淺析水平井堵水難點及技術(shù)優(yōu)化

李明亮

摘 要：本文結(jié)合當前水平井在油田普遍應(yīng)用的發(fā)展趨勢，結(jié)合水平井出水情況分析，對堵水技術(shù)優(yōu)化提升進行了探究。

關(guān)鍵詞：水平井；堵水技術(shù)；出水原因

水平井作為一項油田勘探開發(fā)新技術(shù)，對裂縫油藏、淺薄層油藏、稠油油藏等傳統(tǒng)技術(shù)難以獲取工業(yè)產(chǎn)能的復雜油藏開發(fā)，具備較好的應(yīng)用效果。但隨著當前油田注水開發(fā)等增產(chǎn)技術(shù)實施，水平井出水問題日益頻繁，水淹儲層后會對油藏開發(fā)帶來不利影響。因此，有必要對堵水技術(shù)優(yōu)化提升進行探究。

1 水平井出水現(xiàn)狀

1.1 水平井出水的影響因素

水平井因特殊的井身結(jié)構(gòu)，含水過快上升會造成儲層“水淹”和底水脊進、水錐等問題，降低產(chǎn)液含油率。水平井出水原因很多，主要有以下幾個：地質(zhì)方面，主要是裂縫性油藏水平井，開采初期天然裂縫可作為油氣資源運移通道，但長期開發(fā)后儲層壓力降低，裂縫成為地下水的運移通道，造成產(chǎn)液含水量急劇增加；油水性質(zhì)方面，地下原油和地下水密度差異隨原油開發(fā)產(chǎn)生變化，長期開發(fā)后油水密度差減小，底水脊進的生產(chǎn)壓差也逐步降低，使油井易出水；井身結(jié)構(gòu)方面，水平井存在水平段井筒，該段較短時，可在短期內(nèi)形成水脊，因水脊兩側(cè)比較陡峭，會加大油水邊界；而該段長度加大后，隨著長度增加，外在生產(chǎn)參數(shù)一致情況下，井筒見水時間會逐步后延，提升無水采收率和最終產(chǎn)液采收率。

1.2 水平井出水找水方式

為發(fā)揮水平井采油作業(yè)優(yōu)勢，完井方式與常規(guī)直井存在差異，一般都通過裸眼完井或割縫套管完井方式進行，傳統(tǒng)測井技術(shù)找水存在困難。水平井找水，要基于油水化學和物理性質(zhì)差異，比如溫度測井，通過對不同井深的溫度進行測量，異常變換點就是出水點，常用熱電偶式測溫儀和電阻傳感器測溫儀，前者耐受溫度較低，后者適宜在高溫環(huán)境應(yīng)用；流體密度及持水率測井，主要是對井筒內(nèi)不同深度的流體中進行油、氣、水含量分析，繪制數(shù)據(jù)圖后，正常情況下曲線比較平緩，而曲線變化異常部位就是出水點；氧活化法測井，該技術(shù)比較先進，需要借助電子儀器進行，通過施加10MeV以上能量的快中子對井筒流體進行照射，流體中包含的活化氧會產(chǎn)生放射性同位素16N，在放射β射線照射后逐步衰減，正常情況下半衰期為7.13s，在這一過程中，會發(fā)射能量較高的γ射線，16N衰變放射的γ射線包含能量為6.13MeV，因水中包含的氧原子被核活化后產(chǎn)生的自然伽馬射線能量比其他井筒流體要高，通過數(shù)值對比可確定出水點；儲層飽和度測井，需要配備高密度過氧硅酸釓探測器、雙伽馬射線探測器等探測儀器，加大脈沖發(fā)射力量，通過接收儀器接收到因伽馬射線造成的中子脈沖生碳和氧伽馬射線差異，尋找異常點來確定出水點。

