油井堵水工藝技術(shù)改善與優(yōu)化應(yīng)用

李 熠，周長順，劉永春，馮立勇，張寧利

（1.陜西延安石油天然氣有限公司，陜西延安 716000；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 常規(guī)油井堵水存在的問題

1.1 水淹井調(diào)查

現(xiàn)采油三廠有水淹井835口，在用705口，日影響產(chǎn)量 1 268 t。主要分布在 W33、P21、W2、Y2 等三疊系見水油藏，油井產(chǎn)能損失嚴(yán)重。

按見水類型分類，采油三廠低滲透油藏水淹油井見水類型分為見注入水、見地層水，按見水方式分類，主要見水方式為孔隙性見水、裂縫性見水、孔隙-裂縫性見水、底水錐進、底水沿裂縫突進五種方式。

1.2 油井堵水現(xiàn)狀

2012-2016年采油三廠共實施油井堵水措施103口，措施有效率68.93%，平均單井日增油0.76 t，平均有效期126 d，降低井組自然遞減3.74%，提高井組可采儲量0.13×104t，降低井組自然遞減1.79%，平均投入產(chǎn)出比 1：1.52。

1.3 歷年堵劑體系

近年來，采油三廠低滲透油藏針對不同區(qū)域不同見水類型的水淹井，先后進行了裂縫性水淹井堵劑體系、高滲帶水淹井堵劑體系、底水油藏水淹井堵劑體系的室內(nèi)研發(fā)與現(xiàn)場實驗，目前常用的堵劑有凝膠顆粒、微納米堵水凝膠、合成樹脂、油井水泥等不同類型堵劑，其中納米微球、體膨顆粒類、有機強凝膠類堵劑在油井深部堵水中實施效果相對較好，但有機強凝膠類有效期較短，酚醛樹脂類堵劑在封堵底水中實施效果較好（見表1、表2）。

1.4 存在問題

近年來油井堵水有效率低、單井日增油量低，措施有效期較短，主要表現(xiàn)為堵不住、堵不牢、堵死三種特點。

三疊系油藏深部堵水平均措施有效率69.4%，平均有效期僅為128 d，侏羅系、H2長9油藏封堵底水平均措施有效率62.5%，平均有效期僅為94 d。2012-2016年實施103口油井堵水，無效井32口，單井日增油＜0.5 t井?dāng)?shù)有48口，其中堵死井?dāng)?shù)9口（18.75%），堵不住的井有16口（33.3%），堵不牢的井有21口（43.75%）。

措施改造強度過大會造成地層水、注入水沿裂縫水竄，由此出現(xiàn)的溝通型水淹井治理難度大，采油三廠低滲透底水油藏絕大多數(shù)油井投產(chǎn)初期均經(jīng)過壓裂改造，部分油井因壓裂參數(shù)強度過大造成裂縫溝通底水，使油井投產(chǎn)即高含水；且采油三廠每年壓裂、酸化措施工作量超過400口，少數(shù)油井會因措施參數(shù)不當(dāng)造成裂縫溝通注入水而出現(xiàn)水淹。截至2014年，采油三廠有投產(chǎn)即高含水油井37口，主要分布在H23、H39、Y67區(qū)域；有溝通型水淹油井11口，其中關(guān)井7口。目前此類水淹井尚無明確有把握的治理手段。

表1 采油三廠油井堵水不同堵劑體系下工作量及施工參數(shù)統(tǒng)計表

表2 采油三廠歷年油井堵水分堵劑類型效果統(tǒng)計表

堵劑注入性差，封堵強度選擇難度大，裂縫性低滲透油藏中，由于儲層基質(zhì)滲透率較小，油井?dāng)D注堵水劑的過程中注入性較差，這就要求堵水劑的黏度不能太高；堵水劑進入儲層后，選擇性封堵儲層的裂縫，這就要求堵水劑的封堵強度非常高。這是裂縫性低滲透油藏開發(fā)特征的特殊性所決定的。

