塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏漏失井堵水工藝研究

秦 飛 何 星 詹兆文 歐陽(yáng)冬 王 瑞

（中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011）

塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏漏失井堵水工藝研究

秦 飛 何 星 詹兆文 歐陽(yáng)冬 王 瑞

（中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011）

堵劑優(yōu)選困難、堵劑漏失嚴(yán)重、堵漏措施難以配套，是塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏堵水亟待解決的難題。為解決這些難題，針對(duì)碳酸鹽巖縫洞型油藏的堵水現(xiàn)狀，開(kāi)展了堵劑漏失的預(yù)判和原因分析，分析研究了適合塔河油田特色的暫堵和堵漏工藝，主要包括中密度固化顆粒、顆粒型體膨堵劑、可溶性硅酸鹽凝膠3項(xiàng)暫堵工藝；復(fù)合密度選擇性堵水、瓜膠液前置多級(jí)復(fù)合段塞堵水2項(xiàng)堵漏工藝。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，針對(duì)不同漏失程度的井，3項(xiàng)暫堵和2項(xiàng)堵漏工藝應(yīng)用效果較好。

塔河油田；縫洞型儲(chǔ)層；碳酸鹽巖；漏失井；堵水工藝

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏是經(jīng)過(guò)多期次的古構(gòu)造—巖溶疊加改造作用而形成的古潛山型油藏。油藏埋深為5 300～7 000 m，地層溫度125～160℃，地層水總礦化度（20～25）×104mg/L，地層壓力系數(shù)1.1，發(fā)育底水但無(wú)統(tǒng)一油水界面，具有超深、高溫、高礦化度［1］、非均質(zhì)性極強(qiáng)等特點(diǎn)，其復(fù)雜的地質(zhì)條件及開(kāi)采難度在世界上都非常少見(jiàn)。受構(gòu)造作用和古巖溶作用的影響，儲(chǔ)滲空間形態(tài)多樣、大小懸殊、分布不均，儲(chǔ)層分為裂縫型、裂縫—孔洞型、裂縫—溶洞型等［2］，其中裂縫型和裂縫—溶洞型在鉆井和修井過(guò)程中易發(fā)生漏失［3-4］，嚴(yán)重漏失的油井使堵劑難以在目的層段有效駐留，最終導(dǎo)致堵水無(wú)效。統(tǒng)計(jì)顯示，堵水無(wú)效井中有55%的井存在堵劑漏失的情況。鑒于此，應(yīng)針對(duì)不同漏失類(lèi)型，開(kāi)展漏失井堵水工藝研究，提高碳酸鹽巖堵水有效率，直接為堵水現(xiàn)場(chǎng)服務(wù)。

1 碳酸鹽巖油藏堵水現(xiàn)狀

縫洞型碳酸鹽巖高含水井堵水始于2001年，經(jīng)過(guò)近年來(lái)的科研攻關(guān)和擴(kuò)大試驗(yàn)，順利實(shí)現(xiàn)了從機(jī)械堵水到化學(xué)堵水的轉(zhuǎn)型，目前進(jìn)入規(guī)模化深部化學(xué)堵水階段，形成了以不同密度可固化顆粒堵劑和可溶性硅酸鹽堵劑為主的堵劑系列。截止2011年底，碳酸鹽巖油井堵水累計(jì)173井次，有效91井次，有效率53.9%，累計(jì)增油29.2×104t，平均單井增油1 570.8 t。碳酸鹽巖油藏堵水井次雖逐年增加，但有效率、平均單井增油量、有效期仍處于較低水平［5］，堵水工藝技術(shù)尚不能滿(mǎn)足高含水井的治理需要（圖1）。目前存在的問(wèn)題是，堵水目標(biāo)井縫、洞發(fā)育規(guī)模及尺寸無(wú)法實(shí)現(xiàn)量化；堵水機(jī)理不清，選井選層、堵劑優(yōu)選、工藝配套優(yōu)化困難；多輪次堵水的可行性和有效性需要開(kāi)展評(píng)價(jià)；復(fù)雜結(jié)構(gòu)井如側(cè)鉆水平井、短裸眼段井、嚴(yán)重漏失井堵水亟待進(jìn)一步攻關(guān)。

圖1 塔河油田碳酸鹽巖油藏堵水井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)

