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摘要：经过20多年油藏开发的不断深入，高含水及特高含水期油藏逐渐增多，如何充分动用油藏，不断改善油藏开发效果是高含水期油藏所面临的主要问题。目前管理三区多个单元出现高孔高渗，非均质性强等性能，以七区西63+4单元为例，目前综合含水已达至97.5%，已达特高含水阶段，因此如何挖潜剩余油、保持稳产成为目前工作重点。本文结合该单元现状就高含水期稳产的措施进行了分析，有了一定的认识。通过对大孔道深部封窜、高耗水带深部调驱、注采参数调配等技术的不断探索及综合应用，有效遏制注入水无效循环，调整流线方向，提高注水利用率。
关键词：特高含水；通道；高渗；堵调；剩余油
1、基本概况
孤东油田储层为河流相正韵律沉积的砂岩油藏，渗透率高，泥质胶结疏松易出砂，油层非均质性严重，油水粘度比大。经过长期强化注水开发，油藏储层孔隙结构变化大，形成次生大孔道，使大量的注入水沿大孔道做无效循环，降低了水驱波及体积。孤东管理三区七区西馆上63+4 单元，含油面积9.6km2，地质储量1674×104t。单元属辫状河沉积，高渗透、高饱和、疏松砂岩油藏，渗透率2500×10-3μm2，油层埋深1270-1320m。该单元85年投产，87年开始注水后含水上升加快，90年底含水达到80%，进入高含水阶段，92年含水达到90%，进入特高含水阶段，又实施强注强采，至2010年底含水98.3%，含水大于98%的井占64%，该单元经过长期强注强采，流线固定，极端耗水带发育，注入水低效无效循环，已处于高含水、高耗水开发状态，效益开发难度越来越大。因此针对该单元现状，及探索低油价下老油田提高采收率新途径，决定采取堵调工艺，通过大孔道深部封窜、高耗水带深部调驱、注采参数调配等技术综合应用，有效遏制注入水无效循环，调整流线方向，提高注水利用率。
2 堵调工艺施工机理
2.1 调剖封堵大孔道机理
长期注水开发的疏松砂岩油藏中，已存在大孔道或高渗透带，为了更加充分利用地层非均质特点，要求光油管施工并关井停注5-10天泄压，在相同注入压力下，大量堵剂通过地层的自然选择会优先沿高渗透带推进，并在预定时间内生成冻胶或沉淀或固结体等物质能有效起到调剖封堵的作用，达到改变注入液流动规律，提高后续注入液的波及体积和油田采收率的目的。
2.2 选井和优化堵剂组合原则
2.2.1注水油压长期≤3MPa、PI≤3 MPa、注水启动压力≤1MPa、吸水指数>50m3/d.mpa，证明大孔道存在。
2.2.2 注水油压3-6MPa、PI=3-5 MPa、注水启动压力=2-5MPa、吸水指数>50m3/d.mpa，表明高渗透带存在。
2.3 施工工艺
2.3.1控制合理注入压力和排量。施工初期要小排量、低泵压施工，保证堵剂能沿大孔道方向纵深地带推进封堵高渗透带，以提高调剖封堵效果和延长有效期。（孤东油田施工排量10-16m3/d，要求要有爬坡压力3Mpa 以上，施工结束时压力≤11.0MPa）。
2.3.2对已呈现大孔道特征的注水井调剖，采用间歇式注入工艺。先注入堵剂，关井候凝24h形成冻胶，然后注入堵剂封口形成具有较高强度和耐冲洗能力封堵屏障。
3堵调工艺选区
3.1堵调工艺选区原则
为探索低油价下老油田提高采收率新途径，优选油藏地质情况清楚，油层发育良好；井网和注采系统相对完善，中心受效井多；且剩余油相对较富集的油藏。孤东油田七区西位于孤东构造的东翼，为向北东方向倾伏的单斜，构造高点位于七区西的西南部，地层比较平缓，地层倾角1～2度。区内无明显断层。
孤东七区西63+4单元为典型的辫状河沉积特点；区域内河道砂体非常发育。河道砂体厚度大且分布广总趋势仍是南西北东方向。该单元南北向油藏剖面油层发育均匀，从小层有效厚度等值图看出油层集中在主河道方向。
