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摘要：块状底水油藏在注水开发过程中存在水驱突进严重，底水上升快等问题，从而影响采收率。本文以DH油田为例，分析调堵技术的地质条件，优化选井指标，通过室内实验优选合适的耐温耐盐的封堵体系，从而提高采收率，在实际应用中也取得很好的生产效果。
关键词：块状底水油藏;堵水技术;采收率
DH油藏CⅢ段储层属海滩沉积的前滨和临滨微相沉积，砂岩沉积厚度250m，岩性为石英砂岩，砂体走向平行于构造走向，东河砂岩纵向上可分为10个岩性段。DH油藏具有统一油水界面和压力系统，其油藏类型为块状底水油藏。
对研究区统计各种岩性的发育程度，通过9口取心井行岩心观察结果表明，DH1井区东河砂岩主要为灰白色或绿灰色（含油为棕褐色）细砂岩、粉砂岩。其顶部有薄层砾岩，中上部主要为细砂岩，下部为细砂岩夹薄层粉砂岩。
东河砂岩石英含量41.8%～85%，平均71.7%;长石含量1%～22%，平均5.7%;岩屑含量9%～38%，平均22.6%。井区内岩性主要分为长石岩屑质石英砂岩、岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩。通过X衍射，东河1井区粘土矿物绝对含量低于5%，其中主要粘土矿物为高岭石、伊利石、伊蒙混层和绿泥石。
1 油藏特征及开发规律
1.1隔夹层特征
CⅢ油藏各小层之间隔夹层较发育，夹层岩性为泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、泥灰质粉砂岩三种类型。夹层单层厚度较小，主要在0.5m以内，除7砂层组顶部夹层分布较广外，其余夹层横向连续性较差。其中21、22小层顶部夹层发育在西北部，呈条带状分布，以泥质夹层为主，个别井发育泥灰质夹层，分布范围在2-3个井距;51小层顶部发育泥质和泥灰质夹层，泥质夹层自北东向南西呈条带状发育，走向与砂体展布方向一致，泥灰质夹层呈席状、块状发育在泥质夹层两侧，井区西南部区域不发育夹层;52、53小层顶部夹层在中部及南部发育，6砂层组顶夹层分布范围小，仅在中部及北部局部井点处分布。
1.2开发特征及规律
DH1井区石炭系东河砂岩油藏共有油水井40口，其中油井30口，注水井10口。油藏采油曲线所示，近几年油水井开井数稳定，日产液、日产油呈快速递减趋势，综合含水率快速上升。
（1）产量递减大。全油藏产量递减大，最高递减率达到22.7%，2010年后无新井接替，含水上升及高产井异常是主控因素。
（2）含水上升加快。全油藏进入中高含水阶段，含水上升速度快，2010年至2013年含水上升率都超过5%，最高年含水上升速度达到7.4%。
（3）注水利用率降低。注水无效循环增大：存水率、水驱指数下降，耗水指数上升，注入水利用率降低III类水平，水驱状况差：开发调整效果2000年显著，2007年低于预期，目前急剧变差。
（4）优势通道普遍发育。根据优势通道识别结果可知，该油藏共发育38条优势通道，其中C21小层共发育7组优势通道，发育类型分别为为优势通道顺层发育型和优势通道本层向下发育型。C22小层共发育3组优势通道，发育类型为优势通道本层向上发育型。C31小层共发育7组优势通道，发育类型分别为优势通道顺层发育型、优势通道本层向上发育型和优势通道本层向下发育型。
2 DH油藏调堵选井选层的优化与实施
根据DH油藏实际情况制定如下油水井调剖堵水选井原则。
选取水井调驱井：①该注水井目前井况是否正常，有无套损;②该注水井是否发育优势通道;③该注水井注水层位是否位于油水界面之上;④该注水井固井质量好，发育隔夹层，无窜槽和层间窜漏现象;⑤对应的油井窜流类型是否为注入水窜流。
选取油井堵水井：①该生产井目前井况是否正常，有无套损;②该生产井产能低，是否处于中高含水阶段;③该生产井是否已经发育优势通道，以及水窜类型是否为注入水窜流;④该生产井周围的隔夹层是否发育;⑤ 该生产井其它層剩余油潜力是否高。
