裂縫性水淹油井梯次充填深部堵水延長措施有效期方法

關(guān)鍵詞/主題詞：低滲透油藏；工程技術(shù)；裂縫性水淹井；裂縫系統(tǒng)；梯次充填；深部堵水；封堵屏障；降水增油

0引言

長慶油田歷經(jīng)多年的注水開發(fā)，油井見水井?dāng)?shù)逐年增加。目前，高含水井?dāng)?shù)量已達(dá)10449口，其中三疊系油藏裂縫性水淹長停井6165口，占高含水油井總數(shù)的60%，已成為影響油田穩(wěn)產(chǎn)的重要因素。

三疊系作為長慶油田的主力產(chǎn)層，儲層非均質(zhì)強、滲透率低（小于1mD），地層受注水的長期沖刷、壓裂改造、酸化等常規(guī)措施后，注入水沿儲層高滲條帶突進與人工裂縫竄通，導(dǎo)致水驅(qū)效率大幅降低，油井快速水淹。水淹后表現(xiàn)出油水井貫通和井筒高壓的特征，堵水措施往往面臨復(fù)雜的油藏地質(zhì)問題。常規(guī)堵水大多采用弱凝膠或者弱凝膠+水泥封堵的組合進行封堵，用量大約200～300m3，注入設(shè)備普遍采用小排量柱塞泵或者水泥車注入，排量約為5m3/h～18m3/min。在地層壓力高條件下注入困難，施工壓力普遍較高，堵劑難以進入裂縫深部，主要在近井地帶堆積，封堵距離短。且堵劑材料主要采用鉻交聯(lián)，體系穩(wěn)定性較差，在高壓和高礦化度條件下，易發(fā)生水解破膠，導(dǎo)致失去封堵作用，措施有效期短，因此堵水工藝亟需改進。

常見的國外中高滲油藏中的堵水工藝以高滲層（滲透率大于1000mD）封堵為主，堵水工藝主要為凝膠和無機水泥籠統(tǒng)注入封堵。然而，這些工藝對國內(nèi)低滲透油藏的適應(yīng)性較差，特別是在長慶特低滲油藏（滲透率小于1.0mD）的情況下，幾乎沒有參考價值。

為了延長堵水有效期，國內(nèi)也針對水淹油井開發(fā)了一些堵水技術(shù)，主要針對高含水油井進行改造。這些技術(shù)結(jié)合了選擇性深部堵水技術(shù)和轉(zhuǎn)向壓裂工藝。首先，對見水油層進行選擇性深部堵水，封堵原有老裂縫深部和儲層的微裂縫發(fā)育帶或者含水飽和度升高的部位。然后，利用轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)在近井地帶或裂縫深處實施轉(zhuǎn)向壓裂，旨在造出新裂縫。通過這些技術(shù)實現(xiàn)降低油井含水，恢復(fù)或提高油井產(chǎn)能。

以吉林油田為代表的堵水轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，采用細(xì)粉砂、轉(zhuǎn)向劑、樹脂砂作為堵劑，封堵裂縫端部之后采用大規(guī)模壓裂動用裂縫周圍剩余油，該技術(shù)應(yīng)用后初期效果較好，但試驗井有效期平均不足180d［1］。主要原因是該技術(shù)中封堵后的壓裂改造規(guī)模控制難度大，新裂縫與老裂縫容易竄通或者因封堵強度弱未產(chǎn)生新裂縫而在老裂縫延伸造成措施后快速見水。

長慶油田從2010年開始，采用以擠注弱凝膠+無機固化類堵劑組合的堵水工藝進行封堵的實驗，其目的是通過引入耐壓型可固結(jié)堵劑與凝膠的強弱組合來延長措施有效期。近年開展了254口井次的試驗，當(dāng)年措施有效率60%，平均單井日增油0.5t，有效期內(nèi)平均單井累增油300t左右。但大部分井一兩年后反復(fù)見水失效，措施效果不理想，難以滿足油藏開發(fā)技術(shù)需求。造成這種局面的原因很復(fù)雜，一是部分井措施前進行過重復(fù)壓裂，二是有的井經(jīng)過了多次重復(fù)改造，這加劇了見水裂縫的復(fù)雜性。為應(yīng)對這種挑戰(zhàn)，研究者們提出了多段塞堵水工藝技術(shù)和壓裂堵水的思想。

