封堵底水技術(shù)在吳旗油田應(yīng)用

陳建宏，馬俊杰，曹 麗，楊 敏，梁志山

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 開發(fā)中存在矛盾

吳旗油田底水油藏主要包括三個(gè)油氣富集區(qū)（吳133、吳135、吳88），儲(chǔ)層為正韻律沉積特點(diǎn)，油層從上到下非均質(zhì)性嚴(yán)重，油層頂部砂巖較細(xì)；底部砂巖較粗且頂部水平滲透率高于底部垂直滲透率，開發(fā)中隨著底水的不斷錐進(jìn)，油層底部層段和錐體部分形成大孔道，水淹日趨嚴(yán)重。

圖1 底水錐進(jìn)示意圖

（1）近幾年針對(duì)油藏的特點(diǎn)開展了“三小一低”的小型酸化、壓裂等進(jìn)攻性措施，以達(dá)到提高單井產(chǎn)量的目的，但由于前期對(duì)地層認(rèn)識(shí)不清、措施參數(shù)不合理、施工過程監(jiān)控不到位等，導(dǎo)致生產(chǎn)射孔段勾通底水，油井暴性水淹，稱為勾通型底水。

（2）由于生產(chǎn)速率越高，作用在巖石顆粒上的壓力梯度越大，砂粒越容易脫落，出砂量大，越容易形成高滲帶，壓力下降越快。生產(chǎn)過程中表現(xiàn)在采液強(qiáng)度過大、強(qiáng)抽強(qiáng)排，從而受正韻律作用，造成底水錐進(jìn)，造成油井高含水生產(chǎn)，稱為錐進(jìn)型底水。

2 化學(xué)封堵底水工藝技術(shù)

2.1 配方組分

基本組分：成膠劑A：引發(fā)劑S：交聯(lián)劑H，B催化劑N：其他助劑。

凝膠機(jī)理：（1）聚合物成膠機(jī)理，引發(fā)劑引發(fā)體系聚合—堵劑由水溶液轉(zhuǎn)變?yōu)楦呔畚?；?）交聯(lián)增粘機(jī)理，H組分在特定的條件下，水解生成羥基化合物。通過羥基（-OH）與凍膠官能團(tuán)交聯(lián)反應(yīng)，聚合物轉(zhuǎn)變?yōu)轶w型結(jié)構(gòu)。B組分與凍膠分子鏈接枝共聚，進(jìn)一步增大凍膠相對(duì)分子質(zhì)量，改善凍膠耐熱性能。

CQ-981主要性能特點(diǎn)，地面粘度：2.0 mPa·s、成膠溫度：20~120℃、成膠pH值：6.0~9.0、成膠時(shí)間：3~24 h（可控），凍膠體強(qiáng)度：＞200×104mPa·s，封堵率：＞95%

2.2 CQ-981堵劑在微觀孔隙中的封堵機(jī)理

該堵劑由五種成分組成，應(yīng)用其低密度可泵性好的特性擠入地層，堵劑在相互反應(yīng)前粘度2.0 mPa·s，進(jìn)入地層后在層內(nèi)聚合反應(yīng)，水項(xiàng)中突進(jìn)壓力超過1.7 MPa/m，油項(xiàng)中突破壓力1.0 MPa/m。而且該堵劑是油溶性的，因而具有一定的選擇性，堵竄層或底水時(shí)，形成高強(qiáng)度化學(xué)軟隔板，降低油井含水，恢復(fù)油井正常生產(chǎn)。

化學(xué)軟隔板在底水比較活躍的底水油藏采油井中建立，一般在油水界面之上適當(dāng)位置建造，以阻止底水上竄。具體方法是在油水界面以上1~1.5 m處，進(jìn)行加密射孔，井內(nèi)下入封隔器至射孔位置上部，接油管與套管密封，從套管射孔位置向地層注入堵劑，在井底形成“化學(xué)軟隔板”，以阻止底水上錐。

圖2 封堵機(jī)理示意圖

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用分析

3.1 選井條件

（1）油層厚度大，物性、含油性好，初期產(chǎn)量高，儲(chǔ)量有保證；（2）由于外部作用（措施、強(qiáng)抽強(qiáng)排等）造成油水界面抬升，底水錐進(jìn)；（3）套管無套變、破損，滿足化學(xué)堵水施工要求。

