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摘 要：为了有效封堵裂缝及高渗孔道，提高水驱波及系数，从而提高最终采收率，盘古梁油田引入深部化学调驱技术，通过长达8年的广泛应用，成功抑制含水上升速度。本文从盘古梁长6油藏引入深部调驱的必要性、应用技术思路及综合效果三个方面对该项工艺技术作简要分析、经验总结，为下一步油藏的高效开发提供依据。
关键词：深部调驱 技术思路 效果分析
一、深部化学调驱的必要性
1.生产概况
盘古梁长6油藏作为盘古梁油田的主要产区，肩负着油田的主要生产任务。油藏主要开发层位长612、长621+2层，探明储量3435×104t，截止目前累计采出411×104t，采出程度11.97%。
2.开发特征
盘古梁长6油藏属典型的三低砂岩油藏，天然能量比较弱，油井在投产初期压裂规模较大，人工裂缝展布方向主要为NE680～740。人工缝开启储层潜在微裂缝，导致主应力方向油井快速见水，井网适应性下降。
平面上注水见效及水淹特征的方向性明显，油井暴性水淹，见水周期短。
剖面上非均质性强，注入水易沿高渗段突进，尖峰状、指状吸水或部分层段不吸水严重，层间动用差异大，整体水驱储量动用程度小。
二、深部化学调驱应用技术思路
1.技术思路
盘古梁油田进入高产稳产的中期开发阶段，关键是要把综合含水率控制在尽可能低的水平，同时实现较高的采出程度。深部化学调驱以提高有效注水量为目的，实现深部化堵针对性、配合性的有效运用。
2.调驱机理
化学法堵水原理就是利用化学堵水剂的化学作用对出水层造成堵塞。2005年开始，采用复合方式进行堵水调剖，在主要大孔道方向上进行高强度封堵后，应用高强度凝胶、地下延缓交联的缔和聚合物进行调剖，兼顾“调剖和驱油”的作用，从而调整改善地层深部流线场、压力场分布，使注入水改变流向，提高水驱波及体积和水驱油效率。
堵剂向地层的深部运移、滞留、封口后过量顶替称为深部堵水，与以往浅调相比具有三大特点：
1.1剂量大。采用大剂量才能实现高渗孔道的有效封堵。
1.2纵深大。迫使深调堵剂渗透过渡地带，对远井地带实施调剖、封堵，扩大水驱波及体积。
1.3调剖泵。推广应用调剖泵，缩短施工周期，适应较高地层压力。
3.针对性化学调驱
3.1针对性选井
3.1.1目的层渗透率极差较大，吸水剖面严重不均匀，高渗透部位存在明显的指状或尖峰状吸水现象。
3.1.2油水井连通性好，注采对应关系明显，所在井组有明显的裂缝存在。
3.1.3采出程度低，含水率较高，井组剩余油饱和度高，有较大的增产潜力。
3.1.4固井质量合格，无管外窜槽现象。
3.1.5套管能达到施工所设计的承压能力，无套管漏失现象。
3.2差异化调驱政策
通过历年现场施工参数及措施工艺效果的经验总结，按不同的开发阶段、油藏部位、动态响应特征制定不同现场施工参数（用量、压力、浓度、排量等），形成区域性差异化调驱政策。
4.配合性化学调驱
4.1分调结合推广运用
盘古梁长6油藏经过多年堵水调驱，已具备分注开发条件。对比盘63-18（2009年4月深部调驱）、盘63-20井分注前后吸水剖面图显示：盘63-18分注后吸水均匀，且吸水厚度5.00m↑13.97m，盘63-20井分注后吸水不均。实践证明，先堵后分，由深到浅的治理思路适用于低渗油藏的阶段开发。
2012年，完成有效分注井22口，可对比见效油井18口，日增油15t，累计增油1450t，降自然递减0.31%，6口可对比井显示吸水厚度8.31m↑12.89m。
油藏可分注井120口，历年深部调驱110井次，覆盖率达91.6%，借助分层区域的有效开展，推广应用“深调+分注”，是目前注水开发阶段提高采出程度的重要手段。
4.2油水井双向堵水
