。
2 水驱规律及剩余油研究安塞油田主力长6油藏经过30余年注水开发，相继进入中高含水期，注采比高、存水率低，油藏无效注水突出，平面、剖面矛盾突出。
2.1 平面水驱特征 镜下岩心观察显示，呈扁平状的原始沉积颗粒定向排列，这种定向分布决定了孔隙、喉道的形状及各向异性特点，造成水驱单方向性驱替特征突出，降低了平面水驱波及体积和动用程度。
平面动用主要呈“线状分布”，集中在20~30m的主河道砂体中，位于主河道侧翼的水下分流浅河道和水下分流浅滩及分流间湾薄层砂体是剩余油集中分布的区域。
2.2 剖面水驱特征 剖面上受裂缝或渗透率非均质性影响，不同砂体、层段水洗状况及动用差异大。
剩余油集中在低渗及致密层段，具有以下特点：（1）高低水淹段相间分布，油井的水淹主要是由于高渗层段注水“单层突进”。
主要水洗层段的物性相对较好、渗透率较高，物性较差的层段剩余油较为富集。
（2）岩心核磁共振分析，1~10mD的低渗段含油饱和度下降了20.6%，低于0.3mD的致密段下降了8.8%，但主力层段初始油饱高，剩余油饱和度仍大大高于低渗及致密层段。
另外，王窑加密区46口加密井104段水淹段统计资料显示，水淹程度越高相应渗透率高，含油饱和度下降越明显。
3 注入工艺参数优化及效果评价聚合物微球是以丙烯酰胺AM、耐温抗盐共聚单体（AMPH）、交联剂（MBA）为原材料，通过反相乳液聚合法制成的粒径等级不同的交联非线性聚合物。
聚合物微球作为一种有效的调驱剂具有以下特点：（1）耐温、耐盐、能移动、有弹性、不易剪切；（2）初始尺寸小，溶胀速度和变形性可调，能进入地层深部的纳米材料［1］；（3）水化好，水中稳定存在，可实现在线注入；（4）封堵地层孔喉浓度低、用量少、安全环保。
注水井深部调剖技术在提高低渗透油藏采收率中的研究与应用发布时间：2022-09-30T02:47:40.290Z 来源：《科技新时代》2022年6期作者：周志强王涛安建华[导读] 对于鄂尔多斯盆地内诸多低渗透油藏来说，经过数十年的高强度注水开发，周志强王涛安建华中国石油长庆油田分公司第一采油厂陕西延安 716000摘要：对于鄂尔多斯盆地内诸多低渗透油藏来说，经过数十年的高强度注水开发，目前诸多区块普遍已经进去入中高含水开发阶段，油藏平面、剖面矛盾日趋突出．油田稳产逐步从前期的注水调整向堵水调剖等扩大水驱波及体积、提高水驱效率方面转变。
开展堵水调剖技术研究，对于提升油藏整体开发水平、实现降本增效，具有非常重要意义。
本文结合鄂尔多斯盆地内低渗透油田油藏特征及水驱渗流规律，总结了油田历年注水井深部调剖选井决策、堵剂体系及调剖工艺等方面取得研究成果，系统评价区块连片整体调剖技术应用效果，为提高低渗透油藏开发效果及持续稳产提供重要技术手段。
关键词：深部调剖；低渗透油藏；水驱效率0前言对于鄂尔多斯盆地内部分低渗透油藏来说，由于普遍天然裂缝发育，受油藏类型、砂体展布方向、注采井网及压裂改造等因素影响，注水开发后裂缝见水特征明显，开发矛盾突出。
初期表现为裂缝主向油井含水上升快，侧向油井见效程度低，随着注采井网加密调整后，裂缝侧向见水油井逐年增多。
为进一步改善水驱开发矛盾，提高低渗透油藏开发效果，近年来不断优化完善堵水调剖工艺技术，取得了一定认识。
1水驱渗流特征研究依据量化的渗流参数，结合动态验证识别、水驱前缘测试、压降曲线测试，将盆地内相关低渗透油田储层渗流通道分为裂缝型、裂缝一孔隙型及孔隙型3类，指导堵水调剖选井及工艺参数设计。
1.1裂缝型通过人工取心、裂缝监测以及水驱前缘测试，注入水沿层内裂缝窜流特征明显，并很快水淹，注水井吸水剖面反映为高渗透层存在尖峰状或指状吸水，而垂直于河道方向或裂缝侧向的油井长期注水不见效，水驱效率低(图1)。
《安塞油田低渗透油藏裂缝对水驱效果影响研究》篇一一、引言安塞油田是我国重要的石油生产基地之一，其中低渗透油藏占据了相当大的比例。
低渗透油藏的开发过程中，由于储层物性的特殊性，水驱开发成为主要的开采方式。
然而，低渗透油藏中裂缝的存在对水驱效果有着显著的影响。
本文旨在研究安塞油田低渗透油藏裂缝对水驱效果的影响，为油田开发提供理论依据和技术支持。
二、研究区域概况安塞油田位于中国陕西省，地质条件复杂，低渗透油藏分布广泛。