根据河流相夹层的岩性、物性特征，把夹层划分为3类：① 多出现河道砂体内部的岩性夹层；②成岩作用中由自生矿物沉淀充填而形成的致密砂岩层，此种夹层多以钙质砂岩为主。层厚几十厘米，延伸不远，分布不稳定；③砂体内部因层理构造而显示的物性夹层，多由泥质粉砂岩、粉砂质泥岩组成，数量很多，但夹层厚度薄。但主要以物性夹层为主。而孤东七区西主河道区域631与632夹层发育，河道边缘632单层发育；南部632与641隔层发育，641单层发育，中部主河道区域连通性很强；七区西主河道北部642单层发育，主河道区域641与642连通性强。
地层水性质
原始地层水以低矿化度的NaHCO2型为主，总矿化度一般1597～20038mg/l，氯离子含量一般为1077～12066mg/l。目前地层水型为 CaCl2，产出水矿化度：9957mg/L，Ca2++Mg2+含量：302mg/L
（3）油藏温度及压力系统
地温梯度为3.4℃/100m。Ng63+4单元目前地层压力为13.6MPa，压力系数为1.05，属于常压系统。油藏属于正常温度压力系统。
综上选定堵调工艺区为七区西馆上63+4单元。
3.2堵调工艺选区概况
该单元平面上封堵主流线强水淹区域、转变流线，提高非主流线水驱动用程度；纵向封堵高渗段，调整注采剖面、强化弱驱。充分利用老井，降低投资，提高效益；因此优选发育好、井网完善、饱和度高的4个井组优先实施，之后逐级深部堵调，井组为GO7-35-226、GO7-37N206、GO7-37-4244、GO7-39N226，后期新扩井组GO7-33XN214和GO7-34XN4206，其对应油井19口井，目前全开，该井组井网较为完善，储量动用程度94.8%，目前井层注采动态对应率为85.7%，厚度对应率为93.6%，总体注采对应状况较好。从液量来看，目前单井日液80吨，高液量井区主要集中在砂体发育好井网完善的中部。从能量来看，平均动液面290米，地层能量充足，局部边部由于注采不完善，地层能量较低。总体来说该单元井组开发特点为高含水、高液量、低产能，符合堵调工艺要求，因此对该井区进行探索堵调适应性。
4 堵调工艺实施及效果
2017年在孤东七区西Ng63+4单元开展5井组逐级深部调驱矿场试验，其中37-4244、35-226、37N206为前期实施井组，33XN214和34XN4206为新扩井组。39N226的替换井38-245，下步作业封堵55+61层，目前方案正运行。33XN214水井于2017.10月上旬换管柱，于2017.10月中下旬监测井口压降、吸水指数、吸水剖面、井间示踪剂后，2017.11月中旬第一阶段调剖，调剖前泵压13.9MPa、油压10.6MPa、日注水量1110m3/d，调剖后泵压14.0MPa、油压10.5MPa、日注水量691m3/d，对比油压下降0.1MPa，堵调区对应油井19口，调剖前日液1834.6吨、日油29.2吨、综合含水98.4%、动液面378米，调剖后日液1935.3吨、日油36.7吨、综合含水98.1%、动液面465米，对比日液增加100.7吨、日油上升7.5吨、综合含水下降0.3%、动液面下降88米。由此可以看出，调剖封堵大孔道，扩大后续注入液波及体积，提高了中低渗透层动用程度。
5 结论及认识
5.1孤东油田进入特高含水期开发后，油藏储层物性發生了极大变化，大孔道或高渗透带的注水井不断出现，造成大量的注入水沿大孔道或高渗透带作无效循环。如何有效调剖封堵大孔道或高渗透带，扩大注入水波及体积挖掘剩余油的潜力，就成为堵调工艺面临的一个重要课题。
5.2孤东油田注水井存在大孔道特征表现为注水油压低、启动压力低、压降指数低和吸水指数高。
参考文献：
[1]陈红伟，冯其红，张先敏，等.考虑优势通道发育的层状水驱油藏开发指标预测方法[J].油气地质与采收率，2017，24（4）：72-77