目前，聚合物凝膠類的堵水劑以其成膠時間可控的優(yōu)勢在油田廣泛應(yīng)用，但對于裂縫性低滲透油藏來說，若使堵水劑達到封堵裂縫的強度，其原液的聚合物的質(zhì)量百分含量必須足夠高，隨之而來的是聚合物初始黏度非常高，對本來注入性極差的低滲透油藏，給現(xiàn)場施工帶來注不進堵水劑的問題，而且若堵水劑強度過低，可能出現(xiàn)堵水劑大量采出的情況。

2 暫堵劑堵水技術(shù)研究優(yōu)化

2.1 工藝原理

該技術(shù)是在暫堵酸化技術(shù)的基礎(chǔ)上再延伸，由常規(guī)的暫堵酸化向“堵水酸化”轉(zhuǎn)變，堵劑以油溶性樹脂為主要材料；采用硬度不同的油溶樹脂及較軟的石蠟類物質(zhì)混配在一起，并將其加工成粒徑分布不同的暫堵劑，具有油溶、水不溶、酸不溶的特點[1-5]。

2.2 堵劑性能評價

通過對優(yōu)選的ZDJ-b暫堵劑進行室內(nèi)實驗評價，驗證了暫堵劑的油溶性。

2.2.1 暫堵劑油溶性能評價 將5份ZDJ-b暫堵劑分別置入煤油和原油以及不同比例的水+煤油混合物中，放置24 h后，發(fā)現(xiàn)暫堵劑在原油及煤油中均有很高的溶解度。由此得出進入地層的ZDJ－b與油井產(chǎn)出液接觸時可在較短時間內(nèi)溶解，而失去堵塞作用，因而不會增加油流壓力返排帶來的困難，也不會對地層造成永久性損害（見表3）。

2.2.2 暫堵劑封堵性評價

2.2.2.1 堵劑濃度 為探明施工用液的濃度，以達到最佳的封堵效果，室內(nèi)通過配制相同量不同濃度的暫堵劑進行實驗，結(jié)果（見表4）。實驗得出，隨著堵劑濃度增大，封堵效果提高，突破壓力明顯增大。此外，實驗中還發(fā)現(xiàn)，相同濃度時，滲透率增大（即孔道變大），則承壓能力降低，說明隨著地層滲透率增大，施工濃度相應(yīng)要增加。

2.2.2.2 堵劑注入量 室內(nèi)實驗注入不同倍數(shù)孔隙體積堵劑時的侵入深度及封堵效果，結(jié)果（見表5）。堵劑注入量越多，封堵效果越好，從滿足施工效果和經(jīng)濟效益方面考慮，以選擇5倍孔隙體積的注入量為宜。因此在現(xiàn)場施工時要求設(shè)計的堵劑注入量在高滲透層中能達到一定的封堵深度（≥1 m），這樣才能承受較高的正、反向壓力沖擊，同時可延長堵水的有效期。

2.2.2.3 暫堵劑的封堵效果 其堵前的水、油相滲透率 Kw1、Ko1，堵后的水、油相滲透率 Kw2、Ko2以及堵水、堵油率 ηw、ηo。實驗結(jié)果（見表6），由表6得出暫堵劑主要進入了高滲透率巖心，封堵效果較好。

2.3 工藝參數(shù)優(yōu)化

2.3.1 段塞設(shè)計 以不同粒徑油溶性暫堵劑為堵水劑，段塞設(shè)計四段塞，采用不同粒徑及濃度的堵劑封堵地層。段塞設(shè)計為：土酸+凝膠顆粒懸浮液+（8%+15%）暫堵劑懸浮液＋弱凝膠封口（見表7）。

表3 ZDJ-b暫堵劑在不同介質(zhì)中的溶解率表

表4 ZDJ-b暫堵劑濃度對封堵效果的影響

表5 ZDJ-b堵劑注入量對侵入深度及封堵效果的影響

表6 ZDJ-b暫堵劑封堵效果表

表7 暫堵劑堵水段塞設(shè)計表

預(yù)處理段塞：若試擠壓力大于10 MPa，進行預(yù)處理配酸1.0 m3，解除近井地帶堵塞，為后續(xù)擠入油井堵劑提供通道，反應(yīng)1 h后進行活性水大排量洗井。

