自20世纪60年代以来，调剖成为陆上油田改善层内、层间矛盾的主要手段和措施之一^[1,2,3]。根据调剖剂类型，调剖技术主要分为沉淀型无机盐类、冻(凝)胶类、微生物类、体膨颗粒类、泡沫类等^[4,5,6,7]，虽然各种调剖技术都取得了一定的现场应用效果，但是每种技术均存在缺点^[8]。对于具有含油层数多且含油井段长的渤海油田^[9]，由于常规冻胶类调剖剂成胶时间短、强度大，导致处理半径有限，仅能封堵近井地带，注入水容易绕过近井封堵带进入高渗透带的水窜通道^[10]；颗粒类和泡沫类调剖剂对储层物性的适应范围有限、有效期短^[11]；微生物类调剖剂存在微生物过度生长而引起堵塞的问题^[12]，海上油田应用风险较大。海上油田调剖对调剖剂的注入性和封堵性以及施工工艺也比陆地要求严格，不能照搬陆地油田的技术经验及做法。笔者鉴于以上存在的问题，提出了分级组合深部调剖技术，以满足海上油田调剖的需求，并从理论计算、室内试验及现场实例分析3方面入手，对分级组合深部调剖技术进行了研究。

分级组合深部调剖技术中的分级是根据渗透率级差对堵剂进行分级，包括连续相的强弱分级和分散相颗粒的尺寸大小分级；组合是指连续相和分散相的组合，通过将连续相注入近井地带封堵优势通道，将分散相注入远井地带改变微观液流方向，从而达到深部调剖的目的；深部是指近井地带以远的地带，是根据注水地层的压降梯度分布曲线划分的。分级组合深部调剖是一项涉及地质、油藏、油田化学和完井等多个专业的综合技术，主要包括调剖决策、调剖体系分级组合设计和调剖注入参数设计等关键技术。

调剖决策技术主要根据注水井的压降曲线对地层中可能存在的大孔道进行预判，然后结合动态生产情况和地质特征，对油水井间的连通性进行分析，并最终选定需要调剖的注水井。

注水井井口压降曲线是指突然关井后注水井井口压力随时间的降落曲线^[13]。当注水井的注水强度相同时，压力下降的趋势与地层渗透率密切相关，地层渗透率越高，压力下降越快；反之越平缓。实际上，各注水井的注水强度并不同，而压降曲线是地层物性和注水强度的综合反映，因此，在对地层中大孔道进行判断时，必须排除注水强度的干扰，综合考虑以上因素，定义了区块整体调剖的决策参数，其表达式为：

PI^ω_t与地层渗透率反相关，其值越小，说明目前地层渗透率越高，地层中存在大孔道的概率越大，地层越需要调剖。

调剖体系中有连续相堵剂和分散相堵剂。连续相堵剂为冻胶或凝胶类，主要用于封堵地层的大孔道；分散相堵剂主要是微球、预交联颗粒和黏土等，主要用于封堵地层的孔喉。用连续相堵剂对大孔道进行封堵后，再注入分散相堵剂，分散相通过膨胀、颗粒间架桥后在地层水流通道孔喉处被捕集滞留，从而改变液流方向。不同类型堵剂的适用油藏条件及优缺点见表 1。

渤海油田油井多采用绕丝加砾石充填完井方式，对调剖体系的剪切作用强，要求调剖体系在通过剪切后仍保留有较高的强度；海上油田注入风险大，为避免调剖剂堵塞井筒，要求调剖剂成胶时间可控；分散相堵剂主要用于封堵地层孔喉，因此要求初始粒径要足够小。基于以上条件，优选渤海油田调剖体系的连续相堵剂为冻胶，分散相堵剂为冻胶微球。

根据成胶后的强度，连续相堵剂又分为强冻胶和弱冻胶，用突破真空度法来测量测定冻胶的强度，筛选出的强冻胶配方为0.4%聚合物+0.3%交联剂，终冻强度为0.07 MPa；弱冻胶配方为0.3%聚合物+0.2%交联剂，终冻强度为0.05 MPa。

通过岩心驱替试验，研究了不同强度冻胶的组合方式对最终采收率的影响，结果见表 2。

从表 2可知，先注弱冻胶、再注强冻胶组合方式的采收率提高幅度比先注强冻胶、再注弱冻胶组合方式高3.1百分点，而且考虑到海上油田对调剖剂的注入性能要求更高，避免在注入过程中发生堵塞井筒或在近井地带成胶的风险，先注弱堵剂可以起到试注的作用，综合考虑以上因素，先注弱堵剂、再注强堵剂是较优的组合方式。

冻胶微球是采用不同聚合方法得到的粒度从纳米级到毫米级的冻胶分散体。通过加入不同材料共聚，调整交联比、水相比等，可以控制微球的性能，其中，冻胶微球的粒度与地层孔隙直径的匹配是保证良好注入性和封堵性的基础。

根据Abrams暂堵理论^[14]，形成了微球尺寸的优选方法，用以确定微球的初始粒径和最小膨胀粒径：颗粒初始粒径小于1/7倍孔喉直径时可自由通过地层，不形成固相堵塞；膨胀后的最小粒径尺寸大于1/3倍孔喉直径时在地层表面形成外滤饼，具有一定的封堵性能。

