调剖工艺技术应用效果评价
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油田自东向西随着埋深的增加，物性逐步变差。 储层平均孔隙度３０．４－－－．１８．９％，平均渗透率６９４＂一
１１９Ｘ１０—３Ｆｍ２。
１．３储层胶结程度较弱 以泥质胶结为主，为强水敏储层，储层处于出砂
边缘。 １．４储层平面和层内非均质程度严重，层间非均质 程度差异较小
储层平面非均质系数２．９９，变异系数０．７３，接近 中等非均质储层；层内非均质系数３．２５，变异系数 ０．７４。储层层问非均质系数１．１１～１．２９，变异系数０．
区块注水后，由于储层连通状况好，水驱控制程 度高（达８８％），油井见效时间短，一般４—１２个月， 平均见效时间８个月，见效到见水时间一般在７个 月，水线推进速度为ｌＯ一－－２０ｍ／ｍｏｎ；油井见效后，日 产液量、日产油量保持相对稳定或略有上升，动液面 明显回升，见效初期含水保持相对稳定，见注入水后 含水上升加快（见图１），需提液来增大生产压差，控 制含水，提高单井产量，在吸水强度达到２．５ｍ３／ｄ．ｍ 以上时，井组累计注采比达到０．３以上时，对应油井 逐渐表现出受效特征。
鲁２块储层为三叠系中统克拉玛依组（Ｔ。ｋ。）， 纵向上有两套油水组合，Ｉ、Ｉ组各为一套，有不同 的油水界面，油层集中分布在Ｉ砂岩组，单井平均有 效厚度为６３．６ｍ，为边水块状超深层稠油油藏。其油
藏具有以下特征； １．１ 油层埋藏深，地温梯度小
鲁克沁油藏埋深２７００ｍ～３４００ｍ｝地层压力系 数１．０２～１．０５，属正常压力系统；地层温度７６～ ９７℃，地温梯度２．５＂Ｃ／１００ｍ左右，为异常低温系 统。 １．２储层物性相对较好，为中高孔中高渗，但物性 差异较大
深部堵井组北东东向、北西西向的渗流通道，提 高注水效率；将粘度大于或与地下原油粘度相当的 调驱荆注入水波及区域，改善注水平面矛盾，增加波 及面积，提高井组产量。 ４．２调剖剂的选择及性能 ４．２．１调剖剂优选
调剖剂作为封堵剂时要注得进、堵得住，达到封 堵高渗透的窜流通道、大孔道的目的，并尽可能减少 对基质渗透率的伤害；对调剖剂介质同样要求有良
当温度低于６０＂Ｃ后，随温度降低，原油粘度迅速 增加；地层温度下，鲁克沁原油流动类型属屈服假塑 性流体，当温度高于９０℃时，流动形态逐渐向牛顿流 动过度。 ２油田注水开发情况
根据油田开发方案设计，鲁２块采用２００ｍ正方 形反九点注采井网开采，方案设计钻井１５口。２０００ 年开展产能建设，２００３年完成开发钻井１２口，最大 日产水平１４０ｔ／ｄ左右，平均单井日产水平为１１．７ｔ／ ｄ，采油速度０．８％，随后产量逐年下降。根据地层压 力测试资料计算，区块弹性产率仅为１×１０‘ｔ／ＭＰａ。 为了有效遏制区块产量快速递减，提高采收率，２００３ 年７月至２００５年１０月，分别对区块鲁３－－７、鲁２—５、 鲁１—７等３口井实施了转注，２００８－－－２００９年加密钻 井９口，转注３口，油田形成了６注１８采的注采井网。
１２０００ｒａｇ／１的地层水下能稳定存在６－－－－１２个月。通 过优选，选择“酚醛树脂冻胶体系＋高强度复合有机 交联冻胶”段塞组合封堵，采用聚丙稀酰胺溶液进行 顶替。
油田丽黯Ｋ（ｍＤ）裟：注粪：ｒ 衰１
油田 中（％’
国内稠油油田调剖情况调研表
度ｍＰａ．ｓ
存在问题
删策嚣黼的 技术对策
调剖目的 类型
酬舫 调剖剂配方
２０１１年第３期
内蒙古石油化工
１１１
调剖工艺技术应用效果评价
唐学权
（吐哈油田分公司，新疆部善８３８２０２）
