渤海潛山油藏堵水技術(shù)研究與應(yīng)用

黃雷，鄭旭，李恩林，郭秩瑛，李軍

渤海潛山油藏堵水技術(shù)研究與應(yīng)用

黃雷，鄭旭，李恩林，郭秩瑛，李軍

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司, 天津 300459）

渤海X油田潛山為塊狀底水裂縫油藏，開(kāi)發(fā)階段存在油井含水上升快、局部水淹嚴(yán)重等問(wèn)題，根據(jù)油藏分析判斷底水沿大裂縫錐進(jìn)是導(dǎo)致部分油井高含水的主要原因，由于無(wú)法利用生產(chǎn)管柱卡堵出水層位，化學(xué)堵水是治理此類問(wèn)題的有效手段。依據(jù)該油田地質(zhì)油藏特征及儲(chǔ)層流體物性等開(kāi)展物模實(shí)驗(yàn)優(yōu)選了一種凝膠堵水體系，通過(guò)評(píng)價(jià)封堵率、成膠強(qiáng)度等相關(guān)指標(biāo)均達(dá)到性能要求，采用該體系進(jìn)行礦場(chǎng)試驗(yàn)，X22井堵水后含水大幅下降，增油效果明顯，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明該技術(shù)成功解決以往潛山泡沫體系堵水封堵率低、有效期短等缺陷，有效提高了水驅(qū)波及體積，具有較好的應(yīng)用前景。

潛山油藏；開(kāi)發(fā)模式；化學(xué)堵水；聚合物凝膠

近年來(lái)在渤海灣盆地中深層相繼發(fā)現(xiàn)一批太古宇潛山油氣藏，其存儲(chǔ)介質(zhì)為基質(zhì)和裂縫雙重介質(zhì)，裂縫作為主要的滲流通道而基質(zhì)作為主要的儲(chǔ)存空間，裂縫空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜、發(fā)育不規(guī)則，X油田作為渤海首個(gè)投產(chǎn)的海上潛山裂縫性油藏，初期衰竭開(kāi)發(fā)產(chǎn)能高，后期通過(guò)在構(gòu)造低部位補(bǔ)充注水井[1]，地層壓力逐漸恢復(fù)，但是部分生產(chǎn)井，特別是位于構(gòu)造較低部位生產(chǎn)井，裂縫水竄優(yōu)勢(shì)滲流通道形成后含水快速突破，產(chǎn)量大幅度遞減，因此研究一種切實(shí)有效的堵水方法, 已經(jīng)成為高效開(kāi)發(fā)潛山油藏亟待解決的關(guān)鍵問(wèn)題之一。

1 油田開(kāi)發(fā)概況及存在問(wèn)題

1.1 地質(zhì)油藏概況

渤海X油田發(fā)育典型的風(fēng)化塊狀潛山儲(chǔ)集層，為孔、縫并存的裂縫性油藏。油藏埋深1 700～1 900 m，油藏厚度為60～120 m，儲(chǔ)層平均總孔隙度為6.8%，裂縫平均孔隙度為1.1%，基質(zhì)系統(tǒng)平均孔隙度為5.8%;裂縫平均滲透率為0.28～0.90 μm2，基質(zhì)系統(tǒng)平均滲透率小于0.001 μm2，基質(zhì)系統(tǒng)石油地質(zhì)儲(chǔ)量約占總石油地質(zhì)儲(chǔ)量的75%。原油屬于低密度、低黏度、中低含蠟量的輕質(zhì)油，采取頂部采油、底部注水的水平井注采模式[2]，水平段均為一段裸眼完井，下入優(yōu)質(zhì)篩管防砂，目前采油速度保持在2.2%左右，采出程度約20%，綜合含水約33%。

1.2 開(kāi)發(fā)生產(chǎn)特征

開(kāi)發(fā)初期以釋放油藏裂縫的彈性能為主，利用天然能量，采取降壓開(kāi)采的策略，單井平均日產(chǎn)油達(dá)到500 m3·d-1，但穩(wěn)產(chǎn)期較短，產(chǎn)量遞減快，后期實(shí)施不穩(wěn)定注水保持地層壓力，避免裂縫介質(zhì)在強(qiáng)烈的流固耦合效應(yīng)下影響油井產(chǎn)能，目前單井平均日產(chǎn)油為100 m3·d-1，年自然遞減率在18%左右。

