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多段塞组合调剖技术在孤岛油田西区Ng36应用 　　摘要:孤岛油田西区Ng3-6储层疏松易出砂，油层非均质严重，经过三十多年的注水开发，油层已存在次生大孔道或高渗透带，为进一步提注聚效果，在注聚前应用PI决策技术优选调剖井，确定了“多段塞组合”调剖工艺技术。现场施工调剖12口注入井，油压上升2.54MPa，达到封堵大孔道或高渗透带的目的，有利于提高聚合物驱开发效果。 　　关键词:注聚；PI决策；“多段塞组合”调剖 　　 　　引言 　　 　　孤岛油田西区Ng3-6单元于2002年6月投入注聚开发，注聚前选井调剖既可防止聚合物沿大孔道或高渗透带窜聚，也扩大聚合物波及体积，延长注聚开发效果[1]。为此，结合该单元地质特点，利用PI优化决策技术优选了调剖井，进行了“多段塞组合”调剖工艺，取得了较好的效果。 　　 　　一、西区Ng3-6单元地质概况 　　 　　西区Ng3-6单元位于孤岛油田西区的南部，于1973年1月投入开发，1977年1月采用三点法面积注采井网投入注水开发，经过1983年油井排加密、1987年水井排加密，形成目前300×175m南北向行列式注采井网。含油层系为上馆陶3～6砂层组，平均孔隙度32.9%，原始含油饱和度65％，空气渗透率1520×10-3um2，油层埋藏深度1180～1330m，地面原油密度平均为0.963g/cm3，地面原油粘度平均为1435mPa.s，地层水钙镁离子含量为140.5mg/L，矿化度5860～7336mg/L，水型为NaHCO3。 　　 　　二、调剖决策技术[2] 　　 　　（一）PI优化决策技术原理 　　PI值是一个从注入井井口测取的与地层系数(渗透率与地层厚度乘积)有关的压力平均值，PI值越小，地层系数越大，说明地层存在大孔道或高渗透带。 　　根据注水井关井后测得的压降曲线，通过下式可计算出注水井压力指数PI值： 　　 （1） 　　式中：PI－注水井的压力指数，MPa； 　　P(t)－注水井关井t时间后井口的油管压力，MPa； 　　t－关井时间，min 　　当注入量和流体粘度一定时，PI值和Kh成反比，PI值越小，压力降落曲线陡，压力降落快，压力传播快，表明油层渗流阻力小，存在高渗透带或大孔道。 　　（二）PI调剖决策技术应用 　　区块调剖必要性有两种判断标准：一个是按区块平均PI值，区块平均PI值越小越需要调剖；一个是按区块注水井的PI值极差，PI值极差是指区块注水井的最大PI值与最小PI值之差，其值越大越需要调剖。从统计得到，平均PI值低于10MPa的区块需要调剖，PI值极差大于5MPa的区块需要调剖。符合其中一个或同时符合其中两个标准的区块均需要调剖。西区Ng3-6注聚区共有31口注入井，PI测试分二步完成：第一步，测分层注水时PI值；第二步，换成光油管后再测PI值。通过二次测PI值，结合区块油藏特征，共优化决策出调剖井12口，占注聚井总数38.7％，见表1。 　　表1 西区Ng3-6注聚区PI值测试数据表 　　 　　三、西区Ng3-6注聚前调剖实施及效果 　　 　　（一）调剖封堵大孔道机理 　　长期注水开发的疏松砂岩油藏中，已存在大孔道或高渗透带，为了更加充分利用地层非均质特点，要求光油管施工并关井停注5～10d泄压，在相同注入压力下，通过地层的大量堵剂自然会优先选择沿高渗透带推进，并在预定时间内生成冻胶或沉淀或固结体等物质能有效起到调剖封堵的作用，达到改变注入液流动规律，提高后续注入液的波及体积和油田采收率的目的。 　　（二）堵剂选择 　　根据孤岛油田其它注聚单元的调剖工艺实践，结合本单元地质特征，决定采用“多段塞组合”复合调剖工艺，即：低浓度颗粒型堵剂+高浓度颗粒型堵剂+有机凝胶封口剂。采用二到三种不同浓度或强度的堵剂，对地层不同压降区域用不同强度堵剂封堵，压降大的区域用高强度堵剂封堵，压降小的用低强度堵剂封堵。为使大量堵剂进入油层深部，采用不同浓度段塞式注入，且低浓度体系在前高浓度体系在后，主剂为粉煤灰类堵剂，封口剂为木质素磺酸钙冻胶堵剂，具有对主剂有阻挡作用，防止洗井或换管柱过程中未凝固主剂吐出。 　　（三）堵剂用量设计 　　对于堵剂用量的设计，一般根据PI值和经验公式确定计算堵剂用量方法，其计算公式如下： 　　 （2） 　　式中：W―堵剂用量，t； 　　β―用量系数，一般为0.5～1.0t/MPa.m； 　　h―油层注水厚度，m； 　　―压力指数需增加值，MPa，平均与单井实测之差，一般取3～6 MPa范围为宜。 　　以调整后PI值达到全区块的平均值为标准，进行堵剂用量的计算，具体堵剂的配制浓度和用量，将针对注入井需调剖的不同情况逐一设计，合理设计剂量。封口剂用量按堵剂用量的5％～10％进行