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摘要：本文主要研究三次采油中聚/表复合驱区在转入二元驱前对区块实施整体调，研究加大堵剂用量后调驱规律，以进一步完善区块整体调驱选井、选层、选堵剂类型等技术，确定不同条件注入井合理堵剂用量及堵剂类型，以在二元驱实施阶段控制注入溶液低效无效循环，促进油井均匀受效，提高区块最终采收率。
关键词：优势吸水;水淹;弱凝胶
1.试验区概况
二元驱试验区目的层Ⅱ47～Ⅱ48为一套扇三角洲前缘河口砂坝为主的沉积，位于扇三角洲前端的内侧。平面上砂体大面积连片分布，主体砂岩具有一定的方向性。该扇三角洲前缘亚相细分为河口砂坝微相、分流间微相、前缘薄层砂微相。
2.选井依据
选择试验区内部一口注入井，要求注入压力与整个试验区平均注入压力接近，单井注入层段内具有较高吸水能力的优势吸水层，井组内纵向上水淹程度不均，弱水淹与强水淹层并存，使弱凝胶调驱后能达到封堵强吸水层和少堵、不堵中低水淹层的目的，实现二元驱时注劑剖面的注入均匀。本次实验选取锦2-5-A226井。
3.实验井井况及问题
锦2-5-A226井脉冲中子氧活化吸水剖面资料表明，吸水有效厚度为7.5m，吸水厚度比例为56.0%，最大吸水层吸水厚度2.0m最大吸水层相对吸水量为54.5%。表明具有一定的吸水厚度同时，有较明显的优势吸水层。
截止2010年8月井组累计注水62106m3，累计产油5775t，累计产水214163t，平均含水97.3%。从含水分级看，井组油井普遍高含水，最低含水97%，最高含水100%。表明井组平面水淹程度高。
全区各井组流体最大推进速度平均为17m/d，井组平均推进速度11.3m/d;选择待大剂量调驱的锦2-5-A226井组最大推进速度22.3m/d，平均推进速度14m/d。高于试验区平均推进速度，表明井间存在强优势通道。
4.影响调驱因素
4.1体膨颗粒转向剂的吸水膨胀速度
体膨颗粒在遇水初期快速吸水迅速膨胀，到达一定阶段后吸水膨胀速度有所减缓，最终达到完全膨胀。如样品1在3min吸水41%，12min吸水62.5%，120min接近100%（完全膨胀）。完全膨胀的时间一般在30～120min。
4.2水质对体膨颗粒转向剂吸水能力的影响
矿化度对体膨型颗粒调剖剂吸水能力影响，分别采用油田清水、注入水（曝氧）、矿化度为6000 mg/L和8000 mg/L的模拟矿化水配制。随着矿化度增加体膨型颗粒调剖剂吸水膨胀倍数降低。从取得目的区块注入水与采出水水样分析结果得出：注入水总矿化度为8121mg/L，采出水总矿化度6320.20mg/L，在此矿化度条件下，颗粒的膨胀倍数受到一定影响但变化不大，能够满足现场使用要求。
4.3温度对体膨颗粒转向剂吸水能力的影响
采用矿化度为8000 mg/L的模拟矿化水配制，随温度升高颗粒调剖剂吸水量略有升高，在25℃～60℃间，吸水膨胀倍数变化不大;温度大于60℃以后吸水量升高明显。
4.4 pH值对体膨型颗粒调剖剂吸水能力的影响
体膨型颗粒调剖剂吸水量随pH值升高先增大后降低，pH值在8～9间吸水量最高。
4.5体膨型颗粒调剖剂热稳定性
在60℃下360天吸水膨胀倍数略降，但降低量小于1%，未发现表观相分离及失水现象，表明体膨型颗粒调剖剂吸水后具有良好长期稳定性。
4.6封堵性能的评价
填砂管长30cm，直径2.5cm，填充不同目数的石英砂制备不同渗透率的人造岩心。用1000 mg/L的聚合物溶液携带常规体膨颗粒以2mL/min速度注入岩心，连续对注入压力进行监测，体膨颗粒对于高渗透率的岩心有较好的封堵能力。
5.参数设计
5.1体膨颗粒转向剂型号与参数确定
选择TB-1型适合中低温油藏使用的体膨颗粒转向剂。其参数确定为：膨胀时间30—120min，最终膨胀倍数15—30倍。
5.2粒径选择
确定使用TB-1型缓膨颗粒粒径为1～3mm。
5.3调驱剂用量设计
（1）单井调剖剂用量计算公式
Q=S×H×φ×Fn/4
式中：Q—调剖剂用量，m3;
S—调剖面积，m2;
H—调剖厚度，m;
Φ—孔隙度;
Fn—调剖方向数。
（2）参数的确定
调剖面积：根据调剖半径按圆面积计算调剖面积;设计调剖半径为井距的1/3，即50m。
调剖厚度：根据调剖井高水淹厚度、高渗透层段厚度、高吸水强度厚度综合确定;
调剖方向：为调剖层段的河道砂一类连通方向数，为3个。
6.调驱效果
调驱后进行吸水剖面资料表明，注入压力提升5.1Mpa，吸水有效厚度为10.5m，吸水厚度增加40%，最大吸水层相对吸水量降低15%，对应油井日增加油量10.5吨，表明有效扩大了涉及体积，降低优势通道影响，提高了驱油效率。
参考文献：
[1]胡博仲，刘恒，李林.聚合物驱采油工程[M].北京：石油工业出版社，1997.
[2]薛迎成.罗克韦尔PLC技术基础及应用.北京：中国电力出版社，2009.03.