摘要：鲁克沁油田是国内超深稠油油田，由于粘度高、埋藏深，其开发难度堪称世界级难题。２００３ 年鲁克沁油田鲁２块投入注水开发，取得了较好的开发效果。随着注水开发的深入，部分井水窜严重，指 进现象突出，对应油井含水上升速度加快，剖面及层内矛盾加剧，影响油田注水开发效果。针对这一矛 盾，调研了国内稠油油田调剖工艺现状，首先对鲁２块注水矛盾比较突出的鲁２—５注水井组进行了调剖 工艺研究，并现场应用，取得了较好的井组降液及增产效果，为油田后续开展水井调剖改善水驱效果开 辟了先河，具有广阔的推广及应用前景。
囊效菜羹
２２３～３０００注入水方向性突进薯蒡㈣冻胶 河南１０＂－＇３４．２ ８１１～６９７９
０．６％ＨＰＡＭ＋交联剂 （ｏ．０４％Ａ＋０．１６％Ｂ） 好
＋ｐＨ值调节剂
胜利
２９－－－３１
１．７１３
注入水单向突进， ／
边底水锥进
华北 １：；ｊ了
克拉玛依２１～３０
３；：：＿
１８０＂－＇１７８０
芑二：
／
层问矛盾突出，水 。调、控、提”相结
驱效率低，存在突 合，控制产液．改变
进和指进现象
驱替和液流方向
非均质性和气窜干扰改善吸汽剖面，提
严重，剖面动用差 高蒸汽波及效果
高渗透带’ｏ．９‰～１．０％ＱＨＰＡＭ
冻眨溅漱掣一般
…叭¨一啪笔辫改”燃………ｑ沫 懑Ｐ糕ＡＭ，酚好
井口温度上升
；茬赢苍磊矿
４．２．２调剖剂用量确定
根据注采反应时间和调剖前日注水量设计调剖
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１１４
内蒙古石油化工
２０１１年第３期
３４０６．７４ｍ３，顶替液量１２１．２８ｍ３，施工参数见表６。施
工排量在０．４８—４．９６ｍ３／ｈ，旋工压力由２．５ＭＰａ上
升为２０ＭＰａ，爬坡压力１４．５ＭＰａ（起始压力以稳定施
工压力５．５ＭＰａ计算爬坡压力），有效封堵了高渗流
关键词：超深稠油；调剖工艺；应用效果；鲁克沁油田 中图分类号；ＴＥ３４５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２０１１）０３一０１１１一０４
鲁克沁油田是吐哈油田于１９９６年发现的超深 层稠油油田。由于油层埋藏深（一２３００ｍ～一 ３７００ｍ），原油粘度大（５０℃地面原油粘度可达９５６９ 一，２５５７０ｍＰａ．ｓ，地下原油粘度为１５４＂＂５２６ｍＰａ．ｓ）， 油田开发难度大。研究表明油田衰竭式开采采收率 仅为３．８％，注水开发是经济技术条件下可行的开发 方式，可以大大提高采收率［１］。２００３年鲁２块投入注 水开发，注入介质为常温清水，半年后注水开始见 效，区块连续５年保持稳产，注水开发效果显著。在 鲁２块试注取得成功前提下，油田注水规模逐步扩 大，油田各区块全面投入了注水开发。但随着注水开 发的深入，部分井水窜严重，指进现象突出，对应油 井含水上升速度加快，剖面及层内矛盾加剧，影响油 田注水开发效果［２］。针对这一矛盾，技术人员调研了 国内稠油油田调剖工艺现状，首先对鲁２块注水矛 盾比较突出的鲁２—５注水井组进行了调剖工艺研 究，并现场应用，取得了较好的井组降液及增产效 果，为油田后续开展水井调剖改善水驱效果开辟了 先河，具有广阔的推广及应用前景。 １油田地质概况
ＺＯ
２．５６
２ｌ，４４
４．２．７实施效果 ①水井端效果分析。调剖后水井端注水压力上
升１５ＭＰａ，视吸水指数下降２４．７ｍ３／ｄ／ＭＰａ（见表 ７）。从调剖前后水井剖面测试分析，注水层位上段注 水量得到了明显加强，满足了油藏开发要求。
