孙招锋
中石化华北油气分公司，河南郑州 450000
摘 要：鄂尔多斯盆地天环向斜南部的红河油田，地形为黄土塬复杂地形，属于低孔、特低渗致密砂岩油藏。原油性质为低含硫、轻质的常规原油，在注水开发过程中水淹快，表现为明显的裂缝型窜流特征。通过研究水窜特征、机理，在工艺上优选调剖类型，采用微球及预交联颗粒缝内调剖材料，并开展现场试验，取得来致密油裂缝调剖工艺的认识，为该类油藏在提高采收率方面提供了技术借鉴。
关键词：致密油 调剖 注水 采收率
1.概况
红河油田位主要勘探开发层位为延安组延9油层组，延长组长6、长8和长9油层组，其中长8、长9是主要开发层位。长8油层平均孔隙度为10.1%，平均渗透率为0.45×10-3μm2，长9油层平均孔隙度为15.1% ，平均渗透率为1.95×10-3μm2，属于低孔、特低渗致密砂岩油藏。储层温度平均温度为64.69℃，平均温度梯度为2.45℃/100m，地层水均为硫化钙型，矿化度79622~100000（mg/l）。油藏开发主要采用水平井天然能量开发为主，完井方式采用预制裸眼封隔器分段滑套管柱、套管固井和悬挂尾管三种方式，压裂工艺分别采用投球分段压裂、连续油管拖动底封、可钻桥塞、水力喷砂四种。油田开发初期主要以天然能量开发为主， 2010年以来，油田开发方式从直井向水平井开发转变，并逐渐形成了以水平井为主的开发方式，随着天然能量的逐渐降低，产量下降，含水升高，先后开展了CO2驱和水驱试验，出现气窜或水窜现象，严重影响了补充地层能量开发进程。
2.水窜机理研究
通过地质勘探资料和大量现场资料分析，水窜主要原因有以下两种：一是油田内天然裂缝发育分布广泛，造成完井后两井通过天然裂缝直接沟通。裂缝主要方位有两条：一条为北东东断裂，走向主要为67°-82°，主要为75°，几乎与最大主应力方向一致，另一条为北西断裂，主要走向为45°，局部为近东西向断层，裂缝以高角度缝为主；二是该区块97.5%油井均采用压裂投产，压裂时直接被临井压窜井76口，分析压裂时人工裂缝与天然裂缝沟通所致。
3．堵水工艺研究
针对储层基质致密、裂缝发育油藏，存在基质启动困难和裂缝导流能力高的两面矛盾，考虑到堵剂施工、价格和对地层伤害等因素，对目前常规堵剂类型分别有颗粒类、冻胶类、泡沫类、树脂类、微生物类、水泥类、无机盐类六大类进行优选和评价，选择采用有机颗粒型堵剂对裂缝进行封堵，再通过低界面的张力的高效驱油剂降低基质和次生裂缝启动压力，最终达到堵而不死提高采收率的目的。
（1）预交联颗粒
预交联颗粒粒径0.5-3.5mm，耐温120℃，耐盐30×104mg/L，膨胀倍数10～30倍。颗粒遇水膨胀，在注水压力推动下堆积压缩成不渗透封堵屏障，封堵水窜通道。封堵实验压力达到40MPa，封堵率达100%，封堵率较高，不污染储层。
（2）微球颗粒
聚合物微球粒径20nm-5000μm，耐温85℃，耐盐10×104mg/L，膨胀倍数9～12倍。微球在地层中遇水膨胀，依靠颗粒吸附、桥接和堆积效应封堵水窜通道。封堵率大于99%，在线注入、工艺简单、不污染储层。
（3）采用复合配方
采用0.4%聚合物Ⅰ+0.1%交联剂(Ⅰ)+0.2%交联剂(Ⅱ)+0.3交联剂(Ⅱ) ，5天在稳定状态下完成成胶，粘度能达到30000mPa·s以上。
4.现场试验
（1）预交联颗粒
HH105-29井采用“预交联颗粒+弱凝胶+高效驱油剂”复合调剖工艺，根据油藏工程研究结果，裂缝性油藏长期注水后形成的水淹体积占井组地层孔隙总体积的0.8～5.2%，按照1/2井距的封堵半径和油层孔隙体积计算堵剂用量，终设计量为800m3，注入速度控制在2-5m3/h，设计四个段塞，实施过程在线调整注入速度和用量。现场施工过程对应油井开井，在打入第二个段塞过程，油井见到了调剖剂，5月7日结束，排量5-6m3/h，累注605.6m3，注入压力15MPa上升至19.2MPa，调剖后注水压力16MPa，注水量10m3/d，注水30天后失效。
（2）微球颗粒
HH105-44井采用聚合物微球+‘微球-冻胶’ 调剖工艺”复合调剖工艺，设计理念同上，微球的尺寸由小至大，实现深部调剖，施工过程对应油井开井，5月14日结束，排量0.3-3m3/h，累注277.5m3，注入压力10MPa上升至18MPa，详见下图。调剖后注水压力14MPa，5m3/d。注水后对应油井含水有恢复现象，但HH105-44井一旦停注，对用油井HH37P26含水明显下降，注水16天后，出现明显水淹。
（3）有机连续相堵剂
HH127-2以有机连续相为主体进行调剖，根据注入压力和裂缝开度的关系，实际用量为工程算法用量的1.2 倍即347m3，注入速度3-5m3/h，施工排量控制原则是以压力定排量，实施低压低排量注入，以减少对低渗透层的堵塞。施工过程对应油井关井，排3-4m3/h，累注343m3，注入压力17MPa上升至21.5MPa。调剖过程对应油井缓慢上升，无明显水窜现象，调剖后注水压力22MPa注不进，分析顶替量过小，造成在封口段塞距离井筒较近，解堵后初期注水压力18MPa，注水量10m3/d，目前21MPa，注水量m3/d，未出现水淹现象。
5.结论与认识
（1）通过以颗粒和连续相为主的调剖剂对比，连续相较颗粒相更适应不同裂缝尺寸的封堵。
（2）裂缝在地层中分布差异大，表现在裂缝大小差异大、分布不均匀、不对称，调剖时通过对应油井开关进行调节，引导堵剂走向逐一封堵。
（3）建议调剖前增加容易监测到的段塞，便于调整对应油井开关时机，控制调剖剂用量。
（4）施工前后最好各测一次吸水剖面的变化情况，有利于对比调剖效果。
参考文献：
（1）赵福麟,王彦丛,李安全,王凤桐,杨年文;埕东油田铬冻胶堵剂的改进[J];石油大学学报(自然科学版);1988年02期
（2）沈聪 污泥调剖技术的研究 当代化工 第44卷 第6期 2015年6月
（3）王小泉;马宝岐;何竹梅;;碱法造纸废液化学改性法制高温堵剂的研究[J];西安石油大学学报(自然科学版);1991年02期
孙招锋（1982-），男，汉，籍贯：陕西商南，工程师，大学，单位：中石化华北油气分公司，研究方向：油气开发