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。目前已形成NE32度裂缝线7条、东西向见水线2条。
　　（2）注采对应关系十分明显，油井来水方向明确，化学调剖针对性较强。
　　（3）侧向油井具有增产潜力。注水井都进行控制注水，实施化学调剖后，对区域可适当上提配注，补充地层能量，提高裂缝侧向油井的开发效果。
　　2.调剖思路
　　由初期单井组调堵，向区块连片调堵和油水井双向调整转变，并配套油井解堵、复压等挖潜措施，达到降低见水井含水、促进非见水井见效的目的。
　　3.调剖体系及施工参数
　　3.1调剖体系
　　以驱为主，采用高浓度、高强度、延迟膨胀的高强度复合堵剂+弱凝胶体系。近几年针对不同见水类型油藏开展堵水调剖技术体系优选，通过不同体系实施效果对比，选择出针对性较强的体系（见表2-1）。
　　3.2施工参数
　　近几年针对不同见水类型油藏开展堵水调剖技术体系优选，通过不同体系实施效果对比，选择出针对性较强的体系；工艺参数遵循“一大（剂量）一小（排量）一低（压力）一多（段塞）”的设计，来保障注水井调剖有效率。
　　3.3效果分析与评价
　　3.3.1实施区域及整体效果
　　2008年至2013年，杏南区北部及中西部共实施注水井堵水调剖措施38井次，对应油井128口。实施堵水后，含水上升趋势得到了有效的控制。
　　3.3.2效果评价
　　（1）注水压力上升。堵水后注水井注水压力明显上升，调剖前16个井组平均油压9.4MPa，套压9.0 MPa，措施后平均油压10.7MPa，套压10.4MPa（见表3-1）。注水压力上升有利于水驱向低渗层和裂缝两侧推进（措施后压力为堵水后2-3个月稳定压力）。
　　（2）压降曲线变缓。注水井井口压降曲线是指关井后测得的注水井井口压力随时间的变化曲线。2013年通过对比 8 口井调剖前后压降曲线得知：化学堵水后压降曲线变缓、注入压力上升，说明高渗层水驱减弱，低渗层水驱逐渐增强，水驱效率提高。
　　（3）开发指标变好。从水驱指数及存水率分析，该区域16口堵水井组堵水前后整体水驱指数及存水率均上升，堵水前水驱指数1.467，存水率0.8324，堵水后水驱指数1.512，存水率0.8459。各项指标趋于良性，油藏开发形势变好。
　　三、结论与认识
　　1.对于裂缝或孔隙裂缝油藏，开展注水井深部调剖是有效治理高含水井，改善水驱的有力手段，是未来油田开发过程中的稳产方向。
　　2.井组含水上升初期堵水效果较好，含水二次上升后调剖难度变大，二次、三次堵水效果不如初期堵水效果好。
　　3.目前堵水采取堵驱并重，鉴于注水井后期堵水封堵难度较大，建议今后堵水体系中适当增加复合堵剂的用量，提高封堵强度（参照2011年用量25t）。
　　4.为防止堵剂沉积，建议堵水完后增大清水驱替用量（正反注各150m3）。