DH油田塊狀底水油藏堵水技術的優化與實施

摘要：塊狀底水油藏在注水開發過程中存在水驅突進嚴重，底水上升快等問題，從而影響采收率。本文以DH油田為例，分析調堵技術的地質條件，優化選井指標，通過室內實驗優選合適的耐溫耐鹽的封堵體系，從而提高采收率，在實際應用中也取得很好的生產效果。

關鍵詞：塊狀底水油藏;堵水技術;采收率

DH油藏CⅢ段儲層屬海灘沉積的前濱和臨濱微相沉積，砂巖沉積厚度250m，巖性為石英砂巖，砂體走向平行于構造走向，東河砂巖縱向上可分為10個巖性段。DH油藏具有統一油水界面和壓力系統，其油藏類型為塊狀底水油藏。

對研究區統計各種巖性的發育程度，通過9口取心井行巖心觀察結果表明，DH1井區東河砂巖主要為灰白色或綠灰色（含油為棕褐色）細砂巖、粉砂巖。其頂部有薄層礫巖，中上部主要為細砂巖，下部為細砂巖夾薄層粉砂巖。

東河砂巖石英含量41.8%～85%，平均71.7%;長石含量1%～22%，平均5.7%;巖屑含量9%～38%，平均22.6%。井區內巖性主要分為長石巖屑質石英砂巖、巖屑質石英砂巖和巖屑砂巖。通過X衍射，東河1井區粘土礦物絕對含量低于5%，其中主要粘土礦物為高嶺石、伊利石、伊蒙混層和綠泥石。

1 油藏特征及開發規律

1.1隔夾層特征

CⅢ油藏各小層之間隔夾層較發育，夾層巖性為泥質粉砂巖、灰質粉砂巖、泥灰質粉砂巖三種類型。夾層單層厚度較小，主要在0.5m以內，除7砂層組頂部夾層分布較廣外，其余夾層橫向連續性較差。其中21、22小層頂部夾層發育在西北部，呈條帶狀分布，以泥質夾層為主，個別井發育泥灰質夾層，分布范圍在2-3個井距;51小層頂部發育泥質和泥灰質夾層，泥質夾層自北東向南西呈條帶狀發育，走向與砂體展布方向一致，泥灰質夾層呈席狀、塊狀發育在泥質夾層兩側，井區西南部區域不發育夾層;52、53小層頂部夾層在中部及南部發育，6砂層組頂夾層分布范圍小，僅在中部及北部局部井點處分布。

1.2開發特征及規律

DH1井區石炭系東河砂巖油藏共有油水井40口，其中油井30口，注水井10口。油藏采油曲線所示，近幾年油水井開井數穩定，日產液、日產油呈快速遞減趨勢，綜合含水率快速上升。

（1）產量遞減大。全油藏產量遞減大，最高遞減率達到22.7%，2010年后無新井接替，含水上升及高產井異常是主控因素。

（2）含水上升加快。全油藏進入中高含水階段，含水上升速度快，2010年至2013年含水上升率都超過5%，最高年含水上升速度達到7.4%。

（3）注水利用率降低。注水無效循環增大：存水率、水驅指數下降，耗水指數上升，注入水利用率降低III類水平，水驅狀況差：開發調整效果2000年顯著，2007年低于預期，目前急劇變差。

（4）優勢通道普遍發育。根據優勢通道識別結果可知，該油藏共發育38條優勢通道，其中C21小層共發育7組優勢通道，發育類型分別為為優勢通道順層發育型和優勢通道本層向下發育型。C22小層共發育3組優勢通道，發育類型為優勢通道本層向上發育型。C31小層共發育7組優勢通道，發育類型分別為優勢通道順層發育型、優勢通道本層向上發育型和優勢通道本層向下發育型。

2 DH油藏調堵選井選層的優化與實施

根據DH油藏實際情況制定如下油水井調剖堵水選井原則。

選取水井調驅井：①該注水井目前井況是否正常，有無套損;②該注水井是否發育優勢通道;③該注水井注水層位是否位于油水界面之上;④該注水井固井質量好，發育隔夾層，無竄槽和層間竄漏現象;⑤對應的油井竄流類型是否為注入水竄流。

選取油井堵水井：①該生產井目前井況是否正常，有無套損;②該生產井產能低，是否處于中高含水階段;③該生產井是否已經發育優勢通道，以及水竄類型是否為注入水竄流;④該生產井周圍的隔夾層是否發育;⑤ 該生產井其它層剩余油潛力是否高。

以 DH1-7-8注水井為例具體闡述，DH1-7-8在1994年5月投注，2016年1月注水層位為C13-6。

調驅的有利因素是吸水剖面不均勻：主要吸水層位為4砂層組，需要調整同時發育一定程度的竄流通道：1-7-8井和1-6-8、1-7-7、1-7-12和1-7-7T井之間都發育優勢通道。

調驅的不利因素包括①井間隔夾層不發育：1-7-8和對應油井間的隔夾層大多屬于部分遮擋型。②注水井調驅層位在油水界面之下：DH1-7-8井的C21～6層目前在油水界面之下。③對應的生產井優勢通道狀態：生產井目前的優勢通道多為曾經發育。④注采井距過大：DH1-7-8井注采井距都比較大。⑤注水壓力過高：25～30MPa，已達泵注壓力極限，要調驅除非用井口增壓設備。

3 DH油藏調堵井的堵水劑優化與實施

采用耐溫耐鹽的封堵體系，通過目測代碼法評價交聯聚合物調剖體系的成膠狀態，通過倒置裝有交聯調剖體系的試樣瓶，觀察凝膠舌長來直觀地評價凝膠強度。根據凝膠強度代碼以確定凝膠強度類型，結果表明對苯二酚-烏洛托品交聯劑體系的凝膠耐溫、耐鹽性能優良，耐溫時間可以達到5個月并且成膠后的強度較大;而酚醛樹脂交聯劑體系的凝膠耐溫、耐鹽較好，耐溫時間可以達到3個月但是成膠后的強度較小，故針對DH油藏地層條件優選對苯二酚-烏洛托品交聯劑體系的凝膠配方。

由于堵劑在油田現場應用時，地層水的礦化度不盡相同，不同礦化度的水對配制的交聯體系的成膠狀況及凝膠的穩定性產生影響。耐溫聚合物的粘度隨時間的推移變化平緩，20h時耐溫聚合物的粘度依然穩定在100 mPa?s以上，具有較強的耐溫能力。因此實際采用耐溫聚合物和不耐溫聚合物分子量均在500-700萬，其中耐溫聚合物中引入了耐溫單體AMPS單體（2-丙烯酰胺基 -2- 甲基丙磺酸）。AMPS單體的引入可以大大增強聚合物的耐溫能力。

參考文獻：

[1]朱利明.有關相似相溶規律的討論.大學化學[J]2003（2）：44-45

[2]趙玉武.低滲透油藏納微米聚合物驅油實驗和滲流機理研究[D].北京：中國科學院研究生院（滲流流體力學研究所）.2010.

作者簡介：

李琳琳，男，1982年10月出生，2009年7月畢業于中國石油大學（華東）礦產普查與勘探專業，現于中國石油遼河油田勘探開發研究院從事油氣田開發工作。