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摘要：埕北11N井区注采矛盾加剧，纵向上和平面矛盾突出，通过对埕北11N井区注水调剖，提高注入水波及面积，达到降低井区综合含水，提高采收率的目的。
关键词：海上调剖 埕北11N 效果
中图分类号：TV543+.18
一、注水井调剖原理
由于油层是不均质的，注入油层的水常常为厚度不大的高渗透层所吸收，吸水剖面很不均匀。由于注入水的冲刷，使油层的不均质性随着时间的推移而加剧。为了发挥中、低渗透层的作用，提高注入水的波及系数，就必须调整注水油层的吸水剖面，这就是通常说的调剖。要调整吸水剖面，就必须封堵高渗透层。注水井调剖就是从注水井注入调剖剂，封堵高渗透层，提高注入水波及面积，达到提高采收率的目的。
二、埕北11井区地质与开发状况
1、地质概况
埕北11井区位于埕岛油田中区南部，水深9-11m，距中心一号平台0.5km，距中心二号平台2.5km左右。储层埋深在1200m-1540m，岩石成岩作用弱，其矿物成分成熟度低，属高孔、高渗储层，曲流河沉积，在沉积韵律上多表现为向上变细的正韵律，层内非均质主要表现为渗透率的非均质和层内夹层分布。11井区位于埕岛油田主体构造的西部，整体构造呈西高东低趋势，区内构造比较简单，地层倾角1度左右。地温梯度3.85℃/100m，压力系数0.974MPa/100m，地面原油密度0.9331g/cm3，地面原油粘度243mPa.s，地下原油密度0.8824 g/cm3，地下原油粘度30mPa.s。
2、开发简历与开发现状
埕北11井区投产情况比较复杂，1995年为馆陶组的开发试验阶段，于2000年7月水井开始转注。2007年开始综合调整。截止到2012年7月埕北11井区油井开井33口，日产液能力1601t，日产油能力755t，平均单井日产液能力53.4t，单井日产油能力25.2t，综合含水52.9%，采油速度1.0%，累积产油322.2×104t，采出程度11.5%。水井开井9口，日注水能力1208m3，平均单井日注水能力134m3，累积注水173×104m3，月注采比0.79，累积注采比0.35。
三、调剖试验区现状及存在问题
四、埕北11N井区调剖方案实施
针对试验区油藏特点、开发现状及海上特殊的施工条件，室内优选了自交联深部调剖体系，该体系具有速溶，成胶时间可控，施工方便等特点。可以有效缓解层内、层间矛盾，进一步扩大水驱波及面积，提高纵向上水驱厚度，改善单元水驱油效率。调剖剂用量设计39800m3，单井平均5685 m3，其中單井最低用量4500 m3，最高用量7000 m3。由于7口调剖井前期的油压均在6MPa以上，接近于干压。酸化后，油压大幅下降，从以前酸化效果来看，酸化的有效期在3-6个月。因此，段塞设计需要加入预处理段塞。本次调剖施工共分三个段塞，按照注入前后顺序依次为：预处理段塞、主体段塞、封口段塞。施工排量比注水排量高，注入的自交联体系为粘弹性流体，渗流阻力高于水的渗流阻力，结合矿场经验，设计施工上限压力为14MPa，爬坡压力控制在3MPa左右。排量设计3-5m3/h ，根据现场施工压力变化趋势进行调整。根据上述原则，第一批，开展11NA-11、11NA-7、11NB-11和11NB-10井4口井调剖施工；第二批，开展剩余3口井调剖施工。
五、埕北11N井区调剖效果
（2）油井含水下降
埕北11N井区调剖的7口注水井对应15口油井，截止到目前为止已有4口油井初步见到了调剖效果（CB11NA-1、CB11NA-1、CB11NB-4、CB11NB-9），含水有了不同程度的下降，其中CB11NA-1和CB11NB-4井含水下降幅度比较大，分别下降了7.4%和10.4%，日增油能力2.7t和7.3t。
六、结束语
