深部调剖工艺技术

1 深部调剖技术的研究应用 二 零零七年一月 2 第一部分 前言 文南油田属于典型的高温高盐低渗油藏，经过多年的开发，已进入高含水期开发期，据统计文南油田注水开发单元一类主力层石油地质储量 2398104t，水驱动用较好，但目前已大面积水淹。二类层地质储量 1620104t，目前能够水驱动用储量 715104t。目前 水驱控制程度 水驱动用程度 为改善油田开发效果 ,应用深部调剖技术挖掘高含水主力大砂体剩余油潜力具有现实的意义。 近年来 开展了一些地下交联聚合物和地面预交联颗粒进行注水井深度深部调剖的研究和现场试验，取得了一定的降水、增油效果，但由于油藏条件的复杂性，致使深部调剖 对应油井见效不明显， 特别是高温（ 100以上）、高盐（ 20 104 以上）区块油藏地层条件，常规的预交联体系仍难以满足深部调剖目的。 用调剖的手段来挖掘剩余油潜力的工艺没有推开，分析其主要原因大致有以下几个方面： 调剖体系的性能不能满足油田高温、高盐的储层特性。 地质和工艺的结合力度不够。 施工工艺不够完善。 针对以上存在的问题，引进了以 主体的耐 温抗盐凝胶颗粒，利用耐温抗盐优势，提高颗粒的整体耐温抗盐性；通过引入含活性吸附基团的抗温材料，增加了体系的骨架强度和耐温抗盐能力，引入化学联结基，增强体系的内结构力，提高体系抗盐性。经过室内性能评价，调剖剂的耐温可达 110、抗盐22 104，通过分层施工管柱、水驱前缘测试、调剖用量优化软件的配套应用，提高了调剖的针对性。通过推行风险施工模式，提高措施的效益率。在文南油田现场实施 8 井次，措施前后对比注水井平均单井注入压力上升 止 12 月底，调剖对应油井累计增油 4683t，累增天 然气 362354入资金 345 万元，创 元，投入产出比 1： 实现了高温高盐油藏深部调剖技术的突破，为该类油藏的开发提供了技术支撑。 第二部分 耐温抗盐预交联颗粒调剖剂的研究试验 3 20世纪 90 年代以来，为最大限度提高原油采收率，国内外相继发展起来了三次采油技术，其中以聚丙烯酰胺（ 部分水解聚丙烯酰胺（ 主的聚合物驱油技术，是日趋成熟的三次采油技术，已在低温、低盐油田进行驱油作业过程中取得了良好的效果，但由于 高温条件下易发生水解和分子降解反应，抗温 、抗盐性能较差，在高矿化度特别是高价金属离子含量高的油藏，其粘度会大幅度下降，甚至产生沉淀，不适用于文南油田高温、高矿化度的地层特点 .。 近年来，随着三次采油技术的不断发展，为了克服聚合物驱油成本高，抗剪切性 较差，强度低，交联聚合物的成胶条件难控制等不足，各油田采取地面交联方式开发的预交联颗粒成为新的三次采油技术，由于预交联颗粒具有聚合物或交联聚合物驱油剂的可变型性，同时又具有调剖堵水剂的刚性和强度，可以起到调剖和驱油的双重效果而倍受关注。但是由于常规的丙烯酰胺、丙烯酸交联而成的预交联颗粒在高温高盐条件下的 热稳定性差，难以满足文南油田的复杂地层条件，为此引进了以 主体的耐温抗盐凝胶颗粒 以实现文南油田高温 高盐油藏深部调剖的目的。 一、技术指标 针对文南油田高温高盐的特性，耐温抗盐预交联颗粒调剖剂必须达到以下技术要求： 70 120 ； 于 20104； 1 20调； 于 10 倍； 二、耐温抗盐预交联颗粒调剖剂的技术创新点 1、引入含有磺酸基团的耐温抗盐单体增大聚合物体系分子链的热稳定性及抗盐性； 2、引入无机硅类刚性抗温材料， 无机硅类抗温材料与常规预交联颗粒的坂 4 土类刚性材料相比，具有更好的耐温抗盐能力，同时克服了坂土类刚性材料由于吸水膨胀而导致分子结构强度降低的不足，另外无机硅类抗温材料具有球状的结构，增大了比表面积，可以与有机单体之间通过化学键力及分子间作用力形成较强的结构，提高体系的强度和耐温抗盐能力， 从而保证耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂满足高温高矿化度油藏深部调剖的目的。 