隨著油藏產(chǎn)液量降低、生產(chǎn)壓差增大，局部裂縫發(fā)育程度高區(qū)域含水快速突破，嚴(yán)重甚至發(fā)生暴性水淹，導(dǎo)致儲(chǔ)層的基質(zhì)及更小的裂縫無(wú)法得到有效動(dòng)用，對(duì)部分特高含水生產(chǎn)井開(kāi)展泡沫堵水礦場(chǎng)試驗(yàn)效果并不理想，出水層封堵率低、措施有效期短。

圖1 X31井生產(chǎn)曲線

2015年11月針對(duì)X31井進(jìn)行氮?dú)馀菽滤▓D1），措施后含水由91.3%下降至78.6%，但很快（約兩周）回升至措施前水平，產(chǎn)油基本無(wú)變化。

2 潛山油藏堵水工藝研究

2.1 見(jiàn)水特征及潛力分析

對(duì)于裂縫性油藏，造成采油井非正常出水的原因一般為底水及次生底水（人工注水）均衡縱向錐進(jìn)或非均衡多點(diǎn)竄進(jìn)和裂縫溝通水層出水。根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)反演，利用正演思路形成的含水率和含水上升率形態(tài)圖版（圖2），診斷油井出水模式，進(jìn)而制定下一步措施[3]。

圖2 X油田見(jiàn)水模式圖版

進(jìn)入中后期開(kāi)發(fā)階段后，隨著注入水沿阻力最小的裂縫突進(jìn)（圖3），形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，造成水驅(qū)前緣呈“錐狀”抬升，降低了整體水驅(qū)波及系數(shù)，此時(shí)大裂縫基本水淹，驅(qū)油過(guò)程已經(jīng)結(jié)束，但中小裂縫和基質(zhì)仍含油較高，其滲透率低，啟動(dòng)壓差大，產(chǎn)能得不到發(fā)揮，因此裂縫油藏堵水主要是裂縫系統(tǒng)的調(diào)整，即封堵出水大裂縫，建立大壓差，發(fā)揮水錐尚未波及到的中小裂縫、基質(zhì)的生產(chǎn)潛力。

圖3 裂縫油藏水竄特征

2.2 堵水體系優(yōu)選及評(píng)價(jià)

如何保證封堵出水大裂縫的同時(shí)，盡可能減少對(duì)中小產(chǎn)油層的污染，是此類油藏堵水的關(guān)鍵。裂縫寬度大，滲流速度快，對(duì)堵劑強(qiáng)度、耐沖刷性要求高，其既是出水通道，也是產(chǎn)油通道，堵水的同時(shí)也容易堵油，堵劑強(qiáng)度過(guò)低，則封堵效果差，而堵劑強(qiáng)度過(guò)高或注入速度過(guò)快，又易影響中小裂縫、基質(zhì)的產(chǎn)能[4-8]。

堵劑要能適應(yīng)現(xiàn)場(chǎng)水水質(zhì)特征及儲(chǔ)層溫度（90 ℃），具有抗剪切能力強(qiáng)、篩管剪切后仍能成膠, 注入工作液黏度低，容易泵入。進(jìn)入地層后，工作液在地下發(fā)生反應(yīng),形成高強(qiáng)度的堵水劑，直接封堵高滲透出水層，使封堵層滲透率大幅下降，達(dá)到堵水要求，同時(shí)其要具有良好的可解堵性能，能隨時(shí)根據(jù)地質(zhì)要求，迅速被解開(kāi)，而且還不能對(duì)產(chǎn)出液處理造成影響，綜合以上要求（表1），利用油和水、出油層和出水層之間的性質(zhì)差異，提出了針對(duì)X油田潛山高含水井的選擇性高強(qiáng)度凝膠堵水技術(shù)。

表1 堵劑技術(shù)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)

2.2.1 堵劑配方研究

聚丙烯酰胺（PAM）是一種高分子聚合物，是目前使用最廣泛的和最有效的堵水材料，分子結(jié)構(gòu)屬于線性高分子化合物，交聯(lián)后其結(jié)構(gòu)屬體型高分子，形成網(wǎng)狀的三維空間結(jié)構(gòu)，其堵水機(jī)理是部分水解的聚丙烯酰胺分子上的酰胺基和羧基影響著分子鏈的展開(kāi)程度和吸附能力，這種堵劑溶于水而不溶于油，注入地層后可以限制井內(nèi)出水而不影響油氣的產(chǎn)量。

通過(guò)開(kāi)展單因素實(shí)驗(yàn)（表2），發(fā)現(xiàn)隨著聚合物濃度的增加，堵劑成膠時(shí)間縮短，成膠黏度增加，從實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)堵水要求，確定凝膠體系基本配方。