这些低渗透油藏具有孔隙度低、渗透率差、储层非均质性强等特点，导致开发难度较大。
在开发过程中，水驱成为主要的开采方式。
然而，储层中的裂缝发育情况对水驱效果具有重要影响。
三、裂缝对水驱效果的影响1. 裂缝对注水压力的影响裂缝的存在使得注水过程中压力分布不均，注水压力升高。
裂缝区域的注水压力高于非裂缝区域，导致注水压力波动较大，影响注水效果。
2. 裂缝对水流方向的影响裂缝是地下水流的主要通道，水流在裂缝中快速流动，绕过非裂缝区域，导致非裂缝区域的水流速度降低。
这导致部分区域的水驱效果不佳，影响整个油田的开发效果。
3. 裂缝对采收率的影响裂缝的存在有助于提高采收率，因为它们为油流提供了更好的流动通道。
然而，若裂缝发育过于复杂或与储层非均质性相互影响，可能导致部分区域采收率降低。
因此，需要综合考虑裂缝的发育程度和储层非均质性对采收率的影响。
四、研究方法与数据来源本研究采用地质统计学方法、数值模拟技术和现场实测数据相结合的方式进行研究。
地质统计学方法用于分析储层非均质性和裂缝发育情况；数值模拟技术用于模拟水驱过程，预测水驱效果；现场实测数据则用于验证模拟结果的准确性。
数据来源于安塞油田的钻井资料、测井资料、生产动态数据等。
五、研究结果与分析1. 注水压力分析通过对安塞油田低渗透油藏的注水压力数据进行分析，发现裂缝发育区域的注水压力明显高于非裂缝区域。
这表明裂缝的存在使得注水压力分布不均，增加了注水难度。
《安塞油田低渗透油藏裂缝对水驱效果影响研究》篇一一、引言安塞油田作为我国重要的石油资源基地之一，其低渗透油藏的开采一直是石油工业的重要研究方向。
在低渗透油藏中，裂缝的存在对水驱效果具有显著影响。
本文旨在探讨安塞油田低渗透油藏中裂缝对水驱效果的影响，为优化开采工艺和提高采收率提供理论依据。
二、研究区域与背景安塞油田位于我国某地区，具有低渗透油藏的特点。
低渗透油藏通常具有孔隙度小、渗透率低、储层非均质性强等特点，导致油藏开采难度较大。
在低渗透油藏中，裂缝是影响水驱效果的重要因素之一。
裂缝能够改善储层的渗流条件，提高采收率，但同时也可能带来水驱失控、水淹等不利影响。
因此，研究安塞油田低渗透油藏裂缝对水驱效果的影响具有重要的实际意义。
三、裂缝对水驱效果的影响分析1. 改善渗流条件裂缝能够改善低渗透油藏的渗流条件，提高储层的渗流能力。
裂缝能够为油水流动提供通道，降低流动阻力，使油水更加容易地流向生产井。
同时，裂缝还能够扩大油藏的有效开采面积，提高采收率。
2. 增加水驱风险然而，裂缝的存在也可能增加水驱风险。
裂缝可能导致注入水在局部地区快速流失，造成水淹现象，影响采收率。
此外，裂缝还可能成为水驱波及不到的死角，导致部分区域无法得到有效开发。
3. 影响因素分析裂缝对水驱效果的影响程度受多种因素影响。
首先，裂缝的发育程度和规模对水驱效果具有重要影响。
发育良好、规模较大的裂缝能够更好地改善渗流条件，提高采收率。
其次，注入水的性质和注入方式也会影响水驱效果。
合理的注入方式和水质有助于提高水驱效果，减少不利影响。
此外，油藏的储层非均质性和地下流体性质也是影响水驱效果的重要因素。
四、研究方法与实验设计为了深入探讨安塞油田低渗透油藏裂缝对水驱效果的影响，本文采用数值模拟和现场试验相结合的方法进行研究。
首先，通过建立低渗透油藏的数值模型，模拟不同裂缝发育程度和规模下的水驱效果。
其次，结合现场试验数据，分析实际生产过程中的水驱效果及影响因素。
安塞油田深抽配套技术优化及应用【摘要】针对安塞特低渗油藏开发现状及存在的主要问题进行介绍，并对近年深抽工艺优化对策和应用进行探讨，总结出了使用于安塞特低渗油藏低产井深抽主体工艺配套技术。
通过现场引用和总结改进，取得较好的经济效益。
【关键词】特低渗油藏；深抽配套工艺；应用效果一、前言安塞油田开发主要采用机械采油技术。
截止2012年底，有杆泵采油井5335口，占总井数的99.4%。
近年来随着油田的扩展，油藏类型增加，针对不同的油藏及井况特点，安塞油田有杆泵采油技术得到很大的发展，一系列的深抽配套新工艺、新技术为特地渗透油田经济有效开发提供很好的保障。
二、开发现状随着近年产建向超低渗透等油藏扩展，油藏物性变差、油层中深逐年变深、低产低效井增多。