3、通过有机硅类化学连接基将有机单体与无机抗温材料紧密结合，进一步提高分子链的结构强度，及在高温高盐条件下的稳定性。 现场常规颗粒调剖剂和耐温抗盐凝胶颗粒调剖 剂高温高盐条件下老化后分子结构变化分别见图 1和图 2。 高温老化前 高温老化后 图中： 聚合物分子链 坂土粒子 化学联接基 无机硅类抗温材料 磺酸基 5 图 1 图 2 利用前期 合物驱油剂的良好耐温抗盐性研究成果，优选 适合于耐温抗盐预交联颗粒调驱剂的无机抗温刚性材料， 通过有机单体和无机抗温材料的化学反应， 以保证调驱剂具有良好的耐温抗盐能力的同时，具有较强的刚性结构强度，最终达到调驱剂在高温高盐条件下具有良好稳定性的目的。 三、耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂性能评价 为了进一步评价耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂中试放大产品的耐温抗盐能力及对高温高盐油藏的适应能力，选取中试 2#和 3#产品在模拟地层条件下分别进行了以下性能评价，并与现场所用颗粒状产品进行对比评 价。 （一） 耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂与现场颗粒调驱性能对比 以文二联注入水为评价水，对耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂 2#及现场 1#、 2#产品在 135 1 条件下进行评价，对比评价结果见图 3和图 4，由图 3可以看出，现场 1#与耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂相比，高温高矿化度条件下，膨胀倍数稍大，通过观察可知，老化 15 碎，现场 2#与耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂相比，于高温条件下老化后，膨胀倍数增长更快，老化至 10 经趋于溶解。图 4 是现场 2#与耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂经过 135 1 高温 15 图 4 可以看出，现场 2#已基本呈溶解状态，而耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂颗粒形状完好，并且具有良好的弹性和韧性。图 3 和图 4 实验结果表明，耐温抗盐凝胶颗粒调驱剂与现场样品相比，具有良好的耐温抗盐性。 6 图 3 不 同 调 驱 及 性 能 对 比0510152025300 5 10 15 20老 化 时 间 2 #现 场 1 #现 场 2 #1# 耐温抗盐颗粒调剖剂 2# 现场颗粒调剖剂 图 4 不同颗粒调剖剂高温老化前后对比 （二）常压热稳定性评价 以文二联注入水为评价水，对中试耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂 2#、 3#在135 1 条件下进行热 稳定性评价，结果见图 5。由图 5 可看出，耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂在 135 下养护 60 d 后强度高、韧性好，膨胀倍数变化较小，这表明能形成较强的三维骨架结构，取得较好的热稳性和耐温抗盐性。 7 图 5 老 化 时 间 对 膨 胀 倍 数 的 影 响051015200 10 20 30 40 50 60#（三） 抗盐性能评价 图 6 为耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂中试 2#产品分别以文二联注入水、 04 矿化水为评价水，在 135 条件下的热稳定性评价结果；其中 1#以文二联注入水为评价水； 2#以矿化度为 104 水为评价水。