李宜坤通過總結(jié)中國油田堵水調(diào)剖技術(shù)60年來，起源、試驗、發(fā)展、成熟、更替的過程，認(rèn)為國內(nèi)整體油井堵水有效率僅60%左右，油井堵水技術(shù)仍需創(chuàng)新思路持續(xù)攻關(guān)［2］。

2006年，熊穎在其學(xué)位論文《兩段塞復(fù)合油井堵水技術(shù)研究》中，分析了堵水的主要問題是堵水有效時間短和堵水效率低，因此設(shè)計了有機凝膠+復(fù)合水泥堵水的方法以加固對見水裂縫的封堵，重點針對堵劑材料的優(yōu)化做了大量室內(nèi)工作，在勝利油田試驗1口井見到效果，因試驗井較少對工藝無法定論。

2021年，魏學(xué)剛在其學(xué)位論文中分析了多段塞堵劑體系進行堵水作業(yè)未見效的主要原因，包括油藏地質(zhì)特征、油田開發(fā)狀況、施工參數(shù)和現(xiàn)場操作等因素的影響。這些因素中地質(zhì)因素非人為所能控制，井網(wǎng)影響因素十分復(fù)雜，很難量化，因此他重點對安塞油田現(xiàn)有的化學(xué)堵劑與段塞組合、施工參數(shù)進行了優(yōu)化設(shè)計，試驗了3口井雖取得一定效果，但因增油量、有效期有限未得到進一步的推廣。

綜上所述，盡管前人對堵水工藝和堵劑材料的優(yōu)化進行了多方面的探索，但在堵水技術(shù)與油藏特征的結(jié)合上仍顯不足。許多研究更多地關(guān)注于工藝和材料本身的改進，而未能充分考慮油藏的復(fù)雜性和多變性，這使得堵水技術(shù)在實際應(yīng)用中效果有限。

分析認(rèn)為措施效果差的原因主要有四點：一是由于堵劑注入量不足，導(dǎo)致封堵效果不佳，再加上目前堵劑組成以大粒徑粉砂、轉(zhuǎn)向劑、樹脂砂等為主，無法實現(xiàn)有效封堵，不能阻擋裂縫來水；二是壓裂規(guī)模控制不當(dāng)，大多數(shù)井初期效果好，很快含水又上升，措施有效期短；三是對于壓裂后的裂縫系統(tǒng)封堵認(rèn)識不足，僅采用凝膠+無機水泥兩段塞、小劑量、小排量的注入作為主流堵水工藝，這種認(rèn)識導(dǎo)致封堵有效期短，說明裂縫內(nèi)的來水不只是人工裂縫端部溝通，還有側(cè)向分支縫、微裂縫竄通，巖石力學(xué)控制的側(cè)向共軛縫也是見注入水的主要通道；四是對這種復(fù)雜油藏的動態(tài)分析不足，需要加深對油井與水井端油藏動態(tài)的分析，從而深化裂縫系統(tǒng)復(fù)雜性的認(rèn)識［3］。

為解決堵水難題并延長堵水措施的有效期，提出了“裂縫性見水井梯次充填深部堵水方法”，是一種系統(tǒng)性且有針對性的技術(shù)手段。主要從以下幾個核心思路出發(fā)：一是緊密結(jié)合油藏地質(zhì)與堵水工藝，分析油井見水原因及特征；二是圍繞裂縫復(fù)雜性，結(jié)合見水裂縫封堵與壓裂改造程度優(yōu)化堵水方案；三是將滿足不同大小裂縫尺度的堵劑送入裂縫深部，全方位封堵見水通道。這種裂縫性見水井梯次充填深部堵水，按照由弱到強的注入順序，逐步封堵裂縫系統(tǒng)中的不同級別通道。最終注入的堵劑在裂縫三維空間中不斷壓實充填，將微裂縫-裂縫依次封堵，將注入水推向遠(yuǎn)端，堵劑段塞占據(jù)裂縫，在地層中形成高強度穩(wěn)固的封堵屏障，形成梯次充填封堵的效果，實現(xiàn)了水淹裂縫的長效封堵。