常规的深抽工艺不能满足油田发展的需要，主要问题为：（1）低产井增加，供排不匹配；（2）随着泵挂变深，冲程损失和泵漏失量也加大；（3）由于泵挂变深，杆柱负荷增大，造成抽油杆断脱；（4）定向井增加，井斜变化大，油井偏磨严重；（5）部分油藏脱气，气体影响严重。
三、深抽配套技术优化对策在深抽工艺技术实施过程中，针对生产中存在的突出矛盾，从抽油杆、抽油泵、抽油机及配套技术等四方面进行了深入研究和配套应用，优选出了适应不同类型油藏的举升工艺配套技术。
针对井筒特点实施降杆径、降泵径、降载荷、提强度等措施，确保了深抽工艺的顺利开展。
四、应用情况及效果1、小直径泵应用安塞油田低产低效井1400余口，平均泵效仅18.6%。
通过优化地面参数来提高泵效，已经不能目前的生产需求。
考虑地面参数和泵深不变的情况下泵径越小，泵的漏失量越小、泵效越高，通过现场试验和推广Ф28mm小杆径泵。
（1）Ф28mm小杆径整筒泵的应用Ф28mm整筒泵柱塞长度和泵筒长度与Ф32mm相同，不会影响抽油机冲程，另外Ф28mm整筒泵漏失量小于Ф32mm整筒。
在低液面井使用过程中减少液击现象，增加泵的充满程度，有效提升了泵效和系统效率。
注水井堵水调剖技术在杏南区的应用及评价摘要：杏南区块属安塞油田长6油藏，受储层非均质性影响较强，注水井平面及剖面上的矛盾突出。
近年通过实施注水井深部调剖措施，封堵见水裂缝，扩大水驱波及体积，提高水驱动用程度，达到稳油控水的目的，对油藏的稳产起到了较好的作用。
本文重点对杏南区实施的注水井深部化学调剖效果进行分析，并对该技术措施在杏南区块开发中的适应性进行了评价。
关键词：非均质优势见水水驱波及体积深部调剖一、基本概况1.地质概况杏南区块为多油层复合岩性油藏，沉积微相为内陆湖盆三角洲前缘沉积，砂体展布总体呈NE-SW向，砂体宽度约2-3km，厚度10-25m，呈带状展布。
主力油层为长611-2、长62﹑长63 ，油藏埋深1000-1300m，油层分布稳定，平均有效厚度20.8m，视孔隙度12.49%，视渗透率 1.98×10-3?m2，原始地层压力9.79MPa，饱和压力6.85MPa ，属于低压油藏。
目前动用地质储量4427.59×104t。
2.开发概况杏南区目前有采油井开井380口，日产液水平1647m3，日产油水平801t，综合含水46.4%，平均动液面1250m。
注水井开井149口，日注水平3783m3，平均单井日注25.4m3，月注采比2.06，累积注采比1.79。
区块2007年大面积注水开发，初期采取菱形反九点法井网，注水政策初期强化注水，但由于优势油井见水快，以平衡和加强注水相结合，平均注水强度1.81m3/（d.m）。
杏南北部及中西部注水单元整体见效程度较高，总井215口，见效井189口，见效比87.9%。
方向性见水见效明显，见效后水淹速度较快，目前见水井45口，见水比23.8%（见表1-1）。
二、深部调剖技术的应用及评价1.深部调剖技术的应用依据（1）裂缝发育，对应油井有明显裂缝见水及水淹特征。
杏南区裂缝发育主要分布于北部、中西部；注入水沿裂缝突进，主向油井含水、压力上升快，快速水淹；水线推进速度1.5～7m/d，平均见水周期436天，水驱状况差；区块方向性见水见效明显。
影响安塞油田长6层堵水压裂效果因素探讨王玉功;刘镕菖;李勇;杨博丽;王小文;唐冬珠;汪小宇;王所良【摘要】从安塞油田长6层储层特点、开发现状及堵水压裂技术特点等方面，对影响安塞油田长6层堵水压裂效果的关键因素进行探讨。
分析认为，油井储层见水特征、油层纵向层间非均质性、前期压裂改造状况都对堵水压裂效果产生深远影响，选择合适的堵水压裂层位是取得良好降液增产效果的前提和基础。
另外，堵水、压裂两种措施间的相互影响也部分降低了最终的堵水和压裂施工效果，因此，选择合适的井层和优化堵水-压裂施工程序成为提高安塞油田长6层堵水压裂效果的技术关键。