以 DH1-7-8注水井为例具体阐述，DH1-7-8在1994年5月投注，2016年1月注水层位为C13-6。
调驱的有利因素是吸水剖面不均匀：主要吸水层位为4砂层组，需要调整同时发育一定程度的窜流通道：1-7-8井和1-6-8、1-7-7、1-7-12和1-7-7T井之间都发育优势通道。
调驱的不利因素包括①井间隔夹层不发育：1-7-8和对应油井间的隔夹层大多属于部分遮挡型。②注水井调驱层位在油水界面之下：DH1-7-8井的C21～6层目前在油水界面之下。③对应的生产井优势通道状态：生产井目前的优势通道多为曾经发育。④注采井距过大：DH1-7-8井注采井距都比较大。⑤注水压力过高：25～30MPa，已达泵注压力极限，要调驱除非用井口增压设备。
3 DH油藏调堵井的堵水剂优化与实施
采用耐温耐盐的封堵体系，通过目测代码法评价交联聚合物调剖体系的成胶状态，通过倒置装有交联调剖体系的试样瓶，观察凝胶舌长来直观地评价凝胶强度。根据凝胶强度代码以确定凝胶强度类型，结果表明对苯二酚-乌洛托品交联剂体系的凝胶耐温、耐盐性能优良，耐温时间可以达到5个月并且成胶后的强度较大;而酚醛树脂交联剂体系的凝胶耐温、耐盐较好，耐温时间可以达到3个月但是成胶后的强度较小，故针对DH油藏地层条件优选对苯二酚-乌洛托品交联剂体系的凝胶配方。
由于堵剂在油田现场应用时，地层水的矿化度不尽相同，不同矿化度的水对配制的交联体系的成胶状况及凝胶的稳定性产生影响。耐温聚合物的粘度随时间的推移变化平缓，20h时耐温聚合物的粘度依然稳定在100 mPa?s以上，具有较强的耐温能力。因此实际采用耐温聚合物和不耐温聚合物分子量均在500-700万，其中耐温聚合物中引入了耐温单体AMPS单体（2-丙烯酰胺基 -2- 甲基丙磺酸）。AMPS单体的引入可以大大增强聚合物的耐温能力。
参考文献：
[1]朱利明.有关相似相溶规律的讨论.大学化学[J]2003（2）：44-45
[2]赵玉武.低渗透油藏纳微米聚合物驱油实验和渗流机理研究[D].北京：中国科学院研究生院（渗流流体力学研究所）.2010.
作者简介：
李琳琳，男，1982年10月出生，2009年7月毕业于中国石油大学（华东）矿产普查与勘探专业，现于中国石油辽河油田勘探开发研究院从事油气田开发工作。
关键词：块状底水油藏;堵水技术;采收率
DH油藏CⅢ段储层属海滩沉积的前滨和临滨微相沉积，砂岩沉积厚度250m，岩性为石英砂岩，砂体走向平行于构造走向，东河砂岩纵向上可分为10个岩性段。DH油藏具有统一油水界面和压力系统，其油藏类型为块状底水油藏。
对研究区统计各种岩性的发育程度，通过9口取心井行岩心观察结果表明，DH1井区东河砂岩主要为灰白色或绿灰色（含油为棕褐色）细砂岩、粉砂岩。其顶部有薄层砾岩，中上部主要为细砂岩，下部为细砂岩夹薄层粉砂岩。
东河砂岩石英含量41.8%～85%，平均71.7%;长石含量1%～22%，平均5.7%;岩屑含量9%～38%，平均22.6%。井区内岩性主要分为长石岩屑质石英砂岩、岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩。通过X衍射，东河1井区粘土矿物绝对含量低于5%，其中主要粘土矿物为高岭石、伊利石、伊蒙混层和绿泥石。
1 油藏特征及开发规律
1.1隔夹层特征
CⅢ油藏各小层之间隔夹层较发育，夹层岩性为泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、泥灰质粉砂岩三种类型。夹层单层厚度较小，主要在0.5m以内，除7砂层组顶部夹层分布较广外，其余夹层横向连续性较差。其中21、22小层顶部夹层发育在西北部，呈条带状分布，以泥质夹层为主，个别井发育泥灰质夹层，分布范围在2-3个井距;51小层顶部发育泥质和泥灰质夹层，泥质夹层自北东向南西呈条带状发育，走向与砂体展布方向一致，泥灰质夹层呈席状、块状发育在泥质夹层两侧，井区西南部区域不发育夹层;52、53小层顶部夹层在中部及南部发育，6砂层组顶夹层分布范围小，仅在中部及北部局部井点处分布。
1.2开发特征及规律
