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调剖、调驱技术调剖和调驱属于三次采油范畴，均是为了优化注水井的吸水剖面和提高原油采收率而采取的措施。
调剖主要是调整吸水剖面，而调驱则侧重于调整驱动方式，通过注入化学药剂和形成油墙来提高驱油效率。
目前我国油田开发新区接替不足，注采井网区域不完善，层间、层内矛盾加剧，水驱效果变差，低渗透层难动用，储量未能得到有效开发，造成产量递减，含水上升。
在后备储量不足的情况下，为挖掘老区生产潜力，通过调剖以及调驱工艺，改善吸水和产出两个剖面，缓解层间和层内矛盾，提高油田稳产基础。
一、技术简介1、调剖调整注水井的吸水剖面，从注水井封堵高渗透层，以调整注水层段的吸水剖面。
通过向地层中、高渗透层吸水能力较强的部位或层段注入化学堵剂，降低中、高渗层的渗透率，提高低渗透层的吸水能力，缓解层间矛盾，改善水驱效果，提高原油采收率。
2、调驱既能有效改善油层深部非均质性，扩大注水波及体积，又能提高驱油效果，从而达到提高采收率的目的。
是向地层中注入具有一定封堵作用的可动的化学剂，对地层进行深部处理，实现注入水增粘、原油降阻、油水混相和高渗透层颗粒堵塞等。
一方面，封堵地层中注水窜流的高渗条带和大孔道，实现注入水在油层深部转向，提高注入水波及体积；同时，注入的调驱剂在后续注水作用下，可向地层深部运移驱油，可以同时起到剖面调整和驱替的双重作用。
调剖和调驱有以下区别：一是作用机理不同：常规调剖作用机理是以调整、改善吸水剖面为目的，使注入水产生转向从而扩大注入水波及体积。
而调驱不仅一般剂量较大，处理半径多在30m以上，仍以深部调剖改变液流方向为主，同时辅以提高驱油效果的功能。
二是对化学剂要求不同：常规调剖要求调剖强度大，注入地层后产生较强封堵作用，调驱要求调驱剂具有一定强度，且调驱剂具有“可动性”，可在地层中运移，有的调驱剂具有增粘性，可改善流度比，有的还具有表面活性，可改变“死油”的表面性质，调驱剂还可以打破残余油的静态平衡，使“死油”移动变活。
海上油田大孔道识别及调剖调驱技术田苗;狄桂荣;曾鸣;冯青【摘要】海上油田多采用强注强采开采方式,储层非均质性进一步加剧,导致大孔道的形成,水驱效果明显变差,因此开展大孔道识别及相应调剖调驱技术研究是海上油田稳产的关键.大孔道的识别主要有生产动态监测法、试井资料法、示踪剂监测法、测井资料法、综合评价法等,应综合应用各种技术实现大孔道半定量-定量识别.目前海上油田针对大孔道主要有冻、凝胶、聚合物微球、深部液流转向、分级组合等调剖调驱技术,具有各自特点和适用条件,应根据不同的油藏特点及经济效果预测,选择有针对性的体系,实现堵、调、洗、驱有机结合.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)005【总页数】4页(P1-4)【关键词】海上油田;大孔道识别;示踪剂监测;调剖调驱【作者】田苗;狄桂荣;曾鸣;冯青【作者单位】中海油田服务股份有限公司,天津塘沽300450;中海油田服务股份有限公司,天津塘沽300450;中海油田服务股份有限公司,天津塘沽300450;中海油田服务股份有限公司,天津塘沽300450【正文语种】中文【中图分类】TE357.62海上油田具有投入高、开发周期短的特点，决定了其必须以较高的采油速度进行生产，以便在平台设计寿命时间内取得最大开发效益，多采用强注强采开发方式。
经过长期注水冲刷，地层非均质性进一步加剧，油层内部形成高渗通道或大孔道。
大孔道的存在加剧了层间矛盾，导致大量注入水沿大孔道低效或无效循环，油井含水率升高、产量递减率增大，油藏水驱开发效果明显变差。
准确识别大孔道，明确大孔道在油藏中的分布状况，以便采用合适的调剖调驱工艺对大孔道进行封堵，对改善高含水油田的水驱效果、控水稳产、提高采收率具有重要意义。
大孔道识别是大孔道治理的关键，目前，大孔道识别技术大多介于定性和半定量之间，不能定量描述大孔道井间分布规律。
1.1 生产动态监测技术目前海上油田大都建立了较为完善和规范的油藏动态分析数据库，可以方便查看油田、区块、井组、单井开采历史及注采现状等数据，监测油藏的生产动态。
调剖调驱效果分析方法简述何禹羲(沈阳采油厂工艺研究所， 辽宁 沈阳 110316)摘要：在对石油进行处理的过程中调剖技术是对陆上石油提升开采效率、有效实现老区长稳发展的一项重要技术，同时也是水驱开发到一段时间之后进行深度挖潜的一个技术，是提升层系井网发挥作用的必要方法，是提升油田单井产量的有效方法。
就目前的情况，为了能够有效地提升油田整体产量，区块整体调剖可以有效地替代目前石油调剖堵水的情况，所以，调剖调驱的效果来分析，主要分成两个情况：区块整体调剖调驱的效果、不同井组的调剖调驱效果分析。
