碎屑巖水平井選擇性堵水工藝及其適應性分析

李 亮，王 雷 何 龍，劉廣燕

(中石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

碎屑巖水平井選擇性堵水工藝及其適應性分析

李 亮，王 雷 何 龍，劉廣燕

(中石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

綜述了針對地質構造復雜、非均質性嚴重、底水極強、高溫、高礦化度的塔河油田碎屑巖油藏研發應用的超細顆粒選擇性堵水工藝、油包水乳狀液選擇性堵水工藝和機凍膠選擇性堵水工藝等3項選擇性堵水工藝，介紹了堵水劑的構成、性質、施工工藝及應用情況。對高含水井堵水效果進行了統計對比，并分析了各堵水工藝的適應性。

塔河油田；碎屑巖；選擇性堵水工藝；適應性

水平井是目前主要的開發方式，占井數的48%，產量的57%。由于全井打開的完井方式(43.65%為全井射開，27.4%為篩管完井)使機械卡封、定點擠注等常規工藝難以實施[1-3]。而且前期(1998～2009年)以近井機械或水泥卡堵、硅酸鹽選擇性堵水為主的常規工藝，存在周期長，成本高，適應范圍有限，油水選擇性不足，易于傷害儲層等缺陷，堵水有效率僅51%，難以滿足高含水治理要求。2010年以來，塔河油田圍繞“深堵活堵”的技術思路，研究實施性更好的選擇性堵水新工藝。下面，筆者綜述了針對地質構造復雜，非均質性嚴重，底水極強，高溫、高礦化度的塔河油田碎屑巖油藏研發應用的超細顆粒選擇性堵水工藝、油包水乳狀液選擇性堵水工藝和機凍膠選擇性堵水工藝等3項選擇性堵水工藝，并分析了各堵水工藝的適應性。

1 超細顆粒選擇性堵水工藝

1)超細顆粒堵劑 由于水平井高含水的主因是高滲段點狀水淹[4]，因此優選具備可酸解性能的低成本超細顆粒堵劑，粒徑與孔喉匹配，不動管柱，施工簡便。根據主體區塊巖心滲透率、孔隙度、孔喉半徑確定迂曲度，然后針對具體單井的滲透率分布計算孔喉半徑，按照1/3～1/7架橋封堵原則確定堵劑粒徑范圍。滲透率、孔隙度、孔喉半徑、迂曲度的相互關系[5]如下：

(1)

式中，r為巖石孔喉半徑，μm；K為巖石絕對滲透率，μm2；φ為孔隙度；τ為迂曲度，即流體通過巖石孔道實際長度與外表長度的比值。不同方法分選獲得的系列顆粒粒徑情況見表1。

表1 不同方法分選獲得的系列顆粒粒徑情況

2)施工工藝 采用不動管柱籠統擠注工藝。根據施工井所在區塊的孔喉參數確定主導粒徑范圍，采用“小粒徑-大粒徑-小粒徑”段塞組合，封堵半徑1～2m，堵劑用量100～200m3，400×10-3μm2以上段顆粒大于3.5kg/m，固含量200～1000kg。低泵壓、低泵速施工，排量控制在0.1～0.3m3/min，爬坡壓力控制在7MPa以上，擠注壓力取決于油井吸液能力和泵注速度，一般控制在25MPa以下，施工過程中嚴禁壓開地層。

3)現場試驗情況 該技術于2010年4月首次在塔河油田TK109H井現場試驗獲得成功，隨后在塔河油田1區、9區等區塊實施22口井，工藝成功率100%，有效率63.6%，累計增油1.96×104t。如TK907H井篩管完井，無水采油期330d，平均滲透率極差6.8，高低滲分段明顯，高滲段主要集中在跟端附近，分析認為該段是主產液段和主產水段。油藏厚度23.5m，避水高度12.74m。于2010年4月8日實施超細顆粒堵劑堵水作業，采用原井管柱環空籠統擠堵，擠入堵劑104.9m3，爬坡壓力7.9MPa，停泵測壓降3min，壓降8.5MPa，關井8h。目前日產油由措施前的9t上升到31.1t，日增油22t，含水由措施前的88%下降到65.5%，日減22.5%。截止2011年6月，見效392d，累增油6822t，繼續有效。