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唐学权调剖工艺技术应用效果评价
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好的注入特性，即基液粘度不能太高（太高会影响液 体泵送），同时在地层中要求粘度达到或大于地层原 油粘度（５２６ｍＰａ．ｓ），能实现调剖剂的活塞式驱替； 调剖剂在４０～６５＂Ｃ的温度区间、矿化度大于
规模，调剖剂总量＝注采反应时间×日注水量×１／３
或１／２，确定鲁２—５井调剖量为３５００ｍ３（见表３）。
表３
鲁２－－５井谓剖剂用量设计
４．２．３顶替液量确定 过顶替是指超过地层渗透面的顶替。调剖时必
须用过顶替液过顶替至离井眼３ｍ以外的地带，过 顶替液的粘度必须大于或等于被顶替液的粘度。
过顶替液用量由下式计算； Ｖ＝ｎＲ２ｈ弘ｐ≈１２０ｍ３ ４．２．４调剖剂段塞注入量设计［Ｉ］ 采用有机酚醛冻胶作为第一段塞段塞１０００ｍ３， 第二段塞采用不同主剂浓度形成高强度复合交联冻 胶２５００ｍ３，达到有效封堵高渗流通道的目的，各段 塞调剖剂用量与浓度需根据现场施工爬坡压力上升 幅度情况随时进行调整。为防止后续注入水突破调 剖剂段塞，影响调剖剂性能，采用６０００ＰＰｍ的聚丙
烯酰胺溶液１２０ｍ３作为顶替液，将聚丙烯酰胺溶液
从井筒中替出，确保注水井具有一定的注水能力（见
表４）。
表４
鲁２—５井调剖段塞设计表
注入量
段塞
调剖荆
（ｍ３）
苎二垦塞堕壁塑堕堡壁垒！堑墨里堕堕堕±！：！堑查堡墅壁±生！堑堡量型！唑
雠燃燃舞黑慧虽
栅酾臀黼 ¨臁丙Ｐ藏 ：
４．２．５排量设计 鲁２—５井最大注水压力为８ＭＰａ，对应注水量
２．－一０．３。
１．５ 鲁克沁稠油具有高密度、高粘度、高凝固点的 特点
５０＂Ｃ时，地面脱气脱水原油粘度为６７７３～ ２５５７０ｍＰａ．ｓ，地层条件下原油粘度为５２６～
收稿日期：２０１０一１２—１５ 作者简介：唐学权（１９７６一），男，工程师，１９９９年毕业于西南石油学院石油工程专业，现任吐哈油田公司吐鲁番采油厂
第一段塞酚醛树脂冻胶
耥塞裂瀛 嫩颗鬻激
４０００ ４０００ ３０００ ２５００ ４０００
／
２．５－ＩＩ．０．４８—３．８４ １７５２．４８
１１一１８．５ Ｏ．８—４．９６ ２３５．８４
１８—２０ ｏ－８—３．８４ ６８６．４２
１７．５—２０１．１２—４．８ ６１０．７２
１９．５一Ｚ０１·９２—２·７２ １２１，２８顶替菠
日拄水量油压视吸水指敷Ｈ注水量油压视吸水指数日注水量油压视吸水指数 （ｍ３／ｄ）（ＭｈＸｍ３／ｄ，ＭＰａ）（ｍ３／ｄ）（ＭＰａＸｍ３／ｄ／￣胁）（ｍ３／ｄ）（ＭＰａＸｍ３／ｄ／ＭＰａ）
渭前产状（１１．１８） 目前产状（５．５）
对比
井号日产藏日产油含承日产液日产油古水日产渍日产油含未备注
（ｍ３／ｄ）（ｔ／ｄ）（｝；）（ｍ３／ｄ）（ｔ／ｄ）（，ｆ）（ｍ３／ｄ）（ｔ／ｄ）（｝ｉ）
图１鲁２－－７井油曲线
由于区块储层平面非均质性严重，在储层物性 相对较好注入水方向的油井容易造成注入水突破， 油井供液能力不断增强，其产出水矿化度呈不断下
降趋势，导致油井高含水甚至水淹，对应注水井注入 压力低，一般５＂－＇８ＭＰａ，致使注水波及面积小，驱油 效果差，水驱采收率低。区块鲁２—５井注水对应的 鲁３—５井就是注入水突破井。
２２０ｍ３／ｄ，储层破裂压力折算到井口的压力为１５． ８ＭＰａ，考虑调剖后提压注水，因此调剖施工压力控 制在１４ＭＰａ以下，注入调剖剂排量设计为１００—
