淺談化學封堵技術在控水穩(wěn)油中的應用

溫　和　張海三

摘要：河南油田進入特高含水開發(fā)期后，封堵技術是“控水穩(wěn)油”的主導工藝，它有效地治理了低效井，封堵了水井大孔道、汽竄井、稠油邊水、套管外竄槽和套管漏失，取得了一定的經濟效益，為下一步的開發(fā)指出了方向。

關鍵詞：高含水期 開發(fā)后期 化學封堵 河南油田

0 引言

河南油田經過20多年的開發(fā)，已進入特高含水開發(fā)期，稀油區(qū)塊綜合含水已高達90.24％，稠油區(qū)塊汽竄日益加劇、邊水推進直接影響水淹區(qū)塊的采出程度。隨著油田的不斷開采，特別是進入特高含水開發(fā)期后，穩(wěn)產難度越來越大。此時，化學封堵技術作為油田的“控水穩(wěn)油”主導技術，其地位是顯得愈來愈重要。為此，筆記對近年來幾種化學封堵技術的應用情況進行研究，目的是探討油田開發(fā)后期“控水穩(wěn)油”的方法，為老油田的穩(wěn)產探索有效的途徑。

1 治理低效井

河南油田進入特高含水開發(fā)期后，由于在縱向上油層公布井段長、層數多，油層層間、層內矛盾加劇，主力油層和非主力油層生產能力懸殊大；再加上砂體沉積范圍大小不一，造成油水界面參差不齊，各油組、各小層具有不同的油水界面，平面錯開遺忘較大。在油田開發(fā)過程中，這種地質特點造成了地下油水分布的復雜書面，駕駛了油層的層間矛盾；而采用單井多油層注采生產，層間干擾嚴重，使得低含水、低能量、低滲透油層的動用程度一直較低。治理這類低效井的方法主要是通過堵水、補孔，降低層間干擾，提高低滲透油層的動用程度，如雙10-11井，由于層間干擾嚴重，全井含水達100％。綜合分析認為Ⅶ2小層含水較高，隨后采用超細水泥封堵技術封堵該層，并補射有潛力的Ⅸ31-2，Ⅸ43，Ⅸ61。措施后，日產油上升到18t，日產水下降到3³，含水下降到18％。

2 封堵水井

2.1 水井大孔道封堵油田進入特高含水開發(fā)期后，由于在縱向上油層分布井段長、層數多，油層層間物性差異大，而且受強化注水的影響，在水井表現為吸水剖面不均勻，大孔道水竄嚴重，停注困難。如雙2-14井，注水層段為8層12段，而Ⅳ5-9小層自1990年5月停注以來，歷次同位素反映都沒有停下來；1998年8月的一次同位素測試反映，Ⅳ5-9層段的吸水量占全井吸水量的55.06％。由于該層段吸水量相當大，造成注入水的無效流失，而其他需要注水的層段卻又達不到配注要求，嚴重影響了其他層段的正常注水。為此，對該井采用超細水泥封堵技術封堵Ⅳ5-9層段，堵后試壓15MPa，30min壓力不降，封堵取得成功。

2.2 汽竄井封堵河南油田稠油油藏具有“淺、稠、散”，砂巖膠結疏松，滲透率高，地層非均質性強和孔隙度大的特點。在注蒸汽過程中，普遍存在近井地帶虧空嚴重，井間汽竄通道和層間吸汽差異大，蒸汽熱效率低等問題。隨著注蒸汽開采進入高周期，油藏原有的矛盾進一步加劇，吞吐區(qū)已從井間干擾或單向汽竄向雙向互竄多井連竄發(fā)展，部分中心汽竄井被迫長期關?；蜷g開，整個熱采區(qū)塊已有100多口井發(fā)生嚴重的井間干擾或汽竄。如Ｇ51413井，該井為一中心汽竄井，對應兩口井Ｇ51314井、Ｇ51415井與之發(fā)生汽竄，汽竄時平均井溫由63℃上升到82℃，汽竄期影響產量343t.對該井進行封堵后，再無汽竄現象發(fā)生，井組中4口井日產油由封堵前的3.4t上升到8.1t，累計增油1619.4t，取得了較好的封堵效果。

2.3 稠油邊水封堵在河南油田稠油油藏吞吐開發(fā)區(qū)塊，由于地層壓力低、地層虧空嚴重，部分油區(qū)井層邊水向油區(qū)內部推進速度加快，導致部分區(qū)域油井含水上升。如LJ11222井，該井為井樓邊部的一口采油井，2001年4月19日投產，生產Ⅲ5-6層，砂厚14m，初期產液10.9³，產油7.1t，綜合含水35％；同年5月30日含水上升至97％，Cl-含量上升至1939.6mg/L。經分析認為，該井因邊水沿大孔道推進造成水淹，隨后于6月9日高含水關井。2001年8月30日，對該井實施邊水封堵措施，共擠入堵劑42³。開抽生產后峰值液量為13³，峰值油量為7.1t，含水一直穩(wěn)定在30％～35％之間，Cl-含量保持在350mg/L左右；目前仍保持日產油4.6t的水平，邊水封堵使一口關停井變成了一口高產井。

3 封堵套管

3.1 套管外竄槽封堵由于固井質量不好或其他原因導致一、二界面固結不好，發(fā)生水竄。水竄的結果使油井只出水不出油，影響了油井的正常生產。如新開1井，該井是新莊油田的一口滾動開發(fā)井，1998年9月24日～10月2日進行螺桿泵試油，日運轉17h，產水12.5³，經洗井返出油10³；隨后變密度測井發(fā)現固井質量不好，認為投產層與上下水層串通。對此，采用超細水泥封堵技術分別對上、下水層及套管外竄槽通道進行封堵，堵后日產油4.5t，含水僅4％。

3.2 套管漏失封堵在下二門油田，由于地表條件復雜，而表層套管通常只有20～40m，所以套管在200～310m之間與地層形成化學腐蝕，使套管腐蝕穿孔，而且每口井需要投入資金50萬元。近年來，由于成本問題，不可能有更多的資金用于取換套作業(yè)，從而使這部分油水井無法正常生產。如下5-71井，施工產為一觀察井，根據注聚要求需要將該井改為注聚合物井，由于套管漏失量大（在2MPa的壓力下漏失量為35.4³/h），泵壓在13.5MPa時油壓只有1.5MPa，采用超細水泥封堵技術修井，套管漏失處經封堵后試壓15MPa，30min壓力不降；在泵壓13.6MPa下油壓4.8MPa，套壓4.7MPa開始正常生產。

4 建議

針對河南油田處于特高含水開發(fā)后期的現狀，運用化學封堵技術并配合機堵、補孔、調剖、酸化等措施，可以有效地緩解目前的注采矛盾，提高注入水的波及體積，降低油井含水率。為適應特高含水開發(fā)后期的需要，還有必要在化學堵水方面向選擇性堵水和堵-酸的方向進行研究。