1成果形成的方法過程

1.1成果研究的方法過程

（1）見水特征。通過大量生產(chǎn)資料分析以及檢查井取心后的現(xiàn)場觀察，裂縫性見水井平面上主要表現(xiàn)為天然裂縫走向與人工裂縫一致，縱向上受儲層非均質(zhì)性影響，水洗狀況差異較大，注入水易沿著滲透率高的高滲層段驅(qū)替突進，人工裂縫與天然裂縫溝通后，導(dǎo)致油井過早水淹，見水時間快則90～180d，慢則一兩年［4］；水井和周圍水淹油井反應(yīng)敏感，見水方向明確，見水時間快，隨著油井含水的升高，產(chǎn)液量增大，產(chǎn)油量大幅降低，動液面快速上升到井口并產(chǎn)生憋壓，大部分井見水后井口壓力高達(dá)10MPa以上，使得生產(chǎn)井不得不關(guān)井停產(chǎn)，且隨著關(guān)停井?dāng)?shù)的增多，對油田穩(wěn)產(chǎn)又產(chǎn)生了較大影響。由于過早見水，單井采出程度不足3%，側(cè)向大量剩余儲量未能有效動用，措施潛力較大［5］。

（2）平面剩余油的分布特征。選取西峰油田西41區(qū)塊油藏作為研究對象，通過建立地質(zhì)模型，模擬該區(qū)塊內(nèi)長8儲層開發(fā)10年后的生產(chǎn)動態(tài)特征，進一步認(rèn)識水驅(qū)剩余油分布情況。

2009年，西41區(qū)塊采用480m×160m菱形反九點井網(wǎng)注水開發(fā)，主力開采層位為長8層，油藏深度1960m，地層溫度69.1℃，儲層滲透率0.90mD，孔隙度10.6%，原始地層壓力16.99MPa，為典型的特低滲透油藏。儲層天然微裂縫發(fā)育，微裂縫占總孔隙比例為0.8%，初次壓裂改造后縫長約120m，監(jiān)測裂縫方位為NE75°。

應(yīng)用CMGSTARS油藏數(shù)值模擬軟件建立數(shù)值模擬模型，模擬地層存在縱向非均質(zhì)性和油水井之間主連線由于長期注水開發(fā)主應(yīng)力方向存在水流優(yōu)勢通道的情況，平面上采用5m×5m均勻網(wǎng)格系統(tǒng)，縱向上形成個網(wǎng)格，這樣形成288×232×1的網(wǎng)格系統(tǒng)，模擬總網(wǎng)格數(shù)為66816。

在注水驅(qū)替的過程中，注入水易沿著儲層高滲透帶突進，在靠近油井端水時，驅(qū)波及范圍逐漸變小，水線寬度呈現(xiàn)出較窄的條帶狀，裂縫側(cè)向的水線寬度在10m左右。在注水井附近注入水波及面積較大，但在水線附近以及角井周圍仍然有大量剩余油的存在。

主力層平面剩余油主要分布在注采流線油井的側(cè)向區(qū)域。裂縫性見水井由于主裂縫與天然裂縫溝通差異，水線寬度10～30m。通過明確剩余油的分布范圍，對油井堵水方案封堵位置的設(shè)計優(yōu)化提供指導(dǎo)。

（3）縱向剩余油的分布特征。研究了不同類型油藏平面和縱向上的水驅(qū)特征及剩余油分布規(guī)律。根據(jù)油層的厚度以及水洗厚度，實現(xiàn)油層挖潛潛力的定量化分析［6］。綜合分析68口檢查井資料，針對不同類型油藏的開發(fā)階段，深挖儲層滲流特征、物源（水線）不同方向、井網(wǎng)井距對剩余油分布特征的影響，從而實現(xiàn)對裂縫性見水油藏的縱向剩余油挖潛潛力準(zhǔn)確計算，為指導(dǎo)剩余油挖潛提供依據(jù)［7］，不同類型油藏縱向剩余油的類型統(tǒng)計結(jié)果見表1。