[3]王其伟，郑经堂等，泡沫复合驱聚合物溶液粘度损失原因分析[J].油田化学，2008，1（5）：19～24.
[4]王启民，冀宝发，隋军.大庆油田三次采油技术的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2001，20（2）：1-8.
关键词：优势吸水;水淹;弱凝胶
1.试验区概况
二元驱试验区目的层Ⅱ47～Ⅱ48为一套扇三角洲前缘河口砂坝为主的沉积，位于扇三角洲前端的内侧。平面上砂体大面积连片分布，主体砂岩具有一定的方向性。该扇三角洲前缘亚相细分为河口砂坝微相、分流间微相、前缘薄层砂微相。
2.选井依据
选择试验区内部一口注入井，要求注入压力与整个试验区平均注入压力接近，单井注入层段内具有较高吸水能力的优势吸水层，井组内纵向上水淹程度不均，弱水淹与强水淹层并存，使弱凝胶调驱后能达到封堵强吸水层和少堵、不堵中低水淹层的目的，实现二元驱时注劑剖面的注入均匀。本次实验选取锦2-5-A226井。
3.实验井井况及问题
锦2-5-A226井脉冲中子氧活化吸水剖面资料表明，吸水有效厚度为7.5m，吸水厚度比例为56.0%，最大吸水层吸水厚度2.0m最大吸水层相对吸水量为54.5%。表明具有一定的吸水厚度同时，有较明显的优势吸水层。
截止2010年8月井组累计注水62106m3，累计产油5775t，累计产水214163t，平均含水97.3%。从含水分级看，井组油井普遍高含水，最低含水97%，最高含水100%。表明井组平面水淹程度高。
全区各井组流体最大推进速度平均为17m/d，井组平均推进速度11.3m/d;选择待大剂量调驱的锦2-5-A226井组最大推进速度22.3m/d，平均推进速度14m/d。高于试验区平均推进速度，表明井间存在强优势通道。
4.影响调驱因素
4.1体膨颗粒转向剂的吸水膨胀速度
体膨颗粒在遇水初期快速吸水迅速膨胀，到达一定阶段后吸水膨胀速度有所减缓，最终达到完全膨胀。如样品1在3min吸水41%，12min吸水62.5%，120min接近100%（完全膨胀）。完全膨胀的时间一般在30～120min。
4.2水质对体膨颗粒转向剂吸水能力的影响
矿化度对体膨型颗粒调剖剂吸水能力影响，分别采用油田清水、注入水（曝氧）、矿化度为6000 mg/L和8000 mg/L的模拟矿化水配制。随着矿化度增加体膨型颗粒调剖剂吸水膨胀倍数降低。从取得目的区块注入水与采出水水样分析结果得出：注入水总矿化度为8121mg/L，采出水总矿化度6320.20mg/L，在此矿化度条件下，颗粒的膨胀倍数受到一定影响但变化不大，能够满足现场使用要求。
4.3温度对体膨颗粒转向剂吸水能力的影响
采用矿化度为8000 mg/L的模拟矿化水配制，随温度升高颗粒调剖剂吸水量略有升高，在25℃～60℃间，吸水膨胀倍数变化不大;温度大于60℃以后吸水量升高明显。
4.4 pH值对体膨型颗粒调剖剂吸水能力的影响
体膨型颗粒调剖剂吸水量随pH值升高先增大后降低，pH值在8～9间吸水量最高。
4.5体膨型颗粒调剖剂热稳定性
在60℃下360天吸水膨胀倍数略降，但降低量小于1%，未发现表观相分离及失水现象，表明体膨型颗粒调剖剂吸水后具有良好长期稳定性。
4.6封堵性能的评价
填砂管长30cm，直径2.5cm，填充不同目数的石英砂制备不同渗透率的人造岩心。用1000 mg/L的聚合物溶液携带常规体膨颗粒以2mL/min速度注入岩心，连续对注入压力进行监测，体膨颗粒对于高渗透率的岩心有较好的封堵能力。
5.参数设计
5.1体膨颗粒转向剂型号与参数确定
选择TB-1型适合中低温油藏使用的体膨颗粒转向剂。其参数确定为：膨胀时间30—120min，最终膨胀倍数15—30倍。
5.2粒径选择
确定使用TB-1型缓膨颗粒粒径为1～3mm。
5.3调驱剂用量设计
（1）单井调剖剂用量计算公式
Q=S×H×φ×Fn/4
式中：Q—调剖剂用量，m3;
S—调剖面积，m2;
H—调剖厚度，m;
Φ—孔隙度;
Fn—调剖方向数。
（2）参数的确定
调剖面积：根据调剖半径按圆面积计算调剖面积;设计调剖半径为井距的1/3，即50m。
调剖厚度：根据调剖井高水淹厚度、高渗透层段厚度、高吸水强度厚度综合确定;
调剖方向：为调剖层段的河道砂一类连通方向数，为3个。
6.调驱效果
调驱后进行吸水剖面资料表明，注入压力提升5.1Mpa，吸水有效厚度为10.5m，吸水厚度增加40%，最大吸水层相对吸水量降低15%，对应油井日增加油量10.5吨，表明有效扩大了涉及体积，降低优势通道影响，提高了驱油效率。
参考文献：
[1]胡博仲，刘恒，李林.聚合物驱采油工程[M].北京：石油工业出版社，1997.
[2]薛迎成.罗克韦尔PLC技术基础及应用.北京：中国电力出版社，2009.03.
[3]王其伟，郑经堂等，泡沫复合驱聚合物溶液粘度损失原因分析[J].油田化学，2008，1（5）：19～24.
[4]王启民，冀宝发，隋军.大庆油田三次采油技术的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2001，20（2）：1-8.