关键词：调剖调驱；压降分析；效果分析中图分类号：TE357 文献标识码：A0 引言鉴于大部分老油田处于开发后期，调剖调驱成为老油田稳产增产的主要措施手段。
由于地质油藏的复杂性、调剖剂多样性，在大部分油田调剖调驱工作目前仍处于开发试验阶段，因此如何有效的、准确的分析调剖的效果，不仅能直接反应施工的成功与否，为下一步措施提供必要依据，同时能反馈到前期方案设计中，使科研人员能更进一步了解地质情况、堵剂的适用性，以及各种设计参数的合理性。
1 深部调驱作用机理概述(1)注入水的流度比在使用调驱剂的过程中会得到有效地提升，同时，在一定程度上还会让处在低渗的石油得到良好的驱动。
此外，石油调剖调驱机在成胶的过程中，地下普通的聚合物存在的变化并不是很大，所以，水量的流度比在注入阶段都可以得到有效地提升，这样就可以有效的让原有的压差小于凝胶变换成压力并且对得到有效地控制。
(2)在具体使用的过程中，能够对残余的油进行有效地改变，这样可以保证石油的移动状态。
(3)在对石油注入水躯体的时候，就会出现高渗或者是下级孔道移动情况。
在具体实践的过程中，当凝胶的压力非常小的时候，就会出现堵塞的情况，当凝胶的压力比较大的时候，凝胶就会在石油的底层移动。
而且凝胶的移动的过程中还会受到水冲刷以及底层石油剪力的作用，这样就会导致凝胶出现继续移动的情况，这个过程会持续到凝胶压差比较低的部分出现堵塞，出现这样情况的时候可以通过纵向与水平的调剖作用，这样就可以使石油在不同的程度上被注入的水波能够得到有效地提升。
毽i黧、整_瓢赵108断块深部调驱试验与评价D ee p dr i vi ng t e s t and eval uat i on of t he Z hao57f aul tbl ock洪巍(中国石油大学(华东)，山东青岛，266555)(C hi na uni ve r si t y of pet r ol eum O i ndao266555，C hi na)淌葵]针对赵108断块油藏地质条件，采用可动凝胶和网状树脂相结合的复合深部调驱技术，对6口注水井进行调剖。
通过对深度调剖：井哇目进行注采分析，进行调驱效呆评价。
结果表明，该复舍调驱体系取得了一定的开发效果和增油效果。
A bst r act t h eoi l r e ser voi r of geo l ogi ca l condi t i ons,t het ec hni que of m ova bl egel andm es hr esi n deepdr i vi ngwasi m pl em ent e dont he6i nj ec t i onw e l l xT hr ou ght heana l ysi sand t heeval u at i onof i nj ect i on w el l s,T h er esul t s how st hat t hedeepd r i vi ngsy st em of m o vabl egel andm eshr esi nachi evesacer t ai n ef f ect andincr eas es oi l product ior L[关键词]赵108断决；可动凝胶：网状树脂；深部调驱K e”#or d s Zh a o108f au l t bl o ck；m ovabl egel；m eshr esi n；deep dr i vi ng华北油田砂岩油藏怄块)类型多，地质构造复杂，开发状况也各不相同，大部分油藏已进人高含水开采阶段。
三层系厚层试验开展调驱试验，加快驱替效果锦16块三层系二元驱位于16块中部分采区，试验区内采出程度较高，局部井点平面动用差异程度大，注采井间“大孔道”普遍发育，注入水无效循环严重，通过先期调驱，改善一定注入效果，中期适时调整产液量，保证注采平衡，取得较好效果，值得推广和借鉴。
标签：剩余油;化学驱;注采平衡;一、油藏基本情况锦16块地处大凌河河套内。
构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田中部。
开采层位为兴隆台油层，含油面积6.0平方公里，石油地质储量3985万吨（锦采：3.92km2，地质储量2523×104t，水驱标定可采储量1336×104t）。
锦16块三层系二元驱位于16块中部分采区，构造形态为两条近东西向正断层夹持的南倾的鼻状构造。
试验区目的层为兴Ⅲ6-8，含油面积0.24km2，有效厚度18.1m，孔隙度24.1%，平均有效渗透率750×10-3μm2，地质储量63.1×104t，孔隙体积146×104m3。