從表1中可以看出，長慶油田低滲透～超低滲油藏厚度較大（20～30m），注水開發(fā)時間較長，油藏整體含水保持較高，平均含水59.7%。受儲層非均質(zhì)性的影響，多數(shù)層段水洗程度并不高，縱向高程度水洗層段僅體現(xiàn)在高滲透油層中，而大部分低滲透油層注入水尚未波及。因此，從整個儲層來看，仍有大量剩余油富集，特別是在特～超低滲油藏，未水洗層段厚度占比達(dá)40%～60%。這充分驗證了油藏水驅(qū)動用程度非常低，油藏低滲層段剩余油富集量較大，挖潛潛力巨大，應(yīng)該是是措施挖潛的甜點區(qū)域［8］。

（4）梯次充填深部封堵設(shè)計方法。基于對裂縫特征的認(rèn)識，為了有效封堵裂縫性見水油井主裂縫、次生裂縫及微裂縫等見水部位，需要進一步研究裂縫及儲層基質(zhì)的裂縫尺度特征。從宏觀到微觀深入優(yōu)化封堵段塞設(shè)計，達(dá)到最佳的封堵效果［9］。

通過對董家河長6野外露頭觀察，裂縫在地表大面積發(fā)育，裂縫方向主要以NE和SN向為主，其次為EW和NW向裂縫。裂縫具有分布規(guī)則、延伸較遠(yuǎn)、間距較寬以及產(chǎn)狀較穩(wěn)定等特點。SN向裂縫延伸較短，分布不平整，多數(shù)終止與EW向裂縫。EW向裂縫面平直光滑，裂縫延伸多大于5m，裂縫間距0.2～0.5m不等，縫寬0.5～2.0cm之間。裂縫中通常無礦物充填，主要為剪切縫結(jié)構(gòu)。NE和NW向發(fā)育不均，規(guī)模較小，主要為張裂縫，裂縫面較為不平整，延伸長度一般不超過60cm，裂縫寬度分布在0.1～0.3mm范圍內(nèi)。

三疊系延長組長6油層的天然裂縫比較發(fā)育，微裂縫與裂縫的連通性較好，局部基質(zhì)中的大孔道與天然裂縫明顯溝通。根據(jù)對裂縫特征的觀察，估算出見水裂縫的尺度及滲透率特征。微裂縫分布范圍較廣，主要分布在裂縫周圍10～20m范圍，滲流能力約0.1mD，裂縫寬度約5～8μm。分支縫有一定分布，主要分布在裂縫周圍5～10m范圍，滲流能力0.1～0.2mD，裂縫寬度約50～100μm。壓裂縫為充填石英砂的人工裂縫，通過室內(nèi)模擬，在閉合壓力25MPa條件下滲透率約42mD，裂縫寬度為毫米級。

綜合以上研究的結(jié)果，形成了梯次充填段塞逐級深部封堵的設(shè)計方案，以主裂縫封堵為核心，采取全程強弱凝膠封堵段塞組合，分階段間歇性大排量注入，小粒徑微米級堵劑封堵遠(yuǎn)端微裂縫，凝膠堵劑封堵裂縫前段，高強封口劑封堵劑對裂縫進行封口。每級堵劑進入地層成膠后再依次注入下一段塞，注入過程呈現(xiàn)“前推、上擠、下壓、填實”的效果，形成層疊梯形封堵劑鋪置效果。段塞體系由弱到強、由遠(yuǎn)及近各自在裂縫內(nèi)占位，形成堅實的封堵體，阻斷裂縫中的來水，改變水驅(qū)液流方向，動用裂縫側(cè)向的剩余油［10］