２００ｍ３／ｄ（见表５）。 ４．２．６现场实施
０８年１１月１９日－－－０９年１月１２日对鲁２－－５井 开展了现场调剖试验，历时５６天，累计注入调剖剂
油藏工程室副主任，从事油气田开发工作．
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１５０ｍＰａ．ｓ，原油密度０．９５～０．９７９／ｃｍ３，凝固点１７～
３６℃。 １．６原油粘温特性及流动性研究表明，鲁克沁原油 粘度受温度影响较大
鲁２—５井２００５年１０月投注，对应油井鲁３—５ 井２００６年２月见效，４月见水。见效后油井动液面迅 速由２０００ｍ上升至５００ｍ，产出水矿化度由 １１０００ｍｇ／ｌ下降至３５００ｍｇ／ｌ。至２００８年１１月，鲁３ －－５井经过提液，日产液６７ｍ３／ｄ，含水高达９１％，此 时鲁２－－５井日注２２０ｍ３，注入压力仅为５ＭＰａ。该井 组在鲁３－－５井水线突进的同时，在鲁２２－－５、鲁２１— ４、鲁１—４方向（图２）也不同程度突进，表现为油井 供液能力增强，采出水矿化度不断下降。在此形势 下，对鲁２—５井调剖是势在必行。
图２
３国内稠油油田水井调剖技术调研 国内目前针对稠油油藏注水开发的油田有河南
油田、胜利油田以及华北油田（见表１），调剖剂以冻 胶为主；针对稠油油藏注蒸汽开发的油田有克拉玛 依油田及辽河油田，调剖剂以泡沫为主【副。结合油藏
储层及原油物性，河南油田与鲁克沁油田鲁２块比
较相似。 ４鲁２—５井调剖工艺研究与实施效果 ４．１调剖思路
通道。
表５
Ｉ－２—５井溷剀施工参数设计襄
调剖层位ＴｚＫ
调剖剂总量（ｍ３） ３５００
调剂剂 有机酚醛树脂＋有机铬冻胶注入压力（ＭＰａ）＜１４
挤注捧量（ｍ３／ｈ）４—８
日注（ｍ３／ｄ） １００～２００
预计麓工时问（ｄ）
２Ｓ
麓工设备
注入方式 调制累
油管注入
衰７ 鲁２～５井调剖前后注人参数对比衰
竭曾
目前
对比
１１９Ｘ１０—３Ｆｍ２。
１．３储层胶结程度较弱 以泥质胶结为主，为强水敏储层，储层处于出砂
边缘。 １．４储层平面和层内非均质程度严重，层间非均质 程度差异较小
储层平面非均质系数２．９９，变异系数０．７３，接近 中等非均质储层；层内非均质系数３．２５，变异系数 ０．７４。储层层问非均质系数１．１１～１．２９，变异系数０．
区块注水后，由于储层连通状况好，水驱控制程 度高（达８８％），油井见效时间短，一般４—１２个月， 平均见效时间８个月，见效到见水时间一般在７个 月，水线推进速度为ｌＯ一－－２０ｍ／ｍｏｎ；油井见效后，日 产液量、日产油量保持相对稳定或略有上升，动液面 明显回升，见效初期含水保持相对稳定，见注入水后 含水上升加快（见图１），需提液来增大生产压差，控 制含水，提高单井产量，在吸水强度达到２．５ｍ３／ｄ．ｍ 以上时，井组累计注采比达到０．３以上时，对应油井 逐渐表现出受效特征。
鲁２块储层为三叠系中统克拉玛依组（Ｔ。ｋ。）， 纵向上有两套油水组合，Ｉ、Ｉ组各为一套，有不同 的油水界面，油层集中分布在Ｉ砂岩组，单井平均有 效厚度为６３．６ｍ，为边水块状超深层稠油油藏。其油
藏具有以下特征； １．１ 油层埋藏深，地温梯度小
鲁克沁油藏埋深２７００ｍ～３４００ｍ｝地层压力系 数１．０２～１．０５，属正常压力系统；地层温度７６～ ９７℃，地温梯度２．５＂Ｃ／１００ｍ左右，为异常低温系 统。 １．２储层物性相对较好，为中高孔中高渗，但物性 差异较大