[2]卢祥国，谢坤，曹豹，等.Cr3+聚合物凝胶成胶效果极其影响因素[J].中国石油大学学报：自然科学版，2015，39（3）：170-176
[3]唐孝芬，刘玉章，向问陶，等.渤海SZ36-1油藏深部调剖剂研究与应用[J].石油勘探与开发，2005，32（6）：109-112
关键词：特高含水；通道；高渗；堵调；剩余油
1、基本概况
孤东油田储层为河流相正韵律沉积的砂岩油藏，渗透率高，泥质胶结疏松易出砂，油层非均质性严重，油水粘度比大。经过长期强化注水开发，油藏储层孔隙结构变化大，形成次生大孔道，使大量的注入水沿大孔道做无效循环，降低了水驱波及体积。孤东管理三区七区西馆上63+4 单元，含油面积9.6km2，地质储量1674×104t。单元属辫状河沉积，高渗透、高饱和、疏松砂岩油藏，渗透率2500×10-3μm2，油层埋深1270-1320m。该单元85年投产，87年开始注水后含水上升加快，90年底含水达到80%，进入高含水阶段，92年含水达到90%，进入特高含水阶段，又实施强注强采，至2010年底含水98.3%，含水大于98%的井占64%，该单元经过长期强注强采，流线固定，极端耗水带发育，注入水低效无效循环，已处于高含水、高耗水开发状态，效益开发难度越来越大。因此针对该单元现状，及探索低油价下老油田提高采收率新途径，决定采取堵调工艺，通过大孔道深部封窜、高耗水带深部调驱、注采参数调配等技术综合应用，有效遏制注入水无效循环，调整流线方向，提高注水利用率。
2 堵调工艺施工机理
2.1 调剖封堵大孔道机理
长期注水开发的疏松砂岩油藏中，已存在大孔道或高渗透带，为了更加充分利用地层非均质特点，要求光油管施工并关井停注5-10天泄压，在相同注入压力下，大量堵剂通过地层的自然选择会优先沿高渗透带推进，并在预定时间内生成冻胶或沉淀或固结体等物质能有效起到调剖封堵的作用，达到改变注入液流动规律，提高后续注入液的波及体积和油田采收率的目的。
2.2 选井和优化堵剂组合原则
2.2.1注水油压长期≤3MPa、PI≤3 MPa、注水启动压力≤1MPa、吸水指数>50m3/d.mpa，证明大孔道存在。
2.2.2 注水油压3-6MPa、PI=3-5 MPa、注水启动压力=2-5MPa、吸水指数>50m3/d.mpa，表明高渗透带存在。
2.3 施工工艺
2.3.1控制合理注入压力和排量。施工初期要小排量、低泵压施工，保证堵剂能沿大孔道方向纵深地带推进封堵高渗透带，以提高调剖封堵效果和延长有效期。（孤东油田施工排量10-16m3/d，要求要有爬坡压力3Mpa 以上，施工结束时压力≤11.0MPa）。
2.3.2对已呈现大孔道特征的注水井调剖，采用间歇式注入工艺。先注入堵剂，关井候凝24h形成冻胶，然后注入堵剂封口形成具有较高强度和耐冲洗能力封堵屏障。
3堵调工艺选区
3.1堵调工艺选区原则
为探索低油价下老油田提高采收率新途径，优选油藏地质情况清楚，油层发育良好；井网和注采系统相对完善，中心受效井多；且剩余油相对较富集的油藏。孤东油田七区西位于孤东构造的东翼，为向北东方向倾伏的单斜，构造高点位于七区西的西南部，地层比较平缓，地层倾角1～2度。区内无明显断层。
孤东七区西63+4单元为典型的辫状河沉积特点；区域内河道砂体非常发育。河道砂体厚度大且分布广总趋势仍是南西北东方向。该单元南北向油藏剖面油层发育均匀，从小层有效厚度等值图看出油层集中在主河道方向。
根据河流相夹层的岩性、物性特征，把夹层划分为3类：① 多出现河道砂体内部的岩性夹层；②成岩作用中由自生矿物沉淀充填而形成的致密砂岩层，此种夹层多以钙质砂岩为主。层厚几十厘米，延伸不远，分布不稳定；③砂体内部因层理构造而显示的物性夹层，多由泥质粉砂岩、粉砂质泥岩组成，数量很多，但夹层厚度薄。但主要以物性夹层为主。而孤东七区西主河道区域631与632夹层发育，河道边缘632单层发育；南部632与641隔层发育，641单层发育，中部主河道区域连通性很强；七区西主河道北部642单层发育，主河道区域641与642连通性强。