深部化学调驱经历了从点-线-面的过程，反过来油井堵水也需要从点-线-面的过程，最终完成油水井双向堵水，抑制主向油井含水上升，提高油井最终采收率。2011年至2012年实施油井堵水10井次，综合含水100%↓72.7%，日增油9.95t，累计增油5299t。
三、深部化学调驱效果分析
1.产能恢复效果明显
截止2012年，长6油藏已累计实施深部化学调驱110井次，对应有效油井累计达231口，平均单井日增油1.01吨。
2006年至2012年自然递减按照8.0%计算，与治理后的递减相比，纯老井累计增产21.4×104t。按照平均单井成本25万元计算（扣除电费等），原油按照0.50万元/吨，投入产出比1：38.9。
2.抑制含水上升速度
目前长6区综合含水26.89%，含水上升率2.04%，以见水井持续上升为主，且主要集中在水驱储量动用程度较高的油藏中部，整体上含水趋于稳定，多年的深部调驱成功抑制含水上升速度。
3.提高水驱储量动用程度
通过近几年剖面综合治理，水驱状况得到好转，存水率0.92，井组水驱指数由3.01↑3.05，可对比吸水厚度8.0m↑10.9m（6口），水驱储量动用程度61.4%↑62.4%。
四、结论
1.盘古梁区长6油藏非均质性是注入水单向突进根本原因，也是导致油井短期见水的主要原因。通过区域和裂缝线整体深部化堵调驱，能有效抑制含水上升速度。
2.经过长达8年的深部化学调驱，已经完成规模布局，采用针对性调驱政策适合盘古梁油田高产、稳产开发形势。
3.油藏裂缝型、孔隙型见水，利用化堵基础配合新工艺：一方面分调结合，由深到浅、由点到面进行综合治理；另一方面，在深部调驱的基础上由点-线-面的开展油水井双向堵水措施。
参考文献
[1] 李晓军，齐宁，张琪，牛淑芳. 改性栲胶高温堵剂的性能评价[J]. 油田化学. 2007（02）.
[2] 刘广东，刘海玲，石庆刚，赵保亮，葛玉银. 濮城高温、高矿化度油藏CDG调驱体系研究[J]. 断块油气田. 2003（06）.
[3] 武海燕，罗宪波，张廷山，梁翠萍. 深部调剖剂研究新进展[J]. 特种油气藏. 2005（03）.
关键词：深部调驱 技术思路 效果分析
一、深部化学调驱的必要性
1.生产概况
盘古梁长6油藏作为盘古梁油田的主要产区，肩负着油田的主要生产任务。油藏主要开发层位长612、长621+2层，探明储量3435×104t，截止目前累计采出411×104t，采出程度11.97%。
2.开发特征
盘古梁长6油藏属典型的三低砂岩油藏，天然能量比较弱，油井在投产初期压裂规模较大，人工裂缝展布方向主要为NE680～740。人工缝开启储层潜在微裂缝，导致主应力方向油井快速见水，井网适应性下降。
平面上注水见效及水淹特征的方向性明显，油井暴性水淹，见水周期短。
剖面上非均质性强，注入水易沿高渗段突进，尖峰状、指状吸水或部分层段不吸水严重，层间动用差异大，整体水驱储量动用程度小。
二、深部化学调驱应用技术思路
1.技术思路
盘古梁油田进入高产稳产的中期开发阶段，关键是要把综合含水率控制在尽可能低的水平，同时实现较高的采出程度。深部化学调驱以提高有效注水量为目的，实现深部化堵针对性、配合性的有效运用。
2.调驱机理
化学法堵水原理就是利用化学堵水剂的化学作用对出水层造成堵塞。2005年开始，采用复合方式进行堵水调剖，在主要大孔道方向上进行高强度封堵后，应用高强度凝胶、地下延缓交联的缔和聚合物进行调剖，兼顾“调剖和驱油”的作用，从而调整改善地层深部流线场、压力场分布，使注入水改变流向，提高水驱波及体积和水驱油效率。
堵剂向地层的深部运移、滞留、封口后过量顶替称为深部堵水，与以往浅调相比具有三大特点：
1.1剂量大。采用大剂量才能实现高渗孔道的有效封堵。