（5）裂縫梯次封堵段塞設(shè)計。根據(jù)需要封堵的裂縫位置，設(shè)計了三個主體功能段塞，優(yōu)選粒徑和功能匹配的堵劑體系，以形成梯次封堵段塞。第一段塞是針對見水微裂縫的封堵，基于油水井雙向治理的技術(shù)思路，在注水井優(yōu)先調(diào)驅(qū)的基礎(chǔ)上，選擇與注水井調(diào)驅(qū)現(xiàn)用粒徑相匹配的微米級膨脹PEG-1顆粒凝膠，在地層溫度為60℃條件下，8h后遇水體積膨脹，嵌入微裂縫中，從而實現(xiàn)微裂縫的有效封堵。第二段塞是針對分支縫及裂縫前段的封堵，選用易注入、流動性好的耐沖刷凝膠堵劑，注入裂縫前端以封堵分支縫及主裂縫前端。膠體強度較高不易被水線突破，起到縫內(nèi)推水占位的作用。第三段塞對主裂縫進行封口，向裂縫中注入高強度可固結(jié)型堵劑，進一步推移壓實前面段塞，擴大封堵體量，形成梯次填充和體積密封的效果，同時也可防止長期生產(chǎn)過程中弱凝膠堵劑的采出，最后通過高粘交聯(lián)胍膠將所有堵劑頂替進地層，胍膠破膠后留下10～20m產(chǎn)液通道，實現(xiàn)油井堵水后的正常生產(chǎn)［11］。

（6）高強堵劑材料的配套。依托低滲透油氣田國家工程實驗室配套研發(fā)高強樹脂凝膠體系和高強固結(jié)堵劑。其中高強樹脂凝膠主要用于第二段塞，地面條件下黏度約50～100mPa·s，具有流動性好易注入的特點。高強樹脂凝膠黏度的變化特征如圖1所示。

從圖1中可以看出，該凝膠是一種聚合物高分子材料，主要由酚醛樹脂、交聯(lián)劑、固化劑添加劑等組成，是一種性能可靠的低成本堵劑材料。使用前需進行性能評價，現(xiàn)場取回兩組樣品，按照實驗配比及濃度配置好后，測得的初始黏度為60mPa·s，然后放入60℃水浴鍋中，模擬地層溫度下的成膠過程。實驗表明，膠體5d時達(dá)到最強，30天時凝膠完整，粘度保留率95%，60d時凝膠無明顯脫水現(xiàn)象，黏度保留率91%。最終成膠黏度44306mPa·s，達(dá)到國內(nèi)同類凝膠的2倍以上。

高強固結(jié)堵劑是一種低黏度高強度的互穿網(wǎng)絡(luò)聚合物，由兩種具有很強的結(jié)構(gòu)非對稱性的聚合物網(wǎng)絡(luò)形成的一種特殊聚合物，易注入且耐壓強度高。其組成主要由AMPS和AM單體通過自由基聚合形成的P（AMPS-co-AM）網(wǎng)絡(luò)。隨后，AM單體在P（AMPS-co-AM）網(wǎng)絡(luò)存在的情況下再次進行自由基聚合，形成PAM網(wǎng)絡(luò)。PAM網(wǎng)絡(luò)與P（AMPS-co-AM）網(wǎng)絡(luò)之間存在物理纏結(jié)和氫鍵作用，從而形成更高強度的固結(jié)性堵劑，如圖2所示。

從圖2中可以看出，該堵劑體系在室溫（≤30℃）時黏度小于30mPa·s，具有較強的流動性和易注入的特征。成膠時間可控，可調(diào)范圍為4～8h，在45～90℃條件下均可形成穩(wěn)定固結(jié)物，固化后形成強度更高的互穿網(wǎng)絡(luò)復(fù)合堵劑。通過優(yōu)化組分比例，開展了3組強度影響因素試驗。當(dāng)配比為5.3∶1時，初凝2h后，成膠強度達(dá)到2MPa以上，反應(yīng)6h后，堵劑已經(jīng)完全固結(jié)在容器底部，取出固結(jié)物，通過三軸應(yīng)力測試儀進行抗壓測試。結(jié)果顯示堵劑抗壓強度達(dá)到23.7MPa，抗壓性能優(yōu)良，能夠滿足主裂縫的高強度封口［12］。

1.2試驗推廣過程

（1）堵劑用量的優(yōu)化。結(jié)合裂縫系統(tǒng)的認(rèn)識及段塞的設(shè)計方案，依托所建立地質(zhì)模型，模擬進行了10組不同段塞配比的封堵實驗，以油井梯次充填深部堵水措施后獲得最大產(chǎn)能為依據(jù)來確定最佳的堵劑用量［13］，如圖3所示。