由图 6可以看出，随着矿化度 增大，耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂经过 135 老化后，膨胀倍数降低，但影响不大，通过实验现象观察可知，调剖剂强度、韧性受矿化度影响很小。这说明调剖剂具有较好的耐温抗盐性能。 注： 104 矿化水配置：以文二联注入水为基液，加入 104 。 图 6 老化 时间对膨胀倍数的影响0481216200 15 30 45#（四）高压热稳定性评价 8 为模拟地层条件，将耐温抗盐颗粒调剖剂中试样品 2#在 135 、 45 件下评价其热稳定性，结果见图 7（其中 1#为 135 、 45 件下评价结果，2#为 135 、常压条件评价结果）。由图 7 可以看出，在压力为 45 度为135 条件下，调剖剂膨胀倍数与常压、 135 条件下相比略变小，通过实验现象观察可知，调剖剂经过高温高压老化以后，强度高、韧性较好，表明调剖剂可以满足现场深部调剖要求。 图 7 高 压 条 件 下 老 化 时 间 对 膨 胀 倍 数 的 影 响024681012141618200 2 4 6 8 10#（五） 抗温性能评价 为考察耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂在不同温度下的热稳定性，选取中试 2#产品 以文二联注入水 (总矿化度为 104 ，其中： 4000 、 1000 )为评价水，分别在 70 、 90 、 110 条件下测定中试调剖剂的热稳定性，实验结果见图 8（其中 1#为 110 、 2#为 90 、 3#为 70 条件）。 图 8 不 同 温 度 下 老 化 时 间 对 膨 胀 倍 数 的 影 响051015200 10 20 30 40 50 60时 间 #3#由图 8 可以看出，耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂在不同温度下，随着老化时间 9 的延长，变化趋势相同，只是在温度较高时，膨胀倍数下降较快，而在低温度条件下，膨胀倍数变化稍小，老化 15 d 以后在不同温度下的膨胀倍数均达到稳定，实验结果表明，该调剖剂在 70 110 温度范围内均具有较好的热稳定性。 （六） 膨胀速率 选取中试耐温抗盐颗粒调剖剂 2#产品 以文二联注入水为评价水，分别考察了温度和粒径对膨胀速率的影响，结果见图 9、图 10。图 9 为 1 3 交联颗粒 在不同温度下的膨胀速率（其中 1#：室温， 2#： 80 ， 3#： 90 ）。由图 9 可以看出，室温条件下耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂吸水膨胀较慢， 24 h 以后趋于平衡， 80 、 90 条件下 预交联颗粒 膨胀较快， 6 h 8 h 基本平衡，并且膨胀倍数差异不大，由此可见温度影响吸水速度，但对膨胀倍数无影响。 图 9 温 度 对 膨 胀 速 率 的 影 响048120 5 10 15 20 25 30 35#3#图 1 0 粒 径 对 膨 胀 速 率 的 影 响048120 2 4 6 8 100是 80 条件下 耐温抗盐凝胶颗粒 粒径对膨胀速率的影响。 10 由图 10 可以看出，在 80 温度条件下，耐温抗盐凝胶颗粒粒径对膨胀速率影响较大，粒径越小，吸水速度越快， 0.5 交联颗粒 2 h 即达到吸水平衡，3 5 10 主要是由于粒径越小，比表面积越大，水进入颗粒内部越容易，因此吸水膨胀越快。 （七） 与现场调剖剂的对比评价 目前，中原油田有多个化工厂家生产预交联凝胶颗粒调剖剂，由于调剖剂所用原材料、生产配方、生产工艺等 不同，不同厂家的产品性能不同。为此，将现场初选的 5 种预交联凝胶颗粒调剖剂样品和研制的耐温抗盐凝胶颗粒进行对比试验，采用文二联现场污水配制后，分别放入耐温玻璃瓶中，置于 110恒温箱中，进行了为期 15 d 的高温热稳定性能评价。实验结果见表 8。 由表 8 实验结果及通过实验现象观察发现，不同厂家颗粒样品具有不同的膨胀速度、饱和膨胀倍数，在持续高温条件下，样品的物理性质发生了不同程度的变化。通过对以上调剖体系的固含量、膨胀倍数、抗盐、热稳定性的实验可以看出， 温抗盐凝胶颗粒经过高温高盐条件下老化后，外观形状完 好，具有一定的弹性和韧性，进一步表明该产品具有良好的耐温抗盐性能，能满足文南油田高温高盐油藏调剖需要。 表 8 不同厂家颗粒调剖剂评价结果 颗粒 编号 粒径 外观 固含量（ %） 膨胀 倍数 抗温抗盐 4d 7d 15d 1 号 褐色固体颗粒 脱水现象 脱水现象严重，底部已经看不出是颗粒的迹象 完全变成粘流物样 泽变灰白，膨胀完好， 摇动有弹性 色泽变灰白，有脱水现象 脱水现象严重，底部已经看不出是颗粒的迹象 泽变灰白，膨胀完好， 摇动有弹性 色泽变灰白，有脱水现象 脱水现象严重，底部已经看不出是颗粒的迹象 泽变灰白，膨胀完好， 摇动有弹性 色泽变灰白，有脱水现象 脱水现象严重，底部已经看不出是颗粒的迹象 2 号 褐色固体颗粒 表色泽变化较小，膨胀完好，摇动有弹性 色泽基本变白，颗粒膨胀完好，摇动可以看出有弹性 脱水现象严重，上部有颗粒样，底部看不出是颗粒的迹象 表色泽变化较小，膨胀完好，摇动有弹性 外表色泽基本变白，膨胀比较完好，摇动有弹性 脱水现象严重，上部有颗粒样，底部看不出是颗粒的迹象 3 号 褐色固体颗粒 表色泽变化不大，膨胀完好，摇动有弹性 色泽褪白，膨胀比较完好，摇动有弹性 溶解 表色泽变化不大，膨胀完好，摇动有弹性 色泽褪白，膨胀比较完好，摇动有弹性 溶解 11 4 号 色透明固体颗粒 明外表色 泽较亮，膨胀完好，摇动有弹性 有脱水现象，上部透明，外表色泽暗，底部少许已成粘流样，摇动没有弹性 趋于溶解 5 号 色透明状固体颗粒 93 明外表色泽较亮，膨胀完好，摇动有弹性 有脱水现象，透明状，外表色泽暗，上部有点弹性，底部少许已成粘流样 颗粒上部看出是颗粒状，但无弹性，底部已成粘流样 2#中试 产品 褐色固体颗粒 表色泽稍变浅，膨胀完好，摇动有弹性 外表色泽稍变白，膨胀比较完好，摇动有弹性 色泽稍变很灰白，膨胀完好，摇动有弹性 四、 耐温抗盐机理的探讨 1、提高聚合物的耐温抗盐性 通过引入含有 聚合物分子内 制高温高盐条件下主链结构的降解，也就是聚合物在高温高矿化度条件下仍具有较好热稳定性，从而提高了预交联颗粒的耐温抗盐性，高温高矿化度条件下老化后仍然具有较好弹性和韧性。 2、强化体系的骨架结构强度 引入含活性吸附基团的抗温材料， 抗温材料由热稳定性较好的 附基团 通过分子间作用力将聚合物分子与抗温材料紧密 联接在一起（见图 7），形成稳定的三维骨架结构 ， 大大 增加了体系的骨架强度和耐温抗盐能力。 3、增强体系的内结构力 引入化学联结基，将聚合物分子和抗温材料通过化学键力紧密地联接成一体（见图 7），显著增强体系的内结构力，有效地抑制二价金属离子对聚合物分子主链结构的侵袭，从而提高体系耐温抗盐性。 图中 : 化学联接基 抗温材料 分子链 12 环状侧基 磺酸基 图 11 预交联颗粒分子结构示意图 第三部分 现场施工技术的研究和完善 调剖的最终目的是提高采收率，落脚点是井组见效。因此在调剖剂满足高温高盐的油藏的基础上，井组的选择就显得尤为重要。因文南、文 中油田原油粘度低，驱油效率较高，因此调剖的主要目的以挖掘主力油层剩余油潜力为目标 ,通过实施调剖 ,提高主力油层的注水波及体积 ,最综提高油藏最终采收率。