2 水平井堵水技術(shù)難點及優(yōu)化分析

2.1 水平井堵水技術(shù)難點

堵水技術(shù)實施主要是選取堵劑和堵劑下入兩個重要環(huán)節(jié)，通過將穩(wěn)定性強的堵劑放置到水淹部位或出水點，實現(xiàn)不傷害儲層基礎(chǔ)上的降低產(chǎn)水，在選取適用堵劑后，因需要通過固化和成膠兩個關(guān)鍵階段才能發(fā)揮作用，所以技術(shù)難點也集中在這兩個環(huán)節(jié)。潛在風險階段，因為油藏條件和完井方式都對堵劑放置位置存在影響，特別是水平井出水以底水、裂縫滲水為主，水淹部位與油層緊密連接，且裸眼完井等方式使地層、環(huán)空部位和井筒間存在較多聯(lián)系空間，堵劑添加受儲層非均質(zhì)性、原油粘度、自身重量和施工壓差等諸多因素影響，所以堵劑下入后最終的凝結(jié)位置并不確定，可能會在井筒內(nèi)、油管外、出水通道間相互流動，即使是采取了籠統(tǒng)注入、封隔器機械分隔注入，也都不能有效控制堵劑最終的凝結(jié)部位；實際風險階段是堵劑凝固后，可能形成的凝固體在井筒內(nèi)、環(huán)空部位、儲層中流動，既難以發(fā)揮應(yīng)有作用，又會造成儲層污染和傷害，特別是堵劑大都需要輔助分隔工具和射孔酸化等方式才能實現(xiàn)放置位置更精確的控制，造成儲層一旦傷害將很難恢復，甚至引發(fā)井筒堵塞等問題。

2.2 水平井堵水優(yōu)化技術(shù)對策

一是合理選擇堵劑。要選擇具備較強流變性、穩(wěn)定性強、安全可靠和封堵強度大的堵劑進行應(yīng)用，確保堵劑在下達預定位置前具備較強的觸變性和剪切稀釋性，不會滯留在中途；具備井下流體內(nèi)較強的懸浮穩(wěn)定性，不會在流體內(nèi)沉積、固化；具備較強的抗沖刷能力，可對出水點長期穩(wěn)定封堵。當前常用的有具備凝結(jié)時間可控性強的雙基團二次交聯(lián)聚合物堵劑、延遲交聯(lián)聚合物凍膠堵劑、預交聯(lián)兩性聚合物堵劑和屏蔽堵劑。為防止凝結(jié)后返吐，需在堵劑注入后再添加高強度的封口劑。

二是試劑壓力平衡堵水法。適用于趾部出水的油井。在封堵原理上，為防止堵劑以撓性油管為通道在水平段回流，實施化學封堵前就在井筒環(huán)空部位注入保護液，確保能沿環(huán)空到達撓性油管末端，在達到末端后再進行凍膠輸入，通過連續(xù)注入實現(xiàn)封堵、不接觸和污染儲層。保護液要確保漏失較少、對近井地帶基本不存在滲透和污染，常用粘度較高的稠油或有機物；主堵劑選擇延遲交聯(lián)聚合物凍膠，滲透率較低時改用預交聯(lián)兩性聚合物。

三是籠統(tǒng)注入堵水法。適宜無法有效分割的頁巖層、水平段和射孔段較長且含水上升較快的油井。可在無法準確確定出水點的情況下，將試劑注入射孔層，實現(xiàn)對流體有效控制。對非均質(zhì)性較強儲層要先投入細顆粒物進行儲層暫堵保護，滲透率較高時用延遲交聯(lián)聚合物凍膠，較低時用預交聯(lián)兩性聚合物，滲透率特別差時用泡沫或乳狀液堵劑。

3 結(jié)論

綜上所述，水平井應(yīng)用在油田不斷增多，但出水問題制約了產(chǎn)能提升，通過對出水基本情況的分析和對堵水技術(shù)的優(yōu)化分析，為提升水平井開采成效奠定了基礎(chǔ)。

參考文獻：

[1]杜勇.樁1塊水平井水淹分析與堵水設(shè)計[J].石油天然氣學報，2011（10）.