微球膨胀后直径与地层孔喉直径的匹配关系由核孔膜试验确定，试验结果见图 1。从图 1可以看出，孔喉直径与膨胀后微球直径比的最佳范围为0.75~1.50，考虑到微球在受压条件下的膨胀性能和黏弹性的损失，并结合微球自身的稳定性，选择最佳直径比为1.00。

图 1 不同孔喉与微球直径比下的封堵率 Fig. 1 Plugging rate under different ratios of pore throat to microsphere diameter

图选项

采用填砂岩心模型对不同粒径微球的注入顺序进行了试验研究，其中小粒径微球的初始粒径为0.05～0.50 μm，大粒径微球的初始粒径为0.50～3.00 μm，膨胀倍数都大于10倍，试验结果见表 3。从表 3可见，先注大粒径、再注小粒径的采收率提高幅度比先注小粒径、再注大粒径高4.1百分点，分析其原因是:注入大颗粒首先封堵相对高渗透带，后续注入的小颗粒进入深部，封堵次一级孔道，两者的协同效应提高了波及体积;而先注入小颗粒、后注入大颗粒，前面注入的小颗粒由于粒径小、易变形，沿高渗条带被冲走，未发挥有效作用，因此最终采收率低。

在调剖过程中，在高渗层注入堵剂越多，封堵距离越远，越有利于扩大注入水的波及体积和改善水驱开发效果。调剖剂的总用量估算公式为^[15]：

连续相调剖剂用量计算公式为：

注入连续相调剖剂后，需要注入过顶替液，将连续相调剖剂顶替出井眼至少3.0 m以外的距离，减小恢复注水后的注水压力。过顶替液用量计算公式为：

分散相调剖剂用量为总调剖剂用量减去连续相调剖剂和过顶替液用量。

渤海S油田A区井位分布如图 2所示。该区于2001年11月进行注水开发，地层原油黏度高，地层非均质性严重，随着注水开发的不断深入，层间矛盾逐步暴露，油层的动用程度不断降低，含水上升速度加快，目前整个区块的综合含水率为78%，个别油井已处于高或特高含水期，因此必须对该区块进行调剖，以减少注入水无效循环，改善油田的开发效果。

图 2 渤海S油田A区井位 Fig. 2 Well location in Block A,Bohai S Oilfield

图选项

对A区9口注水井进行了压降曲线测试，结果如图 3所示。

图 3 渤海S油田A区注水井井口压降曲线 Fig. 3 Wellhead pressure drop curve of water injection wells,Block A,Bohai S Oilfield

图选项

将井口压降曲线数据及其他相关数据代入式(1)，计算出每口注水井的PI^ω_t，结果见表 4。

从表 4可以看出，A区PI¹⁰₉₀平均只有4.09 MPa，通常认为PI^ω_t低于10 MPa时就需要调剖，而且不需要每口注水井都调剖，通常PI^ω_t低于区块注水井平均PI^ω_t的注水井为适宜调剖井，因此筛选出低于4.09 MPa的注水井有A7、A5、A1、A3、A29井。但是A7井和A29井注水压力为10 MPa左右，调剖后压力上升空间小；A1井位于区块边部，对应油井少，且靠近断层；A5井和A3井的井网完善，与周边油井连通性好，其中A3井与对应油井平均连通厚度24.5 m，连通率74.5%，A5井与对应油井平均连通厚度24.9 m，连通率64.3%。同时，结合前期吸水剖面测试结果(见图 4、图 5)，可以看出2口井在纵向上吸水不均匀，非均质性严重。综合考虑后，认为该区块的A3井和A5井需要调剖。

图 4 A3井吸水剖面测试解释结果 Fig. 4 Test interpretation results of injection profile for Well A3

图选项

图 5 A5井吸水剖面测试解释结果 Fig. 5 Test interpretation results of injection profile for Well A5

图选项

通过分析目前较成熟的堵剂的优缺点，筛选出适合渤海S油田A区的连续相堵剂为冻胶，分散相堵剂为微球。应用式(2)计算出A5井和A3井对应地层的孔喉直径为13 μm，因此优选初始粒径小于1.86 μm，膨胀后粒径大于4.33 μm的微球。

应用式(3)、(4)和(5)计算A5井和A3井需要的调剖剂用量，结果见表 5。

根据目前2井组的生产动态参数，对调剖效果进行预测，A3井组和A5井组调剖后的产量预测结果见图 6，预测调剖后含水率下降5%，见效结束后，A3井组累计增油12 480 m³，A5井组累计增油21 840 m³。

图 6 调剖后产量预测曲线 Fig. 6 Prediction of production curve after profile control

图选项

1) 渤海油田具有含油层数多、含油井段长且注采井距大的特点，常规调剖技术难以起到降水增油效果，适合采用分级组合深部调剖技术进行调剖。

2) 分级组合深部调剖体系由连续相和分散相2种调剖剂组成，连续相用于封堵大孔道，对近井地带进行充分调剖，分散相调剖剂改变微观液流方向，比应用单一类型调剖剂的增油效果好。

3) 推荐渤海油田采用“低强度连续相+高强度连续相+大粒径分散相+小粒径分散相”的段塞组合方式进行调剖。