從圖3中可以看出，三種段塞分別設(shè)置了不同的堵劑配比，模擬進入地層后的封堵效果。段塞比例分別為1∶1∶1、1∶1∶2、1∶1∶3、1∶1∶4、1∶2∶1、1∶3∶1、1∶4∶1、2∶1∶1、3∶1∶1、4∶1∶1，微米級堵劑全部進入裂縫側(cè)向基質(zhì)和微裂縫，封堵微觀見水通道，凝膠進入裂縫深部，高強固結(jié)封口劑對見水裂縫進行封口，具有防止堵劑返出和穩(wěn)固堵劑段塞的作用［14］。通過模擬計算，當(dāng)凝膠、高強封口劑和PEG-1配比為2∶1∶1，堵劑用量約600～800m3時，累產(chǎn)油量達(dá)到最大值。

（2）注入?yún)?shù)的優(yōu)化。前期油井堵水施工設(shè)備主要以小排量柱塞泵為主，施工排量5m3/d，施工壓力15MPa。遇到地層壓力較高的情況時，難以進一步注入，只能停止施工。注入的堵劑主要分布在近井帶，難以封堵遠(yuǎn)端裂縫。因此，為了實現(xiàn)裂縫的深部封堵，需要應(yīng)用大型設(shè)備實現(xiàn)裂縫的深部封堵。結(jié)合梯次封堵的技術(shù)思路，創(chuàng)新應(yīng)用壓裂設(shè)備進行堵水施工，在高排量、高壓注入條件下，保持見水裂縫張開，將堵劑逐級注入地層深部，實現(xiàn)梯次填充，有效封堵見水裂縫周圍復(fù)雜裂縫。

根據(jù)封堵段塞的粒徑大小、凝膠的強弱以及成膠的時間，在注入工藝上采用低速+快速、分階段間歇性混合注入方式，小粒徑、弱凝膠堵劑通過低速注入以增加封堵帶寬，實現(xiàn)天然裂縫和分支縫的深部飽填充式封堵［15］；高強凝膠通過快速注入，將裂縫內(nèi)的堵劑推至遠(yuǎn)端，起到較好的推水和封口的作用，從而實現(xiàn)見水裂縫深部封堵。同時，為了防止裂縫過度延伸而超地層破壓產(chǎn)生新裂縫，結(jié)合三疊系區(qū)塊油藏中深、地層破裂壓力等數(shù)據(jù)，優(yōu)化注入排量為0.5～0.8m3/min，注入壓力為16.4～20.0MPa，實現(xiàn)了限壓注入、堵而不壓、深部堵水的多重效果［16］。

（3）改善堵水效果的實踐操作方法。對于裂縫性見水的油井，油井水淹后，多為注入水通過微裂縫、高滲條帶與壓裂裂縫相互溝通，油井產(chǎn)液量突升，含水突升達(dá)到100%，裂縫內(nèi)呈現(xiàn)高壓特征，堵水難度較大，措施有效率低，封堵有效期短。以井組為單位，采用油水井雙向治理方式，從源頭進行治理，措施井對應(yīng)注水井封堵前一周或者30d內(nèi)將對注水井先停注，油井放噴觀察壓力，以便掌握地層壓力情況，從而針對性地優(yōu)化封堵方案。這也可減少放壓時間節(jié)約施工周期等［17］。另一種方式是對注水井適度的措施干預(yù)，在油井措施前，優(yōu)先采取適當(dāng)?shù)恼{(diào)剖調(diào)驅(qū)措施，從注水端改變的水驅(qū)方向，減少高滲條帶的滲流，這也有利于降低油井端壓力，降低堵水工藝的選擇難度，從而可有助于提高裂縫性見水油井堵水成功率、延長有效期［18］。