2017年11月开始，三层系进入主段塞阶段，试验区阶段核实产油1.38万吨，阶段采出程度2.19%，总采出程度53.89%，目前采油速度仅0.11%，需加快层位整体调整，尽快改善区块的驱替效果。
二、调驱必要性分析1、采出程度高。
试验区内有22口老井零星挖潜过目的层，累计产油32.6×104t，累产水63.4×104m3，采出程度51.7%，已高出区块水驱标定采收率51.1%。
2、局部井点采出较高，平面动用程度差异大。
如锦2-6-6井于1979年9月投产1281.0-1447.0m，77.2m/12层，兴Ⅰ+Ⅱ6-Ⅲ8，其中三层系化学驱目的层段为1412.0-1438.0m，23.4m/2层。
初期日产油101.5t/d，不含水，至1990年5月堵水后不再生产兴Ⅲ6-8，期间累产油44.1349×104t，累产水26.2071×104m3，辟分产量后目的层累产为13.3777×104t，累产水7.9436×104m3，占总产出的31%。
油井化学堵水效果评价方法及应用
付亚荣;刘泽;姜春磊;翟中杨;杨亚娟;吴泽美;季保汐;敬小龙;唐光亮
【期刊名称】《石油石化节能与计量》
【年(卷),期】2024(14)3
【摘要】我国油田堵水调剖技术已经历60多年的发展历程,油井堵水、注水井调剖、调驱以及深部液流转向等技术经历了起源、试验、发展、成熟、更替的过程,取得了很好的增油效果。
大多学者重点关注堵水技术和方法的研究,堵水效果如何评估研究较少。
为此,将油井化学堵水波及油层分为内、外两区域,增加的原油产量在达西渗流线性系统中理论上无限叠加,以内区、外区、交界面等3个产出液流动控制方程为理论依据,基于Duhamdl原理的反褶积算法,建立油井井口压力模型、有效渗透率模型、产油量计算模型等评价油井化学堵水效果。
在50多口油井应用后,评价符合率达到95%以上,消除了技术人员习惯直接利用堵水前后产油量的差值判断堵水效果所带来的不确定性,为油井化学堵水效果评价提供了一种新的方法。
【总页数】5页(P1-5)
【作者】付亚荣;刘泽;姜春磊;翟中杨;杨亚娟;吴泽美;季保汐;敬小龙;唐光亮
【作者单位】中国石油华北油田公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.选择和评价处理油井近井地带效果和生态学的系统方法
2.油井化学堵水技术在延长组油层应用与评价
3.油井措施增产效果评价方法研究
4.油井堵水提液综合措施效果评价方法探讨
5.用DST资料评价油井污染的新方法及其应效果
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聚合物微球调驱技术的实际应用及效果评价续博; 李泰余; 孟越; 刘超; 吴文超; 李平; 罗强【期刊名称】《《石油化工应用》》【年(卷),期】2019(038)008【总页数】5页(P71-75)【关键词】聚合物微球; 调驱调剖; 增产增效【作者】续博; 李泰余; 孟越; 刘超; 吴文超; 李平; 罗强【作者单位】陕西明德石油科技有限公司陕西西安 710016; 西安中孚凯宏石油科技有限责任公司陕西西安 710016; 中国石油长庆油田分公司第一采油厂陕西西安710016【正文语种】中文【中图分类】TE357.46随着安塞油田注水开发，由于受油藏地层的非均质性影响，同时受层间、平面、层内矛盾和天然裂缝、微裂缝、压裂造成的裂缝、局部高渗带的影响，再者受油藏类型、砂体展布方向、注采井网等因素影响，严重制约了油田的注水效果。
具体表现之一为注水井的注入水沿单向突进，导致水驱波及体积减小，突进方向油井见水后含水迅速上升、产油量大幅度下降，而侧向井地层压力保持水平较低，长期低产低效，严重影响油田整体开发水平。
为了解决上述问题，调剖调驱技术应运而生，并且通过多年的应用实践，能够有效的优化注水效果，提高油田的整体开发水平。
而聚合物微球调驱技术则是在以往的调剖调驱技术上近年来发展起来的一种新型深部调驱技术。
1 储层特征及水淹类型1.1 地质及储层特征安塞油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，构造由西向东逐渐抬升，砂体呈北东-南西向展布，斜坡上发育东西向、北东-南西向的小型鼻状构造。
开发含油层位主要有长2、长3、长4+5、长6，其中长6 和长2 为主力开采层，为典型的岩性-构造油藏，向东为岩性控制，向西为构造控制，岩心孔隙度在2.0 %～17.16 %，平均值约11.27 %；渗透率在0.1×10-3μm2～38.82×10-3μm2，平均值约1.01×10-3μm2，整体属于特低孔、特低渗储层。
浅谈低渗透裂缝油藏调剖体系摘要油田进入中含水期开发阶段，区块纵向非均质性强，注入水会沿裂缝及高渗透带形成水窜优势，造成注入水低效循环，水驱波及效率降低。