2 碳酸鹽巖油井堵劑漏失分析

2.1 堵劑漏失的預(yù)判

在縫洞型碳酸鹽巖油藏的開(kāi)發(fā)過(guò)程中，漏失是一種普遍現(xiàn)象，所反映的是地面流體如鉆井液、修井液以及措施流體入井后，不能建立循環(huán)、上返或注入壓力異常的情況。一般來(lái)講，凡是前期有漏失現(xiàn)象的油井，后期無(wú)直接證據(jù)證明漏失有所改善，堵水時(shí)都必須重點(diǎn)考慮堵漏。目前對(duì)堵劑漏失的預(yù)判主要是基于鉆井、修井、酸壓施工、前期堵水施工、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等方面。鉆井過(guò)程中有放空、鉆井液大量漏失、鉆時(shí)加快等現(xiàn)象［6］，就可以確定近井溶洞的存在。修井過(guò)程中，根據(jù)漏失位置和漏失量的大小可以判斷溶洞的發(fā)育位置及規(guī)模。一般嚴(yán)重漏失井具備以下條件：鉆井過(guò)程中存在明顯放空；鉆井過(guò)程中鉆井液漏失量大于300 m3；修井過(guò)程中累計(jì)漏失量大于500 m3。酸壓施工時(shí)漏失井反應(yīng)也較明顯，如施工開(kāi)始即溝通儲(chǔ)集體，施工壓力低，套壓低；前期施工壓力高，中間壓力瞬間有大幅度下降。堵水施工中不產(chǎn)生注入壓力，或中途注入壓力陡降都能說(shuō)明漏失的存在。動(dòng)態(tài)上油井短期含水突然升高、開(kāi)發(fā)初期高產(chǎn)液高含水、后期暴性水淹，也可能是漏失的征兆。

2.2 堵劑漏失原因分析

裂縫—溶洞型儲(chǔ)層堵水漏失的根源在于，高角度裂縫和大型洞穴發(fā)育。高角度裂縫起著滲濾和連通的雙重作用［7］，酸壓完井和儲(chǔ)層改造使裂縫網(wǎng)絡(luò)更加復(fù)雜［8］，極易溝通近井溶洞。因此，壓力傳遞快，導(dǎo)流能力強(qiáng)，在注入堵劑的過(guò)程中很容易把堵劑擠入溶洞中，導(dǎo)致封堵失敗。大型洞穴是油氣儲(chǔ)集的良好空間，孤洞以及裂縫網(wǎng)絡(luò)貫穿的洞群都會(huì)引起堵劑漏失。根據(jù)洞縫的組合位置及關(guān)系可以分為上洞下縫、上縫下洞、洞縫洞以及縫洞縫4種類(lèi)型，其中上縫下洞、洞縫洞類(lèi)型可以考慮開(kāi)展油井堵水（圖2）。由于高角度裂縫和洞穴的存在，水體的賦存形式和流體的滲流通道有所不同，含水上升表現(xiàn)出巨大差異，縫洞與水體溝通以縱深溝通型和水平竄進(jìn)型為主。這2種類(lèi)型油層直接或間接與溶洞體溝通，堵劑本身存在一定的流動(dòng)性，加之高角度裂縫中的重力沉降作用，會(huì)迅速向溶洞流動(dòng)，使堵劑難以形成有效駐留導(dǎo)致堵水失敗。前期堵水無(wú)效井中因堵劑難以有效駐留的占70%以上，漏失井存在漏失情況難以有效預(yù)測(cè)、漏失方式難以確定、堵漏措施難以配套等問(wèn)題。

圖2 堵水易漏失縫洞型儲(chǔ)層示意圖

3 不同階段堵漏工藝

對(duì)于漏失井，堵漏是堵水的前提。塔河油田漏失井堵水的基本方向是：先堵漏、再深堵，若過(guò)堵或堵死則實(shí)施控壓酸化。深堵階段也可以通過(guò)段塞組合和工藝調(diào)整強(qiáng)化堵漏效果。