DH1井区石炭系东河砂岩油藏共有油水井40口，其中油井30口，注水井10口。油藏采油曲线所示，近几年油水井开井数稳定，日产液、日产油呈快速递减趋势，综合含水率快速上升。
（1）产量递减大。全油藏产量递减大，最高递减率达到22.7%，2010年后无新井接替，含水上升及高产井异常是主控因素。
（2）含水上升加快。全油藏进入中高含水阶段，含水上升速度快，2010年至2013年含水上升率都超过5%，最高年含水上升速度达到7.4%。
（3）注水利用率降低。注水无效循环增大：存水率、水驱指数下降，耗水指数上升，注入水利用率降低III类水平，水驱状况差：开发调整效果2000年显著，2007年低于预期，目前急剧变差。
（4）优势通道普遍发育。根据优势通道识别结果可知，该油藏共发育38条优势通道，其中C21小层共发育7组优势通道，发育类型分别为为优势通道顺层发育型和优势通道本层向下发育型。C22小层共发育3组优势通道，发育类型为优势通道本层向上发育型。C31小层共发育7组优势通道，发育类型分别为优势通道顺层发育型、优势通道本层向上发育型和优势通道本层向下发育型。
2 DH油藏调堵选井选层的优化与实施
根据DH油藏实际情况制定如下油水井调剖堵水选井原则。
选取水井调驱井：①该注水井目前井况是否正常，有无套损;②该注水井是否发育优势通道;③该注水井注水层位是否位于油水界面之上;④该注水井固井质量好，发育隔夹层，无窜槽和层间窜漏现象;⑤对应的油井窜流类型是否为注入水窜流。
选取油井堵水井：①该生产井目前井况是否正常，有无套损;②该生产井产能低，是否处于中高含水阶段;③该生产井是否已经发育优势通道，以及水窜类型是否为注入水窜流;④该生产井周围的隔夹层是否发育;⑤ 该生产井其它層剩余油潜力是否高。
以 DH1-7-8注水井为例具体阐述，DH1-7-8在1994年5月投注，2016年1月注水层位为C13-6。
调驱的有利因素是吸水剖面不均匀：主要吸水层位为4砂层组，需要调整同时发育一定程度的窜流通道：1-7-8井和1-6-8、1-7-7、1-7-12和1-7-7T井之间都发育优势通道。
调驱的不利因素包括①井间隔夹层不发育：1-7-8和对应油井间的隔夹层大多属于部分遮挡型。②注水井调驱层位在油水界面之下：DH1-7-8井的C21～6层目前在油水界面之下。③对应的生产井优势通道状态：生产井目前的优势通道多为曾经发育。④注采井距过大：DH1-7-8井注采井距都比较大。⑤注水压力过高：25～30MPa，已达泵注压力极限，要调驱除非用井口增压设备。
3 DH油藏调堵井的堵水剂优化与实施
采用耐温耐盐的封堵体系，通过目测代码法评价交联聚合物调剖体系的成胶状态，通过倒置装有交联调剖体系的试样瓶，观察凝胶舌长来直观地评价凝胶强度。根据凝胶强度代码以确定凝胶强度类型，结果表明对苯二酚-乌洛托品交联剂体系的凝胶耐温、耐盐性能优良，耐温时间可以达到5个月并且成胶后的强度较大;而酚醛树脂交联剂体系的凝胶耐温、耐盐较好，耐温时间可以达到3个月但是成胶后的强度较小，故针对DH油藏地层条件优选对苯二酚-乌洛托品交联剂体系的凝胶配方。
由于堵剂在油田现场应用时，地层水的矿化度不尽相同，不同矿化度的水对配制的交联体系的成胶状况及凝胶的稳定性产生影响。耐温聚合物的粘度随时间的推移变化平缓，20h时耐温聚合物的粘度依然稳定在100 mPa?s以上，具有较强的耐温能力。因此实际采用耐温聚合物和不耐温聚合物分子量均在500-700万，其中耐温聚合物中引入了耐温单体AMPS单体（2-丙烯酰胺基 -2- 甲基丙磺酸）。AMPS单体的引入可以大大增强聚合物的耐温能力。
参考文献：
[1]朱利明.有关相似相溶规律的讨论.大学化学[J]2003（2）：44-45
[2]赵玉武.低渗透油藏纳微米聚合物驱油实验和渗流机理研究[D].北京：中国科学院研究生院（渗流流体力学研究所）.2010.
作者简介：
李琳琳，男，1982年10月出生，2009年7月毕业于中国石油大学（华东）矿产普查与勘探专业，现于中国石油辽河油田勘探开发研究院从事油气田开发工作。