1.2纵深大。迫使深调堵剂渗透过渡地带，对远井地带实施调剖、封堵，扩大水驱波及体积。
1.3调剖泵。推广应用调剖泵，缩短施工周期，适应较高地层压力。
3.针对性化学调驱
3.1针对性选井
3.1.1目的层渗透率极差较大，吸水剖面严重不均匀，高渗透部位存在明显的指状或尖峰状吸水现象。
3.1.2油水井连通性好，注采对应关系明显，所在井组有明显的裂缝存在。
3.1.3采出程度低，含水率较高，井组剩余油饱和度高，有较大的增产潜力。
3.1.4固井质量合格，无管外窜槽现象。
3.1.5套管能达到施工所设计的承压能力，无套管漏失现象。
3.2差异化调驱政策
通过历年现场施工参数及措施工艺效果的经验总结，按不同的开发阶段、油藏部位、动态响应特征制定不同现场施工参数（用量、压力、浓度、排量等），形成区域性差异化调驱政策。
4.配合性化学调驱
4.1分调结合推广运用
盘古梁长6油藏经过多年堵水调驱，已具备分注开发条件。对比盘63-18（2009年4月深部调驱）、盘63-20井分注前后吸水剖面图显示：盘63-18分注后吸水均匀，且吸水厚度5.00m↑13.97m，盘63-20井分注后吸水不均。实践证明，先堵后分，由深到浅的治理思路适用于低渗油藏的阶段开发。
2012年，完成有效分注井22口，可对比见效油井18口，日增油15t，累计增油1450t，降自然递减0.31%，6口可对比井显示吸水厚度8.31m↑12.89m。
油藏可分注井120口，历年深部调驱110井次，覆盖率达91.6%，借助分层区域的有效开展，推广应用“深调+分注”，是目前注水开发阶段提高采出程度的重要手段。
4.2油水井双向堵水
深部化学调驱经历了从点-线-面的过程，反过来油井堵水也需要从点-线-面的过程，最终完成油水井双向堵水，抑制主向油井含水上升，提高油井最终采收率。2011年至2012年实施油井堵水10井次，综合含水100%↓72.7%，日增油9.95t，累计增油5299t。
三、深部化学调驱效果分析
1.产能恢复效果明显
截止2012年，长6油藏已累计实施深部化学调驱110井次，对应有效油井累计达231口，平均单井日增油1.01吨。
2006年至2012年自然递减按照8.0%计算，与治理后的递减相比，纯老井累计增产21.4×104t。按照平均单井成本25万元计算（扣除电费等），原油按照0.50万元/吨，投入产出比1：38.9。
2.抑制含水上升速度
目前长6区综合含水26.89%，含水上升率2.04%，以见水井持续上升为主，且主要集中在水驱储量动用程度较高的油藏中部，整体上含水趋于稳定，多年的深部调驱成功抑制含水上升速度。
3.提高水驱储量动用程度
通过近几年剖面综合治理，水驱状况得到好转，存水率0.92，井组水驱指数由3.01↑3.05，可对比吸水厚度8.0m↑10.9m（6口），水驱储量动用程度61.4%↑62.4%。
四、结论
1.盘古梁区长6油藏非均质性是注入水单向突进根本原因，也是导致油井短期见水的主要原因。通过区域和裂缝线整体深部化堵调驱，能有效抑制含水上升速度。
2.经过长达8年的深部化学调驱，已经完成规模布局，采用针对性调驱政策适合盘古梁油田高产、稳产开发形势。
3.油藏裂缝型、孔隙型见水，利用化堵基础配合新工艺：一方面分调结合，由深到浅、由点到面进行综合治理；另一方面，在深部调驱的基础上由点-线-面的开展油水井双向堵水措施。
参考文献
[1] 李晓军，齐宁，张琪，牛淑芳. 改性栲胶高温堵剂的性能评价[J]. 油田化学. 2007（02）.
[2] 刘广东，刘海玲，石庆刚，赵保亮，葛玉银. 濮城高温、高矿化度油藏CDG调驱体系研究[J]. 断块油气田. 2003（06）.
[3] 武海燕，罗宪波，张廷山，梁翠萍. 深部调剖剂研究新进展[J]. 特种油气藏. 2005（03）.