3.1 擠堵前暫堵工藝

3.1.1 中密度固化顆粒暫堵 中密度固化顆粒常用于碳酸鹽巖油藏油井深部堵水作封口劑，其配方中主要成分是水泥、粉煤灰、膨脹劑、氧化鈣，主要性能指標(biāo)為：密度 1.4～1.6 g/cm3，120 ℃、80 MPa實(shí)驗(yàn)條件下稠化時(shí)間494 min，抗壓強(qiáng)度14.7 MPa，體積不收縮。其特點(diǎn)是耐高溫、強(qiáng)度高、可酸解，但不具備油水選擇性。TH10402井歷次作業(yè)漏失量3 681.5 m3，油層中深5 632.06 m其靜壓值僅32.84 MPa，2012年7月該井堵水之前預(yù)先設(shè)計(jì)了80 m3中密度可酸解固化顆粒堵漏，結(jié)果施工過(guò)程中一直未起壓。分析原因是該堵劑不適合大漏井，原因有三：堵劑的注入性差，進(jìn)入地層深度淺；堵劑的密度大，自身重力沉降作用不可忽視；堵劑在地層中固化后，不能在儲(chǔ)層巖壁上形成有效支撐。鑒于此，中密度固化顆粒只能用于治理較小漏失（漏失量在80 m3以?xún)?nèi)）。

3.1.2 顆粒型體膨堵劑暫堵 顆粒型體膨堵劑是一種預(yù)交聯(lián)高分子聚合物。注入地層后吸水膨脹［9］，膨脹后是一種高黏彈性膠體，占據(jù)裂縫空間。一方面，堵劑有很好的耐溫性且具有一定強(qiáng)度，對(duì)生產(chǎn)過(guò)程中的出水有封堵作用；另一方面，在縫洞系統(tǒng)比較發(fā)育的地層，如果采用多級(jí)段塞封堵，體膨堵劑可以為后續(xù)堵劑架橋［10］，防止堵劑漏失。其主要性能指標(biāo)為：pH值5～9，固相含量大于等于80%，粒徑0.2～4.0 mm，膨脹倍數(shù)10～50倍，耐溫小于等于140℃，膨脹時(shí)間0.5～3.0 h。其特點(diǎn)是可根據(jù)不同地層條件，控制原材料和添加劑的比例，生產(chǎn)具有不同膨脹倍數(shù)、不同強(qiáng)度和密度的產(chǎn)品。也可根據(jù)地層喉道、裂縫大小，選擇相匹配的粒徑。TK1123井儲(chǔ)層屬于縫洞型儲(chǔ)層，注入水泥堵劑111 m3之后，泵壓套壓均無(wú)顯示，同排量添加0.2%～0.4%濃度的體膨型顆粒堵劑之后，泵壓5.5 MPa，套壓6 MPa，暫堵效果明顯。TH10420X屬于溶洞型儲(chǔ)層，注入水泥堵劑187 m3之后，泵壓7.2 MPa，加體膨型顆粒堵劑前后，泵壓略有增大，暫堵效果差。可見(jiàn)該堵漏劑對(duì)溶洞型油井的適應(yīng)性較差。鑒于此，體膨型顆粒堵劑只可對(duì)一般漏失（150 m3以?xún)?nèi)）發(fā)揮暫堵作用。

3.1.3 可溶性硅酸鹽凝膠暫堵 可溶性硅酸鹽凝膠堵劑暫堵的主要思路是，用可溶性硅酸鹽堵劑建立一定強(qiáng)度的封堵帶，發(fā)揮其托堵作用和易附著作用。常規(guī)凝膠型堵劑主要利用水玻璃的酸敏和熱敏特性，在地層溫度下，硅酸根可以與自身水解生成的H+及弱酸性地層水中的H+結(jié)合生成硅酸凝膠。其性能指標(biāo)為：堵劑粒徑80～112 μm，溶液黏度小于20 mPa·s，膠體強(qiáng)度大于 0.15 MPa/m，130 ℃未接觸地層水時(shí)不成膠，接觸地層水時(shí)成膠時(shí)間小于5 min。具有很強(qiáng)的鈣鎂敏感性、熱敏特性及酸敏特性。其特點(diǎn)是耐高溫、耐高鹽、成本低、具有一定油水選擇性但強(qiáng)度略低［11］。在水玻璃溶液中加入適當(dāng)?shù)哪z凝劑，可以在成膠時(shí)間可控的條件下提高凝膠強(qiáng)度。巖心封堵實(shí)驗(yàn)證明，該堵劑注入過(guò)程中不起壓，凝膠形成后驅(qū)替壓力迅速上升，直至水驅(qū)突破（突破壓力梯度2 MPa/m以上）后壓力穩(wěn)定，封堵率95%以上，已超過(guò)現(xiàn)用的同類(lèi)堵劑。該方法前期共應(yīng)用2井次，有效率50%，累計(jì)增油533 t，平均有效期30 d，平均單井增油267 t。該工藝適合在嚴(yán)重漏失井（漏失量300 m3左右）進(jìn)一步推廣。如果儲(chǔ)層以溶洞體為主，漏失量更大，可采用架橋與充填聯(lián)合的暫堵段塞，即在注入凝膠之后，采用懸浮能力較強(qiáng)，體積相對(duì)較大的堵漏材料如麻繩、棉籽殼、核桃殼和鋸末等進(jìn)行充填。