本次埕北11N整体调剖刚刚结束，调剖的效果还不明显，需要继续跟踪调剖油、水井的生产状况，及时分析总结，为接下来埕岛油田整体调剖总结经验教训。如CB11NB-11井正注压力高，分层封隔器不密封等原因，改为反注，由于反注为笼统注入，设计调剖剂用量也有所增加。
关键词：海上调剖 埕北11N 效果
中图分类号：TV543+.18
一、注水井调剖原理
由于油层是不均质的，注入油层的水常常为厚度不大的高渗透层所吸收，吸水剖面很不均匀。由于注入水的冲刷，使油层的不均质性随着时间的推移而加剧。为了发挥中、低渗透层的作用，提高注入水的波及系数，就必须调整注水油层的吸水剖面，这就是通常说的调剖。要调整吸水剖面，就必须封堵高渗透层。注水井调剖就是从注水井注入调剖剂，封堵高渗透层，提高注入水波及面积，达到提高采收率的目的。
二、埕北11井区地质与开发状况
1、地质概况
埕北11井区位于埕岛油田中区南部，水深9-11m，距中心一号平台0.5km，距中心二号平台2.5km左右。储层埋深在1200m-1540m，岩石成岩作用弱，其矿物成分成熟度低，属高孔、高渗储层，曲流河沉积，在沉积韵律上多表现为向上变细的正韵律，层内非均质主要表现为渗透率的非均质和层内夹层分布。11井区位于埕岛油田主体构造的西部，整体构造呈西高东低趋势，区内构造比较简单，地层倾角1度左右。地温梯度3.85℃/100m，压力系数0.974MPa/100m，地面原油密度0.9331g/cm3，地面原油粘度243mPa.s，地下原油密度0.8824 g/cm3，地下原油粘度30mPa.s。
2、开发简历与开发现状
埕北11井区投产情况比较复杂，1995年为馆陶组的开发试验阶段，于2000年7月水井开始转注。2007年开始综合调整。截止到2012年7月埕北11井区油井开井33口，日产液能力1601t，日产油能力755t，平均单井日产液能力53.4t，单井日产油能力25.2t，综合含水52.9%，采油速度1.0%，累积产油322.2×104t，采出程度11.5%。水井开井9口，日注水能力1208m3，平均单井日注水能力134m3，累积注水173×104m3，月注采比0.79，累积注采比0.35。
三、调剖试验区现状及存在问题
四、埕北11N井区调剖方案实施
针对试验区油藏特点、开发现状及海上特殊的施工条件，室内优选了自交联深部调剖体系，该体系具有速溶，成胶时间可控，施工方便等特点。可以有效缓解层内、层间矛盾，进一步扩大水驱波及面积，提高纵向上水驱厚度，改善单元水驱油效率。调剖剂用量设计39800m3，单井平均5685 m3，其中單井最低用量4500 m3，最高用量7000 m3。由于7口调剖井前期的油压均在6MPa以上，接近于干压。酸化后，油压大幅下降，从以前酸化效果来看，酸化的有效期在3-6个月。因此，段塞设计需要加入预处理段塞。本次调剖施工共分三个段塞，按照注入前后顺序依次为：预处理段塞、主体段塞、封口段塞。施工排量比注水排量高，注入的自交联体系为粘弹性流体，渗流阻力高于水的渗流阻力，结合矿场经验，设计施工上限压力为14MPa，爬坡压力控制在3MPa左右。排量设计3-5m3/h ，根据现场施工压力变化趋势进行调整。根据上述原则，第一批，开展11NA-11、11NA-7、11NB-11和11NB-10井4口井调剖施工；第二批，开展剩余3口井调剖施工。
五、埕北11N井区调剖效果
（2）油井含水下降
埕北11N井区调剖的7口注水井对应15口油井，截止到目前为止已有4口油井初步见到了调剖效果（CB11NA-1、CB11NA-1、CB11NB-4、CB11NB-9），含水有了不同程度的下降，其中CB11NA-1和CB11NB-4井含水下降幅度比较大，分别下降了7.4%和10.4%，日增油能力2.7t和7.3t。
六、结束语
本次埕北11N整体调剖刚刚结束，调剖的效果还不明显，需要继续跟踪调剖油、水井的生产状况，及时分析总结，为接下来埕岛油田整体调剖总结经验教训。如CB11NB-11井正注压力高，分层封隔器不密封等原因，改为反注，由于反注为笼统注入，设计调剖剂用量也有所增加。