（4）現(xiàn)場試驗過程。近年來，在長慶三疊系油藏裂縫性水淹井共試驗145口井，根據(jù)梯次封堵設(shè)計方案，采用壓裂設(shè)備進行大排量注入；微米級顆粒凝膠注入排量0.5m3/min，堵劑用量200m3；推水弱凝膠注入排量0.8m3/min，堵劑用量200m3；高強凝膠注入排量0.8m3/min，堵劑用量400m3，單井累計注入堵劑800m3。措施后初期平均單井日增油1.32t/d，單井累計增油598t，含水由原來的100%降為69.5%，取得了較好的控水增油效果，如圖4所示。

從圖4中可以看出，統(tǒng)計了措施后2年梯次充填堵水效果和常規(guī)堵水效果月度對比長期生產(chǎn)數(shù)據(jù)。通過數(shù)據(jù)分析表明，與前期常規(guī)堵水工藝效果相比，裂縫性見水井采用梯次充填深部堵水措施后，單井日增油、含水降幅等各項指標(biāo)均大幅度提升：平均單井日增油是前期試驗效果的2倍，措施有效率由前期堵水試驗后60.0%提高到80.0%；措施有效期由前期堵水試驗后180d提高到651d；含水降幅在前期堵水措施后11.4%的基礎(chǔ)上提高到了31.5%；而且措施效果持續(xù)有效，措施井長期穩(wěn)產(chǎn)優(yōu)勢凸顯，梯次充填深部堵水技術(shù)在降水增油方面效果明顯，可促進油藏開發(fā)水平的整體提升。

以D175-14井為例，位于姬塬油田羅1井區(qū)，開采長8層，油層厚度25m。該井于2010年5月采用常規(guī)壓裂措施投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液5.97m3，日產(chǎn)油5.6t，含水6.2%，動液面1700m。2020年8月該井含水突然上升，日產(chǎn)液6.62m3，含水100%，動液面快速升至井口，井口壓力11MPa。2022年8月地關(guān)，關(guān)井前日產(chǎn)液6.72m3，含水100%，累產(chǎn)油1.07×104t，累產(chǎn)水0.9×104m3。

根據(jù)注采情況分析，該井油層厚度較大，初期產(chǎn)量較高，周圍對應(yīng)兩口注水井，且位于注水主應(yīng)力方向，存在高滲流通道溝通水線，屬于明顯的裂縫性見水特征。與鄰井相比，該井采出程度比較低，判斷裂縫側(cè)向剩余油富集，挖潛潛力較大。因此，決定采取大排量梯次充填深部堵水措施。

2022年9月26日采用壓裂機組進行堵水施工，按照2∶1∶1的段塞組合設(shè)計，梯次封堵來水通道，以恢復(fù)油井產(chǎn)能。擠注排量0.5～0.8m3/min，施工壓力18.9MPa，停泵壓力13.2MPa，累計擠注PEG-1凝膠、高強樹脂凝膠、高強固結(jié)堵劑及頂替液共計830m3，其中高強樹脂堵劑400m3，PEG-1凝膠200m3，高強固結(jié)堵劑200m3，頂替液30m3。關(guān)井候凝168h后復(fù)產(chǎn)，措施后日產(chǎn)液5.11m3，日產(chǎn)油4.36t，含水12.8%，動液面1200m，供液充足，含水降幅明顯。這表明，梯次深部封堵堵水技術(shù)有效封堵了高滲來水通道，取得了顯著的降水增油效果。

2結(jié)果現(xiàn)象綜合討論

2.1梯次封堵有效期提升機理

（1）梯次充填深部封堵提高水驅(qū)波及效果。選取4個井組建立了梯次深部封堵堵劑封堵機理模型.模型設(shè)計包含凝膠堵劑、高強堵劑和微米堵劑三種段塞，按照2∶1∶1的配比依次封堵目標(biāo)油井，分析油井堵水效果。通過數(shù)值模擬，發(fā)現(xiàn)油井堵水前后油井周圍的滲流場發(fā)生了明顯改變，如圖5所示。

從圖5中可以看出，油井堵水前，動態(tài)壓力場主流線沿主裂縫聚集，注入水沿主裂縫突進，形成水竄。主裂縫側(cè)向區(qū)域的剩余油未被有效動用［19］，注入水平面波及面積很小，導(dǎo)致注入水平面波及系數(shù)較低，油井采收率較低，無法發(fā)揮油井最大生產(chǎn)潛能（圖5（a））。