地层水性质
原始地层水以低矿化度的NaHCO2型为主，总矿化度一般1597～20038mg/l，氯离子含量一般为1077～12066mg/l。目前地层水型为 CaCl2，产出水矿化度：9957mg/L，Ca2++Mg2+含量：302mg/L
（3）油藏温度及压力系统
地温梯度为3.4℃/100m。Ng63+4单元目前地层压力为13.6MPa，压力系数为1.05，属于常压系统。油藏属于正常温度压力系统。
综上选定堵调工艺区为七区西馆上63+4单元。
3.2堵调工艺选区概况
该单元平面上封堵主流线强水淹区域、转变流线，提高非主流线水驱动用程度；纵向封堵高渗段，调整注采剖面、强化弱驱。充分利用老井，降低投资，提高效益；因此优选发育好、井网完善、饱和度高的4个井组优先实施，之后逐级深部堵调，井组为GO7-35-226、GO7-37N206、GO7-37-4244、GO7-39N226，后期新扩井组GO7-33XN214和GO7-34XN4206，其对应油井19口井，目前全开，该井组井网较为完善，储量动用程度94.8%，目前井层注采动态对应率为85.7%，厚度对应率为93.6%，总体注采对应状况较好。从液量来看，目前单井日液80吨，高液量井区主要集中在砂体发育好井网完善的中部。从能量来看，平均动液面290米，地层能量充足，局部边部由于注采不完善，地层能量较低。总体来说该单元井组开发特点为高含水、高液量、低产能，符合堵调工艺要求，因此对该井区进行探索堵调适应性。
4 堵调工艺实施及效果
2017年在孤东七区西Ng63+4单元开展5井组逐级深部调驱矿场试验，其中37-4244、35-226、37N206为前期实施井组，33XN214和34XN4206为新扩井组。39N226的替换井38-245，下步作业封堵55+61层，目前方案正运行。33XN214水井于2017.10月上旬换管柱，于2017.10月中下旬监测井口压降、吸水指数、吸水剖面、井间示踪剂后，2017.11月中旬第一阶段调剖，调剖前泵压13.9MPa、油压10.6MPa、日注水量1110m3/d，调剖后泵压14.0MPa、油压10.5MPa、日注水量691m3/d，对比油压下降0.1MPa，堵调区对应油井19口，调剖前日液1834.6吨、日油29.2吨、综合含水98.4%、动液面378米，调剖后日液1935.3吨、日油36.7吨、综合含水98.1%、动液面465米，对比日液增加100.7吨、日油上升7.5吨、综合含水下降0.3%、动液面下降88米。由此可以看出，调剖封堵大孔道，扩大后续注入液波及体积，提高了中低渗透层动用程度。
5 结论及认识
5.1孤东油田进入特高含水期开发后，油藏储层物性發生了极大变化，大孔道或高渗透带的注水井不断出现，造成大量的注入水沿大孔道或高渗透带作无效循环。如何有效调剖封堵大孔道或高渗透带，扩大注入水波及体积挖掘剩余油的潜力，就成为堵调工艺面临的一个重要课题。
5.2孤东油田注水井存在大孔道特征表现为注水油压低、启动压力低、压降指数低和吸水指数高。
参考文献：
[1]陈红伟，冯其红，张先敏，等.考虑优势通道发育的层状水驱油藏开发指标预测方法[J].油气地质与采收率，2017，24（4）：72-77
[2]卢祥国，谢坤，曹豹，等.Cr3+聚合物凝胶成胶效果极其影响因素[J].中国石油大学学报：自然科学版，2015，39（3）：170-176
[3]唐孝芬，刘玉章，向问陶，等.渤海SZ36-1油藏深部调剖剂研究与应用[J].石油勘探与开发，2005，32（6）：109-112