該配方成膠時(shí)間72～78 h，成膠強(qiáng)度最高能達(dá)15×104mPa·s以上。

表2 堵劑單因素試驗(yàn)分析結(jié)果

2.2.2 抗剪切性能

按照油田實(shí)際情況，選擇1 000 mD的人工巖心，接入封堵試驗(yàn)儀流程中，連接好相應(yīng)管線及巖心夾持器，注入模擬水，飽和巖心（測(cè)試孔隙度），采用模擬水，配制堵劑體系800 mL，取出200 mL放入試劑瓶中，剩下600 mL放入中間容器，進(jìn)行過(guò)巖心實(shí)驗(yàn)(圖4)。向巖心中注入堵劑體系，直至堵劑完全流出，取出200 mL堵劑于試劑瓶中，與之前的試劑瓶樣品一起，置于90 ℃的烘箱中，觀察成膠狀況，并測(cè)試過(guò)巖心后堵劑的黏度。

圖4 堵劑巖心物模實(shí)驗(yàn)

物模試驗(yàn)表明過(guò)巖心剪切后，成膠時(shí)間略有延長(zhǎng)（至80 h），凝膠強(qiáng)度123 355 mPa·s（保持率83%），均符合堵水要求。

2.2.3 封堵性能

通過(guò)對(duì)兩種配方開(kāi)展物模巖心實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明凝膠配方1平均封堵率91.57%，平均抗壓強(qiáng)度1.81 MPa·m-1；凝膠配方2平均封堵率93.42%，平均抗壓強(qiáng)度2.42 MPa·m-1，說(shuō)明兩凝膠堵劑均具有良好的封堵性能（表3）。

表3 堵劑技術(shù)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)

2.2.4 熱穩(wěn)定性

放置180天后，配方1黏度保持率67.1%，配方2黏度保持率69.3%。兩個(gè)凝膠配方均具有良好的熱穩(wěn)定性（圖5）。

圖5 堵劑熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

3.1 出水原因及潛力分析

X油田屬于典型的裂縫性底水油藏，裂縫寬度分布在0.3～1.2 mm范圍,以45°～60°高角度斜交縫為主，異常井X22H井2016年投產(chǎn)，采用裸眼完井，優(yōu)質(zhì)篩管一段防砂，水平段長(zhǎng)約420 m，人工井底3 550 m，該井投產(chǎn)不到一年即見(jiàn)水并在短時(shí)間內(nèi)進(jìn)入高含水階段，根據(jù)氯根濃度分析，產(chǎn)水均為地層水，從測(cè)井儲(chǔ)層物性分析靠近根部的中間部位3 278～3 326 m處儲(chǔ)層物性較好、裂縫發(fā)育，且水平井根部注采強(qiáng)度大，水平段距離油水界面較近處僅40 m，因此底水易錐進(jìn)，導(dǎo)致油井含水快速上升。

通過(guò)注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，結(jié)合見(jiàn)水模式診斷模版，該井短時(shí)間內(nèi)暴性水淹屬于典型的底水沿裂縫突進(jìn)，其含水對(duì)流壓敏感，關(guān)井壓錐可一定程度上控制含水上升，說(shuō)明底水錐進(jìn)是含水上升主要原因，但是關(guān)井對(duì)油井生產(chǎn)影響較大，且有效期較短，短時(shí)間內(nèi)含水上升至90%以上，X22H井所在區(qū)塊原油動(dòng)用儲(chǔ)量采出程度僅6.58%，且單井控制儲(chǔ)量大，相對(duì)于潛山其他生產(chǎn)井，具有較好的挖掘潛力。

3.2 堵水工藝方案設(shè)計(jì)

針對(duì)該井底水錐進(jìn)問(wèn)題，結(jié)合生產(chǎn)管柱實(shí)際情況，堵水工藝思路如下：在不動(dòng)原井管柱條件下，鋼絲作業(yè)撈出Y堵，然后用配液水注滿井筒，關(guān)閉套管閥門，最后低排量籠統(tǒng)注入高強(qiáng)度化學(xué)堵劑，封堵出水大裂縫，抑制底水錐進(jìn)，釋放中、小裂縫及基質(zhì)產(chǎn)能。