要从根本上提高调剖效果，首先必须认清剩余油的分布情况 ,确定实施区块。 一、深部调剖井组的优选 1、 剩余油的认识 为搞清文南油田油田平面上的剩余油分布 ,进行了数值模拟研究、油藏精细描述、得到了平面上的剩余油剩余油储量分布图，结合生产动态资料进行综合分析 ,剩余油可采储量主要分布于主力油层中 ,挖潜余地较大。 2005 年对文南油田部分区块利用新绘制的小层平面图和数值模拟 ，用油藏工程方法 确定水淹状况、剩余油潜力，其得到的成果表明： 79剩余油主要分布在构造边角地带、构造复杂、井况损坏区以及由于层间干扰造成的剩余油富集区。从纵向上看剩余油主要分布在动用状况较差的、类储层，是由于层间干扰形成的，可采储量为 104t，在垒块中北部比较富集。从平面上，剩余油主要受构造和井网控制。这类剩余油可采储量约为 104t，主要分布在注采系统不完善区，井况损坏区，主要分布在 136东块的北部及中部。 文 33块沙二下纵向上剩余油主要分布在动用状况较差的二、三类储层，主要是由于层间干扰和层内非均质形成的， 这类剩余油 主要分布在动用程度较差的二、三类储层，剩余可采储量为 0 4t。下（见下图）。 13 图 12 层间干扰形成的剩余油 另一方面 由于油层内有小隔层或同一油层渗透率有高有低，渗透率高的地方被水淹，渗透率低的地方为剩余油，这类 剩余油 主要分布在 2组的厚油层内， 剩余可采储量 0 4t。（见下图） 。 图 13 层内非均质形成的剩余油 14 文 85块从纵向上看剩余油主要分布在动用状况较差的、类层中，另外在沙二下 2、 4、 7 三个砂组的几个厚油层中也 有分布，这分别是层间干扰和层内非均质造成的。 由于层间非均质影响，油井见效后注入水沿高渗透层突进水淹造成其余层难动用， 剩余油储量 0 4t，主要分布在动用程度较差的、类流动单元 。 图 14 为层间干扰形成的剩余油。 由于 水下分流主河道沉积韵律的变化造成厚层内垂向上渗透率的变化， 渗透率高的地方被水淹，渗透率低的地方为剩余油，这类层主要分布在 、 4、7 砂组的厚油层内， 储量为 0 4t。图 4 为内非均质形成的剩余油。 15 通过剩余油研究结果可以发现文 79， 72 33块沙二下剩 余油主要存在于主要产油层和水驱未见效层中，大约 力较大。 2、井组的选择 同任何油井措施一样 ,调剖也有较为严格的选择原则： (1)调剖井组要有一定的物质基础，井组连通状况好 ,水驱程度高 ,连通油井具有层间、层内接替潜力。 (2)主力砂体分布范围广，长期高吸水且油井见效明显的主力大砂体 (3)油层厚度较大 ,且存在一定的纵向和平面非均质性。 (4)油藏必须有一定数量的剩余可采储量。 (5) 注水井具有一定的吸水能力，能满足正常注水和调剖剂注入需要。 (6) 所选注水井应远离未 封闭的断层边缘或未确定的断层附近。 (7)油层温度小于 120。 依据选择原则，我们在文南油田文 85块等 3 个区块 7个井组开展了深部调剖工作，挖掘剩余油潜力，取得了良好的措施效果。 二、调剖施工工艺的完善 16 1、 采取有效手段实现对目的层的施工 在确定调剖井目的层段后，为了验证目的井段的吸水状况，进行吸水剖面测试，依据吸水剖面和井温测试结果，为避免层间干扰，提高调剖效果， 调剖前采用打塞封堵或卡封封堵非目的层的施工方式，直接对 目的层进行调剖，实现了对调剖剂的有效置放。 2、调剖段塞的优化设计 凝胶颗粒的选择性注入 实验表明，向地层中注入凝胶颗粒时，在同一时间下，高渗透层的压力比低渗透层升高得更大一些。这说明，在同一压力下，凝胶颗粒优先进入高渗层（如图 15 所示）。 图 16 凝胶颗粒的选择性注入能力 不同类型的凝胶颗粒在地层中具有不同的注入能力。实验表明：对于硬性颗粒，随着注入孔隙体积的增大，压力是不断上升的；对于软性颗粒，随着注 7入孔隙体 积的增大，压力变化趋于平稳，在地层中具有可动性（如图 17 所示）。 