3.2 擠堵時(shí)堵漏工藝

3.2.1 堵漏劑復(fù)合密度選擇性堵水工藝 該工藝是利用重力分異作用，使堵劑自動(dòng)在大裂縫和溶洞中鋪展，進(jìn)而在油水界面形成隔板［12］，使底水繞流，達(dá)到控水增油的技術(shù)目的。同時(shí)堵劑密度低，易于駐留在連通溶洞的裂縫中，不會(huì)直接漏失，聚合物增黏穩(wěn)定，耐水稀釋?zhuān)m合于油水同段產(chǎn)出儲(chǔ)層。該工藝的主體堵劑為超低密度固化顆粒堵劑，其堵劑性能為：密度 1.13～1.14 g/cm3，稠化時(shí)間 78 min/6.0Bc，抗壓強(qiáng)度大于0.8 MPa。其特點(diǎn)是漏失慢，抗稀釋?zhuān)诳锥吹容^發(fā)育的儲(chǔ)集和流動(dòng)通道中，可利用密度差形成油水隔板，阻止底水侵入。漿體動(dòng)態(tài)只初稠，靜止方能固化，深部堵水施工安全。對(duì)于漏失嚴(yán)重井，現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)需要采用高排量，速度控制以短時(shí)間內(nèi)能夠建立起穩(wěn)定的壓差為宜，以便形成近井快速堆積，使得后續(xù)固結(jié)體能夠獲得相對(duì)比較穩(wěn)定的支撐，待固結(jié)后形成橋堵。2011年工藝試驗(yàn)8井次，有效6井次，有效率75%，累計(jì)增油8 750 t。

為了避免漏失，通常選擇在密度選擇性堵劑加入過(guò)程中復(fù)合添加有機(jī)類(lèi)堵漏材料，如鋸末、棉籽殼、核桃殼（或杏仁殼）、蛭石以及麻繩等。堵漏材料進(jìn)入地層后在復(fù)雜縫洞系統(tǒng)中起纏繞架橋作用，最終實(shí)現(xiàn)暫堵目的，防止堵劑漏失［13］。TH10420X是一口大漏井， 2011年6月2日化學(xué)堵水作業(yè)中，在注入主體堵劑前，先用含棉籽殼和鋸末的瓜膠溶液40 m3對(duì)地層中的縫洞體進(jìn)行預(yù)充填，后注入大劑量高溫膠凝堵劑69 m3（含棉籽殼和鋸末等堵漏材料）在地層中形成較高強(qiáng)度的堵劑隔板，最后用可酸解的高強(qiáng)度水泥87 m3封口，注入堵劑過(guò)程中雖未能建立爬坡壓力，但后續(xù)靈活調(diào)整封口劑量保證井筒留塞，小規(guī)模酸化后自噴生產(chǎn)30 d，最高油壓達(dá)到8 MPa。從目前堵水作業(yè)情況來(lái)看，該有機(jī)類(lèi)堵漏材料具有一定的應(yīng)用前景，特別是在大漏失井的堵漏作業(yè)中，還需要進(jìn)一步優(yōu)化有機(jī)類(lèi)堵漏材料的用量、粒徑大小等參數(shù)，以取得最優(yōu)的暫堵效果。

3.2.2 瓜膠液前置多級(jí)復(fù)合段塞堵水工藝 碳酸鹽巖油藏地層條件復(fù)雜，因此除了出水部位清晰的底水油藏，在水淹情況嚴(yán)重的前提下，除采用改型水泥對(duì)底部出水層位進(jìn)行永久性封堵外，其余情況應(yīng)優(yōu)先考慮采用復(fù)合段塞封堵工藝。瓜膠液是一種聚合物溶液，在注入主體堵劑之前擠入瓜膠液，能增加堵劑黏度，防止堵劑擴(kuò)散，可用于前期暫堵，也可用于后期重點(diǎn)托堵。針對(duì)碳酸鹽巖嚴(yán)重漏失油井，通過(guò)常規(guī)堵劑的復(fù)合段塞組合，逐級(jí)“托堵”，有效地解決了因堵劑嚴(yán)重漏失而難以駐留封堵難題。