按照井口最高注入壓力公式計(jì)算，設(shè)計(jì)最高注入壓力原則上不超過(guò)10 MPa，水平段封堵長(zhǎng)度為344 m，調(diào)整系數(shù)取1.8，封堵半徑取5 m，綜合經(jīng)驗(yàn)公式法和體積法計(jì)算結(jié)果[9-10]，堵劑用量設(shè)計(jì)為1 600 m3。段塞設(shè)計(jì)為“前置+主體+封口+頂替”四段塞，其中主體、封口段塞根據(jù)前置段塞的注入情況，適時(shí)調(diào)整藥劑濃度。

3.3 實(shí)施效果分析

2020年1月該井實(shí)施凝膠堵水作業(yè)，初期通過(guò)注水指示指數(shù)測(cè)試，注水量14 m3·h-1時(shí)注入壓力為0 MPa，開(kāi)井后地層倒吸，倒吸速度16 m3·h-1，隨著凝膠段塞的注入，倒吸速度減緩至10 m3·h-1，判斷該井地層裂縫發(fā)育，注入性好，凝膠體系可有效進(jìn)入大裂縫發(fā)育部位。

施工過(guò)程中進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)取樣及室內(nèi)成膠實(shí)驗(yàn)（90 °C），表明體系成膠效果良好（圖6），成膠時(shí)間24～48 h，成膠強(qiáng)度達(dá)到80 000 mPa·s以上。

圖6 現(xiàn)場(chǎng)取樣成膠實(shí)驗(yàn)

堵水作業(yè)后關(guān)井候凝，初期井底流溫較低為70 ℃，后緩慢升高，開(kāi)井后一直未有采出液產(chǎn)出，采用正擠、反洗清洗電泵通道，2020年2月底起泵正常生產(chǎn)，注入期間壓力未上升，返排后流壓未明顯下降，無(wú)堵劑產(chǎn)出，說(shuō)明堵劑成膠效果好，全部進(jìn)入高滲層，并對(duì)小裂縫沒(méi)有產(chǎn)生封堵。實(shí)施堵水后含水持續(xù)下降，含水由98%降到35%，平均日增油約25 m3·d-1（圖7），截止8月中旬已累計(jì)增油約4 000 m3，措施有效期已超過(guò)6個(gè)月。

圖7 主要產(chǎn)水段井軌跡圖

4 結(jié) 論

X油田潛山油藏見(jiàn)水后含水上升率快甚至局部出現(xiàn)暴性水淹，從而導(dǎo)致油藏的采收率降低，開(kāi)發(fā)效益變差，通過(guò)對(duì)高含水油井開(kāi)展見(jiàn)水模式診斷驗(yàn)證由于底水沿大裂縫錐進(jìn)導(dǎo)致剩余油富集區(qū)無(wú)法被有效驅(qū)替，針對(duì)此類問(wèn)題井開(kāi)展堵水是治理挖潛的重要措施。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，該聚合物凝膠堵水技術(shù)對(duì)潛山高含水油井治理效果顯著，實(shí)施近半年控水增油顯著，對(duì)比泡沫堵水體系具有強(qiáng)度高、耐沖刷、施工工藝簡(jiǎn)單、對(duì)生產(chǎn)流程影響小等優(yōu)勢(shì)，可為海上其他潛山裂縫油藏治理挖潛提供技術(shù)借鑒，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

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Study and Application of Water Plugging Technology in Bohai Buried Hill Reservoir

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（CNOOC Tianjin Branch, Tianjin 300459, China）

The buried hill reservoir in Bohai X oilfield is a massive bottom water fractured reservoir. During the development stage, there were problems such as rapid rise of water cut in oil wells and serious local flooding. According to reservoir analysis, it was judged that the coning of bottom water along large fractures was the main cause of high water cut in some oil wells. Since the production pipe string cannot be used to block the water outlet layer, chemical water plugging is an effective means to control such problems. According to the characteristics of the geological reservoir and the physical properties of the reservoir fluid, a gel water plugging system was optimized by physical model experiments.The evaluation results of the plugging rate, glue forming strength and other related indicators showed the performance requirements were met. The field test was carried out with this system. After water plugging in Well X22, the water cut decreased significantly and the oil increase effect was obvious.Oil field application showed that this technology successfully solved low plugging rate and short validity period problems of foam system water plugging in the past buried hill reservoir, effectively improved the waterflood sweep volume, had good application prospect.

Buried hill reservoir; Development mode; Chemical water plugging; Polymer gel

2021-05-24

黃雷（1978-），男，工程師，碩士，2006年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué) (北京) 油氣田開(kāi)發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油藏動(dòng)態(tài)管理工作。

TE358

A

1004-0935（2021）12-1873-05