紧邻月亮湖的河南油田采油二厂8号计量站。 孟延军 摄

    □方吉超

    窜流通道导致注入水“短路”

    油井出水是油田开发全过程面临的普遍问题，综合治水是油田长期效益开发的根本保障。

    我国油田主要以注水补能开发为主，储层非均质性叠加长期注水会导致油田窜流通道严重发育。大量注入水沿着窜流通道从注入井流入采油井，不但没有发挥补能增大驱替压差的作用，而且会导致油井含水率持续上升，产油量不断下降，采出水处理成本不断增加。

    目前，我国大部分油田已进入开发中后期，注入水低效甚至无效循环已成为油田稳产的突出瓶颈之一。

    注入水是储层中驱替原油的动力之源，但窜流通道的存在会“屏蔽”未波及的剩余油，就好像电流短路导致电气无法工作一样，窜流通道导致的注入水“短路”，成为储层中剩余油无法启动的重要原因之一。

    解决注入水“短路”问题，就要通过调剖堵水封堵储层中注入水的窜流通道，利用注入水把储层多孔介质中的原油驱替出来，从而降低油井含水率，提高原油采收率。

    调剖是以注水井为媒介封堵窜流通道，破除注入端“短路”点，使注水层段吸水剖面趋于平均，达到均衡驱替的目的。堵水是以采油井为媒介封堵出水点位，切断近采出端“短路”点，迫使来水改变方向，驱替其他未波及区域剩余油，降低油井含水率。

    化学堵水成为常规治水控水措施

    调剖堵水形式多样，主要分为机械堵水和化学堵水两大类。

    机械堵水是采用机械分隔的办法，在井筒中形成两个或多个独立的流动和压力空间，封堵出水层位，开发其他层位。

    当多个独立油层合采时，由于每层的地层压力、渗流能力不同，各层的产液能力、吸水能力均不同，产液主要发生在地层压力高的储层，窜流往往发生在渗透能力好的储层，导致其他储层很难动用。为解决这个问题，1964年，大庆油田组织了分层注水会战，采用封隔器把多个油层按一定规则进行分层开采，之后不断发展形成了沿用至今的精细分层开发技术。

    目前，针对非常规储层长水平井出水情况，也形成了机械找水堵水工艺，在长水平段井筒中封堵不同出水位置。

    机械堵水主要解决井筒能控制的出水问题，但无法解决储层中的窜流难题，如厚油层、薄互层、隔层不连续、边底水锥进等纵向储层窜流，以及油层内非均质性引起的平面窜流。

    化学堵水是解决储层窜流的主要方法。在油田开发中后期，储层窜流普遍存在，化学堵水成为常规治水控水措施，伴随油田开发整个过程。

    化学堵水是将化学剂注入储层窜流通道，利用化学剂在储层内物化性质改变来封堵窜流通道。化学堵水材料主要有交联聚合物、乳化稠油、水玻璃—氯化钙、水泥浆、微球等。

    20世纪50年代起，玉门油田最先开始进行化学堵水，主要采用松香酸钠选择性堵水、水泥堵水等。20世纪60年代，大庆油田陆续开展化学堵水试验，主要采用水泥堵水、活性稠油堵水等。20世纪80年代，聚丙烯酰胺和交联聚合物的应用开启了化学堵水蓬勃发展的时代，大庆油田、胜利油田陆续将交联聚合物作为主要化学堵水材料规模推广，至今仍是最主要的堵水材料之一。20世纪90年代，调剖堵水发展到鼎盛阶段，形成了区块整体堵调、等压降梯度堵水、深部调驱等技术，油田应用的堵剂体系有几十种。

    2000年以后，许多油田区块进入高含水开发后期，储层水窜情况更加复杂，常规近井调剖堵水难以满足持续控水稳油的需要，调剖技术由固定封堵向沿程调控发展，我国调剖堵水技术发展进入新阶段。

    目前，调剖堵水依旧是油田开发最常用的控水稳油方法，随着油田开发转向非常规、深层超深层、缝洞型等复杂类型油田，对堵剂、工艺技术都提出了更高的要求，逐步发展出水平井选择性控水技术、平台在线调堵设备、高温超高温堵剂、超高温高盐堵剂、泡沫剂、冻胶分散体系、等密度颗粒等先进材料和技术。

    因地制宜发展特色调剖堵水技术

    中国石化油藏类型复杂，多年来，通过不断技术攻关，形成了类型多样的调剖堵水工艺。

    20世纪80年代，选择性堵水、单液法/双液法调剖等技术在胜利油田试验应用。胜利油田先后研制了铬交联聚丙烯酰胺、酚醛交联聚丙烯酰胺、甲基氯硅烷等选择性堵剂，先后实施300余井次，累计增油超35万吨。其中，临盘油田盘42-2井采用甲醛交联聚丙烯酰胺堵水，累计增油4777吨，有效期长达467天。水玻璃—氯化钙双液法调剖工艺首次在胜坨油田坨3-8-16井试验，对应油井累计增油2487吨。

    20世纪90年代，弱冻胶深部调驱、复合离子堵水等技术在胜利油田试验应用。孤东油田率先采用聚丙烯酰胺/乙酸铬弱冻胶体系进行深部调驱，3个井组调剖后注水井注入压力平均上升3兆帕，累计增油9800吨。孤岛油田试验并推广复合离子堵水技术，先后实施261井次，累计增油超10万吨。

    2000年以后，随着不同类型油藏稳产增产的需要和先进堵水材料的发展，中国石化形成了“2+3”技术、缝洞型油藏堵水、稠油热采封窜、水平井选择性控水等调剖堵水技术。

    “2+3”技术，即在充分调剖的基础上进行有限度三次采油技术。桩西油田桩106老区开展“2+3”提高采收率试验，先后注入调剖剂510立方米、驱油剂6540立方米，其中L106-43井日产油由11.8吨升至26.3吨，综合含水率由81.9%降至70.3%。

    聚合物微球调驱技术，即依靠纳微米级遇水膨胀的微球进行逐级深部调驱。2004年，孤岛油田东区1注11采井组开展聚合物微球调驱试验，平均见效期3~4个月，累计增油1000余吨。

    由于缝洞型储集空间与常规砂岩油藏差别较大，是缝、孔、洞与复杂通道的组合，非均质性更强，且为高温高盐油藏，常规调剖技术不适用。塔河油田形成了油井五项基础综合分析与权重分析结合选井方法，研发了可溶性硅酸盐、可固化颗粒、有机无机复合等堵剂，形成了塔河特色的缝洞型油藏堵水技术。

    稠油热采封窜技术，即采用自适应“温度场、压力场”的逐级深部封窜方法，按近井、过渡、远程地带划分温度场和压力场，选择与之适应的堵剂体系封堵蒸汽窜流通道，充分发挥蒸汽热降黏作用，提高稠油热采效率。该技术在孤岛、滨南、现河等采油厂应用。

    复杂条件水平井化学控水技术在塔河油田高温高盐碎屑岩水平井试验应用，2010年左右先后实施200余井次，增油超11.5万吨。

    目前，我国老油田普遍进入高含水甚至特高含水期，油藏非均质矛盾更加突出，叠加深层、缝洞、稠油、水平井、多轮次等复杂条件，调剖堵水虽然持续发挥稳油控水作用，但面临效果变差、成功率降低等问题，需要不断创新带动调剖堵水技术进步，发展因地制宜的特色调剖堵水技术。

    （作者单位：石油勘探开发研究院）