深部堵井组北东东向、北西西向的渗流通道，提 高注水效率；将粘度大于或与地下原油粘度相当的 调驱荆注入水波及区域，改善注水平面矛盾，增加波 及面积，提高井组产量。 ４．２调剖剂的选择及性能 ４．２．１调剖剂优选
调剖剂作为封堵剂时要注得进、堵得住，达到封 堵高渗透的窜流通道、大孔道的目的，并尽可能减少 对基质渗透率的伤害；对调剖剂介质同样要求有良
当温度低于６０＂Ｃ后，随温度降低，原油粘度迅速 增加；地层温度下，鲁克沁原油流动类型属屈服假塑 性流体，当温度高于９０℃时，流动形态逐渐向牛顿流 动过度。 ２油田注水开发情况
根据油田开发方案设计，鲁２块采用２００ｍ正方 形反九点注采井网开采，方案设计钻井１５口。２０００ 年开展产能建设，２００３年完成开发钻井１２口，最大 日产水平１４０ｔ／ｄ左右，平均单井日产水平为１１．７ｔ／ ｄ，采油速度０．８％，随后产量逐年下降。根据地层压 力测试资料计算，区块弹性产率仅为１×１０‘ｔ／ＭＰａ。 为了有效遏制区块产量快速递减，提高采收率，２００３ 年７月至２００５年１０月，分别对区块鲁３－－７、鲁２—５、 鲁１—７等３口井实施了转注，２００８－－－２００９年加密钻 井９口，转注３口，油田形成了６注１８采的注采井网。
１２０００ｒａｇ／１的地层水下能稳定存在６－－－－１２个月。通 过优选，选择“酚醛树脂冻胶体系＋高强度复合有机 交联冻胶”段塞组合封堵，采用聚丙稀酰胺溶液进行 顶替。
油田丽黯Ｋ（ｍＤ）裟：注粪：ｒ 衰１
油田 中（％’
国内稠油油田调剖情况调研表
度ｍＰａ．ｓ
存在问题
删策嚣黼的 技术对策
调剖目的 类型
酬舫 调剖剂配方
２０１１年第３期
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调剖工艺技术应用效果评价
唐学权
（吐哈油田分公司，新疆部善８３８２０２）
摘要：鲁克沁油田是国内超深稠油油田，由于粘度高、埋藏深，其开发难度堪称世界级难题。２００３ 年鲁克沁油田鲁２块投入注水开发，取得了较好的开发效果。随着注水开发的深入，部分井水窜严重，指 进现象突出，对应油井含水上升速度加快，剖面及层内矛盾加剧，影响油田注水开发效果。针对这一矛 盾，调研了国内稠油油田调剖工艺现状，首先对鲁２块注水矛盾比较突出的鲁２—５注水井组进行了调剖 工艺研究，并现场应用，取得了较好的井组降液及增产效果，为油田后续开展水井调剖改善水驱效果开 辟了先河，具有广阔的推广及应用前景。
囊效菜羹
２２３～３０００注入水方向性突进薯蒡㈣冻胶 河南１０＂－＇３４．２ ８１１～６９７９
０．６％ＨＰＡＭ＋交联剂 （ｏ．０４％Ａ＋０．１６％Ｂ） 好
＋ｐＨ值调节剂
胜利
２９－－－３１
１．７１３
注入水单向突进， ／
边底水锥进
华北 １：；ｊ了
克拉玛依２１～３０
３；：：＿
１８０＂－＇１７８０
芑二：
／
层问矛盾突出，水 。调、控、提”相结
驱效率低，存在突 合，控制产液．改变
进和指进现象
驱替和液流方向
非均质性和气窜干扰改善吸汽剖面，提
严重，剖面动用差 高蒸汽波及效果
高渗透带’ｏ．９‰～１．０％ＱＨＰＡＭ
冻眨溅漱掣一般
…叭¨一啪笔辫改”燃………ｑ沫 懑Ｐ糕ＡＭ，酚好
井口温度上升
；茬赢苍磊矿
４．２．２调剖剂用量确定
根据注采反应时间和调剖前日注水量设计调剖
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３４０６．７４ｍ３，顶替液量１２１．２８ｍ３，施工参数见表６。施
工排量在０．４８—４．９６ｍ３／ｈ，旋工压力由２．５ＭＰａ上
升为２０ＭＰａ，爬坡压力１４．５ＭＰａ（起始压力以稳定施