2 油包水乳狀液選擇性堵水工藝

1)油包水乳狀液堵劑 油包水乳狀液堵劑由耐溫、耐鹽乳化劑GDR-1與自產原油、地層水通過地面和地下剪切作用形成。50℃下粘度在50mPa·s，進入地層乳化后粘度達到470mPa·s，封堵率46%，在地層條件下性能穩定。針對“油水同出”等復雜出水，通過占據流道、乳化增粘、賈敏效應、表面吸附等機理滯留地層，提高含油飽和度，降低水相滲透率，提高油相滲透率，達到抑制產水，誘導油流的目的，通過調整含水得到系列配方，見表2。

備注:采用中質油(50℃，50mPa·s)。

2)施工工藝 堵劑配方為20%含水的油包水乳狀液，段塞設計上通常前置10m3左右中質油防止近井過早乳化增粘影響后續注入。用量設計采用橢球模型，處理半徑一般為垂向0.6～1.0m，橫向0.8～1.3m。

水平井橢球體概念模型計算用量為：

式中，V為堵劑用量，m3；a為吸液系數(吸液段占總水平段比例)；b為橢球徑向剖面的垂向深度，m；c為橢球徑向剖面的水平半徑，m；L為水平段長，m；φ為有效孔隙度。

施工工藝采用不動管柱籠統堵水施工，利用井口或管柱最高抗壓能力確定壓力上限，利用測吸水情況確定注入排量(0.1～0.3m3/min)，注入過程中根據壓力上限，控壓降排量直至停泵泄壓，再次注入如壓力迅速接近壓力上限則停止施工。

3)現場試驗情況 2010年8月在塔河油田投入試驗，累積實施25口井，有效率68%，累計增油1.34×104t。如TK118H井篩管完井，2005年7月投產，投產見水無無水采油期，產剖表明后段主產，油水同出。油層厚度17.4m，避水高度11.6m，后端高滲(平均滲透率極差4.3)。停噴轉抽后含水迅速由50.9%上升至89.3%，日產油由25.3t降至5.9t，2010年8月19日～20日實施油包水乳狀液堵水作業，采取環空擠堵方式，注入總量280.68m3，排量0.1～0.3m3/min，最高泵壓25.5MPa，爬坡壓力10MPa，堵后測壓降30min，壓降15.5MPa，關井24h。堵后日產油上升到33.1t。含水下降到60.4%。截止2011年6月，累增油4788t，目前繼續有效(已見效281d)。

3 有機凍膠選擇性堵水工藝

1)耐溫、耐鹽HRPA有機凍膠堵劑 HRPA有機凍膠堵劑主要是由低水解聚合物和復合交聯劑組成，耐高溫、高鹽。該堵劑易溶解，地面粘度小于50mPa·s易于泵注，成膠時間16～24h可控，封堵率大于95%，成膠后粘度大于100000mPa·s，化學穩定性好，110℃下放置3mon凍膠粘度基本不變，可降解，不會對地層產生永久性傷害。

圖1 有機凍膠選擇性堵水機理

針對“油水同出”等復雜出水以及近井堵水工藝無效井，利用有機凍膠油水選擇性籠統擠堵。其堵水機理為占據孔道并吸附在孔道巖石表面，通過遇油收縮，遇水膨脹和油水分流機理對水產生比油更大的阻力，如圖1所示。