%Key factors influencing the effect of plugging and fracturing was discussed,in respect to the characteristics and development status of Ch6 reservoir in Ansai oilfield,as well as features of the plugging and fracturing technology.The results showed that water breakthrough,vertical interlayer heterogeneity and initial fracturing treatment may significantly affect the plugging and fracturing performance.So,appreciate horizon for plugging and fracturing was the prerequisite for effectively reducing fluid leakage and enhancing recovery.The interaction between plugging and fracturing may also partially debase the treatment effects.Therefore, selection of proper well/layer and optimization of treatment procedure were essential for improving the plugging and fracturing effects of Ch6 reservoir,Ansai oilfield.【期刊名称】《石油化工高等学校学报》【年(卷),期】2014(000)004【总页数】5页(P61-65)【关键词】堵水压裂;影响因素;选井选层;施工程序优化【作者】王玉功;刘镕菖;李勇;杨博丽;王小文;唐冬珠;汪小宇;王所良【作者单位】川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安 710018; 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018;西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500;川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安 710018; 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018;川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安 710018;川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安710018; 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018;川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安 710018; 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018;川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安 710018; 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018;川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安 710018; 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018【正文语种】中文【中图分类】TE39目前，安塞油田王窑、候市等区块已进入中高含水期，综合含水率上升到40%以上，注入水是造成油井含水上升、产量降低的主要原因之一，油井注采动态表现为裂缝型、孔隙-裂缝型、孔隙型3种水驱特征，油井见水原因复杂[1-3]。