第一段塞：選用預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒和有機交聯(lián)聚合物凝膠，利用其良好的注入性和移動變形能力對地層深處的微裂縫帶進行有效封堵，更好地保護主體段塞而不過早突破，從而延長處理的有效期，堵劑在油層深部孔隙內(nèi)滯留，堵塞孔隙通道，具有深部液流轉(zhuǎn)向作用。

第二段塞：選用10%～15%暫堵劑懸浮液交替注入，利用其良好的吸附能力和封堵穩(wěn)定性對高滲透串流通道進行有效填充封堵，形成第二道整體封堵屏障，對深部微裂縫進一步封堵，讓調(diào)剖劑在油藏多孔介質(zhì)中連續(xù)運移、分配，不斷增大作用半徑，起到進一步強化作用。

第三封口段塞：選用暫堵劑懸濁液＋有機聚合物弱凝膠體系，利用其良好的注入性和移動變形能力，在較高的注入壓力下隨著壓力場的重新分布對主體段塞未能有效作用的區(qū)域進行更進一步的強化封堵，以達到先調(diào)后驅(qū)的理想效果，防止堵劑返吐。

2.3.2 堵劑用量優(yōu)化

2.3.2.1 堵水半徑計算 堵劑體系注入地層后，優(yōu)先進入高含水通道，并在含水通道內(nèi)形成凝膠，形成滯留，堵塞遠微裂縫巖心孔隙。一般認(rèn)為該弱凝膠體系在裂縫頂部形成一球形狀堵塞范圍，因此對于裂縫性油藏堵水，在堵水作業(yè)過程中，堵水半徑越大，封堵效果越好。但是綜合考慮油井堵水后的增油效果和投入產(chǎn)出比，應(yīng)該選擇合理的堵水半徑。根據(jù)目前國內(nèi)堵水經(jīng)驗，油井堵水的半徑一般為3 m～8 m。從達西定律出發(fā)，根據(jù)封堵效果的要求，確定出合理的封堵半徑。

由以下公式知：

令：J=q/Δp

假設(shè)堵水前地層為均質(zhì)，則K為常數(shù)，此時：

則堵水后的吸水指數(shù)為：

以上公式中：rp-堵水半徑，cm；rw-井筒半徑，cm；re-泄油半徑，cm；J-堵水后吸水指數(shù)，（m3/MPa·d）；Δp-注入壓差，MPa；Jo-堵水前吸水指數(shù)，（m3/MPa·d）；v-滲流速度，cm/s；q-注入量，cm3/s；μ-流體黏度，mPa·s；h-油層厚度，cm。

用Frr表示平均殘余阻力系數(shù)，由殘余阻力系數(shù)的定義知：Frr=巖心堵前滲透率/巖心堵后滲透率。則油層堵水前后吸水指數(shù)的變化為：

若Frr取平均值，用FRR代替，則FRR為一常數(shù)，并令上式整理得：

通過上式也可以看出，油井堵水要使含水下降程度越大，則需要堵劑量越大；平均殘余阻力系數(shù)越大，則需要封堵的半徑越小。

根據(jù)采油三廠不同區(qū)域的地質(zhì)狀況，通過水井與連通油井的井距、井眼半徑、水驅(qū)的殘余阻力系數(shù)、堵水前后吸水指數(shù)之比等參數(shù)，利用上式可以計算出不同區(qū)塊下的堵水半徑（見表8）。

2.3.2.2 堵劑用量計算 在實際施工時，堵劑被頂替到人工裂縫頂端呈球形分布，利用計算得到的封堵半徑，計算堵劑用量。堵劑用量表示堵劑的深入半徑或擴散范圍，與有效厚度h、孔隙度φ，堵水半徑rp有關(guān)，同時要考慮在堵劑注入前沿堵劑的稀釋量和作業(yè)過程損失堵劑量，因此其計算公式如下：

式中：Q-工作液用量，m3；rp-堵水半徑，m；φ-封堵儲層平均孔隙度，%；h-堵水地層的有效高（厚）度，m；Q1-計算的用量，m3；Q2-注入前沿堵劑稀釋量，m3；Q3-作業(yè)損失堵劑量，m3。