3.2 堵水方案及堵劑用量

主要采用以下兩種方式封堵：（1）對(duì)油藏較厚的油水混層合采井，采用低排量擠注堵劑工藝，使堵劑靠自身的選擇性優(yōu)先進(jìn)入出水部位；（2）根據(jù)剩余油測(cè)井資料，判定油水界面位置，在油水界面以下射孔擠注堵劑，形成軟隔板，達(dá)到封堵的目的。

堵劑用量確定：

R-封堵處理半徑，m3；h-油層或封堵處理層有效厚度，m；φ-孔隙度，f；V1，V2，V3-堵劑計(jì)算用量和注入前沿稀釋量，作業(yè)損失量，m3。

3.3 注入工藝參數(shù)

為了防止油層被堵劑污染傷害，封堵劑施工時(shí)主要采用了低排量、穩(wěn)壓力的擠注方式，排量一般在（300~500 L/min），壓力控制為地層破裂壓力的0.8倍。

（1）化學(xué)堵劑用量；（2）擠注參數(shù)及程序設(shè)計(jì)。

表1 三口井油層數(shù)據(jù)表

表2 三口井堵劑用量配方

表3 吳251井2001-2010年年擠注參數(shù)

表4 吳60-70井和馮81-14井2012年擠注參數(shù)

表5 吳旗油田封堵底水措施效果表

3.4 效果分析

該封堵劑對(duì)油層底水水淹后出水層位及水錐半徑大小的判斷、座封位置和封堵半徑的確定等技術(shù)形成了一套完整的理論知識(shí)，針對(duì)吳旗油田的實(shí)際情況，2010-2012年實(shí)施封堵底水技術(shù)3口，措施后日增油5.28 t，含水下降18.5%；截至目前日增油1.62 t，含水下降56.6%，效果較明顯。

前期含水上升原因分析：吳251井和吳60-70井均為措施參數(shù)過大，見水迅速具有方向性、單一性，底水沿著垂向裂縫線延伸，油井含造成水上升；而馮81-14井為參數(shù)過大，見水緩慢具有多向性、不穩(wěn)定性，底水以油井未中心，四周形成錐進(jìn)，造成油井含水上升。

堵水效果分析：（1）吳251井2001年采用在油水界面位置重新射孔（1 347.6~1 348.6 m）擠注堵劑，在油水界面形成軟隔板，而2010年吳251和吳60-70井在原射孔段擠注堵劑，從而造成原射孔段周圍地層堵死，且無針對(duì)性的解堵劑來融合堵劑，通過壓裂、酸化均無法疏通地層，油井仍然低產(chǎn)低效；（2）與吳251和吳60-70井相比，馮81-14井由于采液強(qiáng)度大，油水界面屬于緩慢抬升，屬于多向性見水，堵水無針對(duì)性，且堵劑量少、粘度低、排量低，造成封堵失敗。

4 結(jié)論和建議

（1）對(duì)比堵水工藝，選井條件為：一是油層條件好，有儲(chǔ)量保證；二是油水界面抬升明顯，且能確定油水界面的井。三是對(duì)于底水明顯上升井要及時(shí)采取封堵底水工藝，避免時(shí)間過長(zhǎng)造成堵水效果差。

（2）CQ-981堵劑作為一種高強(qiáng)度的封堵劑對(duì)近井地帶上竄水封堵效率高，其良好的性能更具備封堵底水打化學(xué)軟隔板注入條件。

（3）根據(jù)不同的地層要選取合理的堵劑和其用量、擠注壓力、施工排量及封堵層要進(jìn)行優(yōu)選，防止堵劑用量過大、排量過大造成地層堵死現(xiàn)象，且普通措施難以稀釋堵劑，造成油井低產(chǎn)低效。

（4）分析兩種堵水方式，通過c/o比測(cè)井資料判定施工當(dāng)前油水界面，在油水界面以下重新射孔擠注堵劑（防止造成原射孔段堵死），形成擋板，從而達(dá)到封堵底水的目的，這種堵水方向效果較好。

[1]布勞恩，等.集合物合采和表征技術(shù)[M].北京：科學(xué)出版社，1981.

[2]王道富，李忠興，等.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開發(fā)技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2003.

[3]劉一江.化學(xué)調(diào)驅(qū)堵水技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999.

[4]曹建坤，楊生柱，等.底水油藏堵水技術(shù)研究[J].石油勘探與開發(fā)，2002，29（5）:80-81.