根据低渗透地层特征，研究了不同功能的调剖体系，提出调剖方案，探索适应于低渗透裂缝油藏的调剖体系。
关键词低渗透油藏调剖驱油前言目前大多数油田水驱开发已由低含水期进入中含水期开发阶段，区块纵向非均质性强，平面水驱不均匀，水窜流现象非常严重，导致部分油井含水率快速上升，水驱波及效率降低，如果不进行综合治理，将严重影响到水驱开发效果。
为了解决以上问题，提出调剖技术封堵复杂裂缝和“优势通道”，扩大水驱的波及体积，达到控水增油的目的，为此系统地研究了不同功能的调剖体系，封堵低渗透油藏不同成因、不同尺寸、不同深度的窜流通道，提出调剖思路，探索出适合低渗透裂缝油藏的调剖工艺。
调剖体系优选及评价根据所选油藏地层温度、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，优选调剖体系并进行性能评价，选出最适合该地层特点的调剖剂体系。
一、可动冻胶调剖剂配方研究1. 可动冻胶调剖体系优选由于注入水矿化度高、硬度高，普通聚合物 HPAM 难于适应，选用两性离子聚合物制备可动冻胶体系，系统研究聚合物浓度、交联剂浓度对成胶时间、成胶黏度的影响，确定现场应用的可动凝胶体系的配方为:聚合物浓度 1 000~4000mg/L，交联剂浓度 200～1 000mg/L，成胶时间30～180 h，成胶粘度 2 000～10 0000mPa·s。
可根据现场应用情况，调节聚合物浓度和交联剂浓度，控制可动冻胶体系的成胶时间和成胶粘度。
2. 可动冻胶对Ca2+适应性实验Ca2+对可动冻胶 (2 000mg/L聚合物 + 800mg/L交联剂浓度)体系成胶性能的影响试验，试验表明：随着 Ca 2+浓度的增加，可动冻胶体系成胶粘度下降小于10%，成胶时间没有变化，说明 Ca2+对该冻胶体系影响不明显，可动冻胶体系可以应用在高矿化度、高硬度的注入水中。
西峰油田堵水调剖效果浅析评价【摘要】本文针对西峰油田近年来调剖堵水工作进行系统的分析和概括，并对实施效果进行了客观的评价，最后提出了结论与建议。
【关键词】堵水调剖注水井低渗油藏堵剂1 整体实施效果2010年实施堵水调剖34口，其中三叠系油藏23口，侏罗系油藏11口，截止11月底，已完成的34口调剖井，对应油井211口，其中93口有不同程度的增油效果，日增油量54.5t，目前累计增油8892t，累计降水15798m3，综合含水下降4.8%。
水驱情况得到明显改善。
注水井调剖一直是近几年来长庆第二采油厂的重点工作。
长庆油田西峰2012区块经过整体调剖，吸水状况得到了明显的改善，水驱动用储量增加，对应油井普遍见效，原油产量趋于稳定，含水上升速度减缓，水驱采收率有较大提高。
2 分油藏实施效果2.1 三叠系油藏三叠系油藏在白马中、董志区、西259区实施水井堵裂缝23口，对应油井148口，见效油井68口，日增油38.5t，累计增油6563t，综合含水下降6.4%，累计降水5529.8m3；其中在综合治理区块白马中区和提单示范区西259区实施整体调剖20口，白马中西13区取得较好的稳产效果，西259区恢复4口水淹井产能，日增油8.1t。
2.2 侏罗系油藏侏罗系油藏在城55区、华64区、悦22区、悦29区实施堵水调剖11口，对应油井63口，见效油井25口，日增油16t，累计增油2329t，综合含水下降3.2%，累计降水10268m3，从整体效果来看，起到了减缓递减的效果，其中华64区增油效果明显，调后产量呈现负递减。
从近三年实施效果来看，有机复合交联体系比无机复合凝胶体系见效率高、增油量多；有机凝胶颗粒体系在侏罗系油藏适应性较好。
3 典型井效果分析——西33-22井：地质分析认为受该井影响的主要有4口井：西34-24、西34-22、西32-22、西33-23，井组平面矛盾突出。
3月9日——3月19日期间调剖，设计注入量560m3，实际注入630m3，调剖期间压力由20mpa上升至22.1mpa，提升了2.1mpa。
石油地质与工程2021年11月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第6期文章编号：1673–8217（2021）06–0110–04深层稠油高盐水驱油藏深部化学调驱技术的应用以吐哈油田鲁X区块为例黄兆海（中国石油辽河油田分公司外部市场项目管理部，辽宁盘锦124010）摘要：吐哈油田鲁X区块为深层稠油高盐水驱油藏，受层间、层内非均质性等因素影响，存在注水井指进现象突出，油井水窜严重及应用调剖体系效果差的问题，为此研究了一种具有耐盐、抗剪切、封堵率高、有效期长、驱替效果好的两段塞深部调驱剂，并提出了“近井调堵、远井驱油、先堵后调”的调堵、驱油结合的调驱思路。