2)施工工藝 采用帶斜尖光管柱籠統擠注工藝。按照橢球公式，一般垂向處理深度1～2m，用量200～400m3。主體堵劑采用深部弱凍膠，中部過渡中等強度凍膠，近井高強度凍膠封口，前置液采用具有洗油和粘土防膨能力的降壓增注劑預處理，后置段塞添加少量超細顆粒增強封口。為了使堵劑盡可能優先進入高滲出水層段，采用低泵壓、低泵速施工參數，排量控制在0.1～0.3m3/min，不高于壓力上限。

3)現場試驗情況 該技術于2010年8月在塔河油田投入試驗，2010年共累積實施3口井，有效率100%，累計增油0.45×104t。如TK924H井篩管完井，油層厚度12m，避水高度10m，平均滲透率極差5.1，2005年9月投產含水6%～20%，無無水采油期，受底水影響含水上升很快，含水率迅速從44%上升至99.4%，日產油由20.8t下降至0.3t。2010年8月19日～21日實施有機凍膠堵劑堵水作業，Y211-146封隔器封隔環空(中膠深度4321.37m)，采取油管籠統擠堵方式，注入井筒總液量251.3m3擠入堵劑208.4m3，爬坡壓力14.5MPa，頂替到位后關井120h。堵后日產油上升到2.2t，最高7.2t，含水降至89.6%，截止2011年6月累增油1280t，繼續有效(已見效279d)。

4 水平井選擇性堵水工藝適應性分析

水平井出水受多因素影響，包括滲透率、含水飽和度和井筒位置這3大類因素影響。前期堵水實踐表明對于不同的出水情況，堵劑具有不同的適應性：

(1)超細顆粒堵水材料來源廣泛，成本最低，施工簡便，是水平井初期堵水的主要方式。適合極差較大，底水通過高滲通道錐進、竄進的物性出水井，不適合物性較差井堵水。

(2)油包水乳狀液堵水基于相滲選擇性機理，以自產原油為主，方便快捷。但是堵劑地層滯留能力弱，封堵強度較低，生產壓差不易過大，部分井增油降水不明顯。適合于極差小、物性較差，不存在明顯高滲竄流通道的相滲出水井，也可用作低含水轉抽井的配套堵水與儲層保護。

(3)有機凍膠堵水油水選擇性好，封堵能力強，適合于深部堵水。有效率高，達100%，適應性強，有效期長。但由于目前耐溫耐鹽體系成本昂貴，施工需動管柱，必要時下封隔器，作業周期較長，所以施工井數較少。

5 結論及認識

1)油氣井的堵水是一項綜合治理工程，需要對單井、區塊的地質資料進行研究分析，研究油藏整體非均質性，單井韻律層分布、夾層情況，找出區塊的出水規律，以便于有針對性的優選堵水工藝。

2)堵水必須要依據油藏區塊、單井具體情況，選擇與其相適應的堵水劑及其施工工藝，方能取得良好效果。

3)針對碎屑巖油藏的地質開發特點，繼續加強堵水劑和配套工藝技術的研究和應用，在現階段低成本易實施的基礎上，進一步向系列化、高效化發展，依據油井開采的實際情況綜合考慮堵水劑的適應性、合理性，不單純追求強度、成本等單一指標。

[1]展金城, 李春濤. 高含水期堵水調剖工藝技術探討[J]. 勝利油田職工大學學報，2007, 21(1):37-39.

[2] 李宜坤，胡頻，馮積累，等.水平井堵水的背景、現狀及發展趨勢[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報)，2005，27(5)：757-760.

[3] 戴彩麗,趙福麟,李耀林,等.海上油田水平井底水脊進控制技術[J].石油學報，2005,26(4): 69-72.

[4] 甘振維. 塔河油田底水砂巖油藏水平井堵水提高采收率技術[J]. 斷塊油氣田，2010,17(3):372-375.

[5] 呂道平. 多孔介質中水力學迂曲度因子的求取與應用[J]. 新疆石油地質，2000,21(6):515-517.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.022

TE257

A

1673-1409(2012)06-N068-03