17 图 17 颗粒种类对注入能力的影响曲线 模拟实验表明，对于具有不同渗透率级差的地层，凝胶强度对调剖效果的影响不同（图 18、图 19）。 图 18 强度对驱替效果的影响（渗透率级差 =33） 图 19 强度对驱替效果的影响（渗透率级差 =3） 结合以上实验研究结果，在调剖方案 段塞设计过程中，针对以往调剖失效、低效的主要原因，为有效防止调剖剂的过早突破、调剖剂对非目的层的污染及水的绕流，设计了前缘、顶替与 后缘段塞。对可能存在连通大孔道的井，前缘段塞使用热稳定性好、流变性好、强度高的 3凝胶颗粒注入；中间用高浓度的 2凝胶颗粒实现深部驱替；最后用强度较高、粒径较大的 3现近井地带的渗透率调整。对吸水指数相对较低的井，连通大孔道存在的可能性较小，直接注入主体段塞和后缘段塞。 对于高含水非均质砂岩油藏，常规的小剂量、短半径调剖难以见到较好的 18 增油降水效果，但大剂量深部调剖会受到现行工艺技术和经济条件的限制。因此应在现行工艺条件下，加强调剖剂经济用量的研究。一般认为采用 深部复合式段塞调剖工艺作业效果好于单一段塞。复合式调剖段塞的主体结构为：前置段塞 后置段塞。 前置段塞：较低浓度小粒径的耐温抗盐凝胶型颗粒调剖剂。此段塞是为了更好地保护主体段塞的有效作用，确保主体段塞能有效漂移，而不过早突破，从而延长处理的有效期 . 主体段塞：中等粒径的耐温抗盐凝胶型颗粒调剖剂。该段塞主要是让调剖剂在油藏注入水作用过程中通过封堵段塞漂移，在油藏多孔介质中连续运移、分配，不断增大作用半径，让注入水能在油藏多孔介质中多次绕流而增大水驱波及体积，从而达到提高水驱效率和增油降水的目的。 后 置段塞：较高浓度大粒径的耐温抗盐凝胶型颗粒调剖剂。该段塞主要用于近井地带的渗透率调整，要求它具有适度的堵塞强度和耐冲刷性能，并能做到在近井周围，堵而不死，确保注水井处理后保持足够注入量，以满足油藏稳产的要求。 3、水驱前缘监测技术 利用潜入式注水井水驱前缘监测技术对注水井进行监测，结合该区块的生产文 33 块 2419 测井和注水数据等资料，就可得到该井的水驱前缘、注入水的波及范围、优势注水方向，区块的水波及区等资料，水驱前缘监测资料可以直观真实地反映油藏水驱状况，在一定程度上也反映了油藏平面非均质性的变化情况，该资料与 油藏描 述相结合，可以更准确地描述油藏的水驱状况，为修正数值模拟结果提供了直接的依据。目前，我们可以把监测结果转换成与常用数模软件相适应的数据格式，使之直接服务于油藏描述，提高描述精度。为调剖施工提供了可靠的技术依据。 4、 推行新的施工运行模式，提高了措施效益 为提高调剖的措施效益，推行新的施工运行模式，采用全风险施工方式，将施工费用、材料费用全部纳入风险范围，每增一吨油以原油操作成本的 60%的价格支付投入费用，考核期为一年，即约束了施工方，又达到了提高措施效果的目的。 第四部分 现场效果分析 文 33 块 2420 截止 11 月底， 共实施风险调剖工作共 8 口井，累计注入各种化学剂 47900均单井注入量 5987井段： 2650截止 12 月底，调剖对应油井累计增油 4683t，累增天然气 362354井组平均增油 投入资金 345 万元，创 效 元，投入产出比 1： 取得了明显的效果，经济和社会效益显著，主要表现在以下几个方面。 一、水井效果 1、注水状况变化 通过对调剖井调剖前后所测得的压降曲线分析 ,部分井调剖后压力扩散速度缓慢 ,说明注入的凝胶颗粒有效地堵塞了水流通道 ,致使相同注水量下的注水压力明显抬升， 调剖前后对比，在日注水量保持稳定的情况下，上升了 吸水指数下降 d。 如 79调剖前日注水 99水压力 剖后在日注水量基本不变的情况下 ,注水压力上升了 2、吸水剖面变化 所实施的 8 口井中，有 6 口井调剖前后吸水剖面纵向上有明显变化，调剖后高渗透层吸水得到了控制，相对吸水由 降低到 ，下降了 ，弱吸水层相对吸水得到了加强，对比增加了 ，启动新层 1n，吸水剖面得到明显改善。 