通过室内评价和现场实施表明：两段塞深部调驱剂黏损率小、封堵率达到90%以上，驱油效果好，可满足深层稠油高盐水驱油藏调驱需求。
深部化学调驱技术的实施抑制了水窜优势通道，改善了油层吸水情况，扩大了水驱波及范围，增油效果明显，为同类油藏提高注水开发效果提供了一种新方法。
关键词：吐哈油田；深层稠油；高盐水驱；化学调驱；增油效果中图分类号：TE357.43 文献标识码：AApplication of deep chemical profile control and flooding technology in deep heavy oil andhigh salt water drive reservoir-- by taking Lu X block of Tuha oilfield as an exampleHUANG Zhaohai(External Market Project Management Department of Liaohe Oilfield Company, PetroChina, Panjin, Liaoning 124010, China) Abstract: Lu X block of Tuha oilfield is a deep heavy oil and high salt water drive reservoir. Affected by strong interlayer and interlayer heterogeneity, there are some problems, such as prominent fingering of water injection wells, serious water channeling of oil wells and poor effect of profile control system. Therefore, a double-slug deep profile control agent with salt tolerance, high shear resistance, high plugging efficiency, long effective period and good displacement effect has been studied. The indoor evaluation and field implementation show that the viscosity loss rate of the double-slug deep profile control and displacement agent is small, the plugging rate reaches more than 90%, and the oil displacement effect is good, which can meet the profile control and displacement requirements of deep heavy oil and high salt water flooding reservoirs. The implementation of deep chemical profile control and flooding technology inhibits the dominant channel of water channeling, improves the water absorption of oil layer, expands the spread range of water flooding, and has obvious oil increase effect. It provides a new method to improve the effect of water injection development for similar reservoirs.Key words: Tuha oilfield; deep heavy oil; high salt water flooding; chemical profile control and flooding; oil increasing effect鲁X区块位于吐哈盆地南部鲁克沁稠油构造带，是受英也尔和鲁克沁断层控制的断背斜带，主力含油层系是三叠系中统克拉玛依组Ⅱ油组，为复杂断块边底水油藏[1–2]，该区块油层中深2 600 m，孔隙度22.9%，渗透率319×10–3μm2，地温梯度2.51 ℃/100 m，50 ℃原油黏度324 mPa·s，地面原油密度收稿日期：2021–03–14；修订日期：2021–07–01。