工压力５．５ＭＰａ计算爬坡压力），有效封堵了高渗流
关键词：超深稠油；调剖工艺；应用效果；鲁克沁油田 中图分类号；ＴＥ３４５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２０１１）０３一０１１１一０４
鲁克沁油田是吐哈油田于１９９６年发现的超深 层稠油油田。由于油层埋藏深（一２３００ｍ～一 ３７００ｍ），原油粘度大（５０℃地面原油粘度可达９５６９ 一，２５５７０ｍＰａ．ｓ，地下原油粘度为１５４＂＂５２６ｍＰａ．ｓ）， 油田开发难度大。研究表明油田衰竭式开采采收率 仅为３．８％，注水开发是经济技术条件下可行的开发 方式，可以大大提高采收率［１］。２００３年鲁２块投入注 水开发，注入介质为常温清水，半年后注水开始见 效，区块连续５年保持稳产，注水开发效果显著。在 鲁２块试注取得成功前提下，油田注水规模逐步扩 大，油田各区块全面投入了注水开发。但随着注水开 发的深入，部分井水窜严重，指进现象突出，对应油 井含水上升速度加快，剖面及层内矛盾加剧，影响油 田注水开发效果［２］。针对这一矛盾，技术人员调研了 国内稠油油田调剖工艺现状，首先对鲁２块注水矛 盾比较突出的鲁２—５注水井组进行了调剖工艺研 究，并现场应用，取得了较好的井组降液及增产效 果，为油田后续开展水井调剖改善水驱效果开辟了 先河，具有广阔的推广及应用前景。 １油田地质概况
ＺＯ
２．５６
２ｌ，４４
４．２．７实施效果 ①水井端效果分析。调剖后水井端注水压力上
升１５ＭＰａ，视吸水指数下降２４．７ｍ３／ｄ／ＭＰａ（见表 ７）。从调剖前后水井剖面测试分析，注水层位上段注 水量得到了明显加强，满足了油藏开发要求。
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唐学权调剖工艺技术应用效果评价
１１３
好的注入特性，即基液粘度不能太高（太高会影响液 体泵送），同时在地层中要求粘度达到或大于地层原 油粘度（５２６ｍＰａ．ｓ），能实现调剖剂的活塞式驱替； 调剖剂在４０～６５＂Ｃ的温度区间、矿化度大于
规模，调剖剂总量＝注采反应时间×日注水量×１／３
或１／２，确定鲁２—５井调剖量为３５００ｍ３（见表３）。
表３
鲁２－－５井谓剖剂用量设计
４．２．３顶替液量确定 过顶替是指超过地层渗透面的顶替。调剖时必
须用过顶替液过顶替至离井眼３ｍ以外的地带，过 顶替液的粘度必须大于或等于被顶替液的粘度。
过顶替液用量由下式计算； Ｖ＝ｎＲ２ｈ弘ｐ≈１２０ｍ３ ４．２．４调剖剂段塞注入量设计［Ｉ］ 采用有机酚醛冻胶作为第一段塞段塞１０００ｍ３， 第二段塞采用不同主剂浓度形成高强度复合交联冻 胶２５００ｍ３，达到有效封堵高渗流通道的目的，各段 塞调剖剂用量与浓度需根据现场施工爬坡压力上升 幅度情况随时进行调整。为防止后续注入水突破调 剖剂段塞，影响调剖剂性能，采用６０００ＰＰｍ的聚丙
烯酰胺溶液１２０ｍ３作为顶替液，将聚丙烯酰胺溶液
从井筒中替出，确保注水井具有一定的注水能力（见
表４）。
表４
鲁２—５井调剖段塞设计表
注入量
段塞
调剖荆
（ｍ３）
苎二垦塞堕壁塑堕堡壁垒！堑墨里堕堕堕±！：！堑查堡墅壁±生！堑堡量型！唑
雠燃燃舞黑慧虽
栅酾臀黼 ¨臁丙Ｐ藏 ：
４．２．５排量设计 鲁２—５井最大注水压力为８ＭＰａ，对应注水量
２．－一０．３。
１．５ 鲁克沁稠油具有高密度、高粘度、高凝固点的 特点
５０＂Ｃ时，地面脱气脱水原油粘度为６７７３～ ２５５７０ｍＰａ．ｓ，地层条件下原油粘度为５２６～