二、对应油井效果 1、日产油上升 调剖前井组的生产情况为：日产液 74.5 产油 2.7 t，见效后井组生产情况为：日产液 86产油 5.0 t，含水 ，与调剖前生产情况相比，平均单井组日增油 2.3 t，总日增油可达 2、综合含水下降 调剖前，井组含水率 ；措施后，下降到 下降了 百分点，目前井组含水率为 含水率的下降表明耐温抗盐预交联颗粒调剖剂有效地控制了井组的含水上升趋势。 3、有效期的变化 21 耐温抗盐预交 联颗粒调剖剂由于抗温达到 110 、抗盐 22104，现场应用时表现见效期延长，与原调剖技术实施效果对比，有效期由不见效延长到最长 10 个月， 三、典型井例分析 1、调剖提高了平面波及体积 ,对挖掘层内潜力起到了积极的作用 ,提高了注入水波及系数 深部调剖技术可以平面上提高注入水的波及体积，改善流度比 ,提高面积波及效率。实际上 ,大多数井调剖后吸水剖面反映原主吸水层仍然为主吸水层 ,这与调前一致 ,说明调剖以改善层内注入水的流向 ,挖掘层内剩余潜力为主。如 2005 年调剖的 共使用调剖剂 39t，注入 6290水压力由调剖前的 282日注水量不变的情况下，注水压力上升了 4吸水剖面来看， 调剖前后均吸水 3 层 ,调前相对吸水量 100%,调后相对吸水量为 96%,调剖前后相对吸水量变化超过 10%的只有 2 层；从 的测试资料来看 ,吸水剖面与调剖前没有较大改变，但是 对应油井 72产油量增加 ,含水下降，截至 11 月底该井组累增油 1767 t，说明主产液层层内驱油效率提高。 文7 2 - 1 1 8 井调驱前后吸水剖面变化图0 10 20 30 40 50 60 施后相对吸水( % )措施前相对吸水( % )W 7 2 - 2 0 1 井见效前后生产曲线024681012日期20050050050050050060060060062 2、调剖改善了层间吸水状况 ,提高了水 驱效果 统计调剖前后有吸水剖面井 8 口 ,其中 6 口井吸水剖面纵向上发生了变化 ,占统计井数的 75%：如 : 2002曾采用缔和聚合物及以聚丙烯酰胺为主体的预交联颗粒体系实施深部调剖二次，采用笼统施工管柱，调剖后，吸水剖面未得到明显改善， 2005 年底，试验高温抗盐凝胶颗粒调剖剂，为实现调剖剂的有效置放，采用分层施工管柱，在施工过程中，应用水驱前缘测试技术确定调剖剂的注入方向和 水波及区的面积，调剖后效果明显 。从吸水剖面反映 ,吸水剖面得到改善 ,不吸水层由调前的 n，下降到 0，而吸水 百分比大于 25%的高吸水层由调前的 n 下降到 n。可见调剖使高吸水层吸水能力得到有效控制 ,同时启动了中低渗透层 ,改善了吸水剖面，起到调剖目的，对应油井调剖前日产液 产油 水 99%，见效后井组日产液 产油 水 与调剖前生产情况相比，井组日增油 组累增油 826 t，累增气 215487 文 3 3 - 2 3 6 调 驱 前 后 吸 水 剖 面 变 化0 10 20 30 40 吸 水 （ % ）措施后相对吸水（% ）措施前相对吸水（% ） 23 文 3 3 - 2 0 5 井 见 效 前 后 生 产 曲 线024681012日期2006济效益 评价 截止 12 月底，共实施风险调剖工作共 8 口井，累计注入各种化学剂 47900均单井注入量 5987止 12月底，调剖对应油井累计增油 4683t，累增天然气 362354入资金 345 万元，创 效 元，投入产出比 1： 效果显著。 （一）、投入 共实施 8 井次。投入 335 万元 。 （二）、产出 截止 12月底调剖井对应油井增油 4683t，增天然气 362354算原油 298t（按 2000 方气 =1 吨油计算