在實際施工過程中，由于人工裂縫周圍堵劑的濾失，其堵劑的用量還與封堵層的滲透率k、孔隙度φ以及堵劑的黏度有直接關(guān)系。因此，在實際計算堵劑用量時，要綜合考慮堵劑在人工裂縫中的濾失量，其堵劑總值按照130%進行計算。

3 實施效果

3.1 整體效果

在W2、W33長6油藏開展實驗井4口，平均單井暫堵劑用量3.0 t，措施后液量由8.32 m3上升到12.02 m3，含水由82.0%下降到75.4%，單井日增油1.24 t，累計增油612.92 t（見表9）。

3.2 典例井分析-A3井

3.2.1 措施依據(jù) 該井位于油藏中部，于1998年6月壓裂長621層投產(chǎn)，試油日產(chǎn)純油21.25 t，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液14.10 m3、日產(chǎn)油11.54 t、含水7.2%，截止目前累計產(chǎn)油54 378 t；2013年2月開始見水，2016年6月開始含水持續(xù)上升，由45.0%上升到62.7%再上升到76.0%；2017年2月液量突然上升至18 m3左右，含水上升至86.8%，表現(xiàn)為孔隙性見水特征。

表8 采油三廠三疊系長6油藏主力區(qū)塊堵水半徑計算表

表9 采油三廠暫堵劑堵水工藝技術(shù)實驗效果表

表10 A3井油井堵水段塞組合表

3.2.2 段塞設(shè)計 設(shè)計弱凝膠段塞＋凝膠顆粒對人工裂縫遠端的微裂縫進行籠統(tǒng)封堵；暫堵劑懸浮液對原有人工裂縫進行封口；小劑量酸液對近井帶實施解堵，改善裂縫壁面（見表10）。

3.2.3 施工記錄 該井累計注入堵劑32 m3，累計注入暫堵劑干劑2.7 t，初始壓力為10.0 MPa，最終壓力為17.5 MPa。該井施工壓力整體呈現(xiàn)緩慢上升趨勢，后維持穩(wěn)定，說明高滲透滲流出水通道已被有效封堵（見圖1、圖2）。

3.2.4 實施效果 2017年8月1日堵水后含水由84%下降到73.7%，液量由12.5 m3上升到19.8 m3，日增油3.07 t，截止12月31日累計增油354.78 t。該井堵水后含水下降，單井增油較好。從水驅(qū)曲線變化上看（見圖3），措施后曲線明顯變化，預(yù)測增加單井可采儲量2 596.21 t。

圖1 A3井施工壓力降落曲線圖

圖2 A3井施工曲線圖

圖3 A3井水驅(qū)曲線法計算單井可采儲量增值曲線

4 結(jié)論及建議

（1）根據(jù)暫堵劑堵水結(jié)果，證明暫堵劑堵水可有效降低油井含水，并提高最終采收率。但暫堵劑堵水后油井液量均呈不同程度的上升，需進一步分析液量上升原因，對注入?yún)?shù)進行進一步合理分析。

（2）從措施效果看，該技術(shù)適應(yīng)于孔隙性見水油井，對于底水錐進、底水、注入水沿裂縫突進油井的堵水需進一步進行現(xiàn)場實驗，加強暫堵劑堵水的適用范圍。

（3）繼續(xù)開展堵劑體系研發(fā)與評價，保證措施效果。開展堵劑體系評價，研發(fā)針對不同見水類型油藏的堵劑體系，如裂縫性、高滲帶等，選擇不同堵劑體系配方、段塞組合、以及封口強度，應(yīng)用PI決策技術(shù)，確定堵劑用量、候凝時間，保障良好的措施效果。

（4）進一步加強不同油藏區(qū)塊、不同見水類型條件下的堵水機理研究。通過對生產(chǎn)動態(tài)分析、試井解釋及其他監(jiān)控手段，分析W2、W33等三疊系長6油藏油井見水原因及見水規(guī)律，確立合理的堵水時機。

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