收稿日期：２０１０一１２—１５ 作者简介：唐学权（１９７６一），男，工程师，１９９９年毕业于西南石油学院石油工程专业，现任吐哈油田公司吐鲁番采油厂
第一段塞酚醛树脂冻胶
耥塞裂瀛 嫩颗鬻激
４０００ ４０００ ３０００ ２５００ ４０００
／
２．５－ＩＩ．０．４８—３．８４ １７５２．４８
１１一１８．５ Ｏ．８—４．９６ ２３５．８４
１８—２０ ｏ－８—３．８４ ６８６．４２
１７．５—２０１．１２—４．８ ６１０．７２
１９．５一Ｚ０１·９２—２·７２ １２１，２８顶替菠
日拄水量油压视吸水指敷Ｈ注水量油压视吸水指数日注水量油压视吸水指数 （ｍ３／ｄ）（ＭｈＸｍ３／ｄ，ＭＰａ）（ｍ３／ｄ）（ＭＰａＸｍ３／ｄ／￣胁）（ｍ３／ｄ）（ＭＰａＸｍ３／ｄ／ＭＰａ）
渭前产状（１１．１８） 目前产状（５．５）
对比
井号日产藏日产油含承日产液日产油古水日产渍日产油含未备注
（ｍ３／ｄ）（ｔ／ｄ）（｝；）（ｍ３／ｄ）（ｔ／ｄ）（，ｆ）（ｍ３／ｄ）（ｔ／ｄ）（｝ｉ）
图１鲁２－－７井油曲线
由于区块储层平面非均质性严重，在储层物性 相对较好注入水方向的油井容易造成注入水突破， 油井供液能力不断增强，其产出水矿化度呈不断下
降趋势，导致油井高含水甚至水淹，对应注水井注入 压力低，一般５＂－＇８ＭＰａ，致使注水波及面积小，驱油 效果差，水驱采收率低。区块鲁２—５井注水对应的 鲁３—５井就是注入水突破井。
２２０ｍ３／ｄ，储层破裂压力折算到井口的压力为１５． ８ＭＰａ，考虑调剖后提压注水，因此调剖施工压力控 制在１４ＭＰａ以下，注入调剖剂排量设计为１００—
２００ｍ３／ｄ（见表５）。 ４．２．６现场实施
０８年１１月１９日－－－０９年１月１２日对鲁２－－５井 开展了现场调剖试验，历时５６天，累计注入调剖剂
油藏工程室副主任，从事油气田开发工作．
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内蒙古石油化工
２０１１年第３期
１５０ｍＰａ．ｓ，原油密度０．９５～０．９７９／ｃｍ３，凝固点１７～
３６℃。 １．６原油粘温特性及流动性研究表明，鲁克沁原油 粘度受温度影响较大
鲁２—５井２００５年１０月投注，对应油井鲁３—５ 井２００６年２月见效，４月见水。见效后油井动液面迅 速由２０００ｍ上升至５００ｍ，产出水矿化度由 １１０００ｍｇ／ｌ下降至３５００ｍｇ／ｌ。至２００８年１１月，鲁３ －－５井经过提液，日产液６７ｍ３／ｄ，含水高达９１％，此 时鲁２－－５井日注２２０ｍ３，注入压力仅为５ＭＰａ。该井 组在鲁３－－５井水线突进的同时，在鲁２２－－５、鲁２１— ４、鲁１—４方向（图２）也不同程度突进，表现为油井 供液能力增强，采出水矿化度不断下降。在此形势 下，对鲁２—５井调剖是势在必行。
图２
３国内稠油油田水井调剖技术调研 国内目前针对稠油油藏注水开发的油田有河南
油田、胜利油田以及华北油田（见表１），调剖剂以冻 胶为主；针对稠油油藏注蒸汽开发的油田有克拉玛 依油田及辽河油田，调剖剂以泡沫为主【副。结合油藏
储层及原油物性，河南油田与鲁克沁油田鲁２块比
较相似。 ４鲁２—５井调剖工艺研究与实施效果 ４．１调剖思路
通道。
表５
Ｉ－２—５井溷剀施工参数设计襄
调剖层位ＴｚＫ
调剖剂总量（ｍ３） ３５００
调剂剂 有机酚醛树脂＋有机铬冻胶注入压力（ＭＰａ）＜１４
挤注捧量（ｍ３／ｈ）４—８
日注（ｍ３／ｄ） １００～２００
预计麓工时问（ｄ）
２Ｓ
麓工设备
注入方式 调制累
油管注入
衰７ 鲁２～５井调剖前后注人参数对比衰
竭曾
目前
对比