其中，氯化鈣溶液段塞補(bǔ)充鈣離子，提高后續(xù)堵劑反應(yīng)強(qiáng)度；硅酸鹽堵劑段塞與前一段塞反應(yīng)形成托堵，并具有一定選擇性，促凝下一段塞；可固化顆粒堵劑段塞與前一段塞反應(yīng)，快速固化形成有效封堵，也可代替封竄劑。具體施工時(shí)要視縫洞的規(guī)模定不同的段塞組合，對(duì)于漏失嚴(yán)重的井可實(shí)施兩輪，甚至多輪堵水。TK838井屬于縫洞型儲(chǔ)層，油水同出，大修轉(zhuǎn)抽期間累計(jì)漏失1 506 m3。2011年采用可溶性硅酸鹽（105 m3）前置托堵，高溫封竄劑（48 m3）中部封堵，納米封竄劑（5 m3）封口。堵后恢復(fù)自噴，有效期130 d，累增油1 300多噸。截止2011年底該工藝?yán)塾?jì)應(yīng)用7井次，有效5井次，有效率71%，增油6 571 t，較有效地解決了漏失的堵水難題。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）縫洞型碳酸鹽巖油藏油井堵水堵劑漏失的根本原因在于，儲(chǔ)層中高角度裂縫和大型洞穴發(fā)育。高角度裂縫極易溝通近井溶洞，形成堵劑的快速導(dǎo)流通道；孤洞和裂縫網(wǎng)絡(luò)貫穿的洞群都易成為堵劑的堆積空間。

（2）漏失井堵水前暫堵實(shí)現(xiàn)架橋、支撐和充填，對(duì)后續(xù)主體堵劑注入十分有利。現(xiàn)場(chǎng)可以根據(jù)漏失量和漏失規(guī)模，合理采用中密度固化顆粒、顆粒型體膨堵劑和可溶性硅酸鹽凝膠暫堵，必要時(shí)還可以往暫堵劑中加適量的堵漏劑。

（3）主體堵劑深部注入階段可以通過(guò)段塞組合和工藝調(diào)整強(qiáng)化堵漏效果，密度選擇性堵水和多級(jí)復(fù)合段塞堵水都能在很大程度上防止堵劑漏失，現(xiàn)場(chǎng)還可以根據(jù)實(shí)際情況實(shí)施多輪次堵水，或者采用“先過(guò)堵、再解堵”的堵酸聯(lián)作技術(shù)。

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（修改稿收到日期 2013-06-01）

Study on water shutoff technology for leaking wells in fracture-vuggy carbonate reservoir in Tahe Oilfield

QIN Fei, HE Xing, ZHAN Zhaowen, OUYANG Dong, WANG Rui
（Research Institute of Engineering Technology,SINOPEC Northwest Oilfield Company,Urumqi830011,China）

Water shutoff work for fracture-vuggy carbonate reservoirs in Tahe Oilfield encounters some difficulties, including difficult water shutoff agent optimization, serious agent leaking, and unmatched leakage plugging treatment. To solve the problem, the paper analyzed the present status of the water shutoff technique for fracture-vuggy carbonate reservoirs, and conducted the anticipation and cause analysis on agent leaking. And it also summarized the temporary plugging and leakage plugging agents, including three kinds of temporary plugging agents, which were middle density solidified particles, expansion particles and soluble silicate gel, and two kinds of water plugging techniques, which were composite density selective plugging with bridging particle and multistep composite slugs plugging with guanidine gum liquid as preflush. Field tests proved that the temporary plugging and leakage plugging techniques showed good effect for different leakage degree wells.

Tahe Oilfield; fracture-vuggy reservoir; carbonate reservoir; leaking wells; water shutoff technology

秦飛，何星，詹兆文，等. 塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏漏失井堵水工藝研究［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（4）：97-100.

TE358.3

：A

1000–7393（2013） 04–0097–04

國(guó)家973項(xiàng)目“碳酸鹽巖縫洞型油藏開(kāi)采機(jī)理及提高采收率基礎(chǔ)研究”（編號(hào)：2011CB201006）資助。

秦飛，1985年生。2011年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢）油氣田開(kāi)發(fā)工程專(zhuān)業(yè)（碩士），現(xiàn)主要從事油氣田開(kāi)發(fā)地質(zhì)、油藏工程、采油工程研究工作。電話(huà)：18290886594。E-mail：qinfeifeifei@sina.com。

〔編輯 薛改珍〕