油井進行多段塞梯次充填堵水后，見水裂縫周圍形成“堵、驅(qū)、繞”效應(yīng)。主流線上實施堵水措施的兩口油井，其水線沿油井周圍呈橢圓形向外圍擴散，然后在油井處匯合。這證明了注入堵劑后，注入水能有效形成繞流，驅(qū)替主裂縫兩側(cè)的剩余油，增大了注入水的平面波及面積，提高注入水的平面波及系數(shù)，增大了油井產(chǎn)量（圖5（b））。

同時該配比下堵水措施后裂縫滲透率明顯降低，模型中油井周圍滲透率發(fā)生了較大變化，微米堵劑、凝膠和高強封口劑在封堵范圍以及封堵部位存在顯著差異。粒徑較小的堵劑主要進入裂縫側(cè)向微觀帶，膠體由于自身黏度特征主要進入裂縫尺度較大裂縫內(nèi)。三者各司其職，依次充填，降低裂縫滲透率的程度存在明顯差異。研究結(jié)果表明，微米堵劑封堵的波及寬度30～50m，封堵長度達(dá)到50～80m，堵后滲透率約為0.04mD，相當(dāng)于原滲透率的十分之一。凝膠堵劑進入側(cè)向較大的支縫及主裂縫前段，高強封口劑對裂縫進行封口，形成較強的封堵憋壓帶，堵后整體滲透率降低到0.01mD，迫使驅(qū)替系統(tǒng)改變方向，向裂縫兩側(cè)擴散，驅(qū)替低滲低壓部位剩余油，產(chǎn)生了較好的降水增油效果［20］。

（2）確定選井標(biāo)準(zhǔn)以提升堵水成功率。在提出堵水措施之前，應(yīng)結(jié)合措施井的生產(chǎn)動態(tài)、采出程度及見水類型等因素，進行增產(chǎn)潛力的優(yōu)先排序，優(yōu)選潛力井并分批開展試驗。措施實施后，根據(jù)不同的增產(chǎn)效果來評價工藝的適應(yīng)性，并建立效果評價標(biāo)準(zhǔn)，以便為堵水工藝的改進提供依據(jù)。建議建立一套選井和選層的標(biāo)準(zhǔn)，優(yōu)先選擇開發(fā)區(qū)中部的油層，這些油層應(yīng)具有穩(wěn)定的厚度和良好的地質(zhì)基礎(chǔ)，且初期產(chǎn)量較高或與區(qū)塊平均水平相當(dāng)；同時，地質(zhì)儲量的采出程度應(yīng)低于5%，以確保剩余油的潛力較大［21］。此外，鄰井的生產(chǎn)應(yīng)保持穩(wěn)定，含水低于60%，若含水過高，則表明措施井周圍可能水洗程度較大，水驅(qū)范圍較大，剩余油零散，措施潛力有限，如圖6所示。

從圖6中可以看出，油井見水時間各不相同，堵水效果存在顯著差異。因此，堵水時機的選擇至關(guān)重要。通過對比不同水淹時間條件下的試驗井，發(fā)現(xiàn)見水時間不到1年的井在實施堵水措施后，效果表現(xiàn)相對較好，而1～3年的次之，見水時間超過3年的井則顯示出措施效果逐漸下降的明顯規(guī)律。這表明，油井見水后，裂縫受注入水的長時間沖刷以及高滲帶的水洗作用，導(dǎo)致水線寬度范圍變大，側(cè)向剩余油分布被驅(qū)散，從而使得堵后水驅(qū)難以波及到較遠(yuǎn)區(qū)域，降低了堵水效果。因此，“早發(fā)現(xiàn)、早堵水”搶抓堵水時機對于提升措施效果至關(guān)重要［22］。

2.2梯次封堵延長有效期現(xiàn)場試驗評價

（1）高強度的堵劑材料延長堵水有效期。在追求裂縫性見水井堵水有效期最大化的過程中，需要考慮多個因素，其中堵劑材料的篩選是保障油井堵水效果的重要環(huán)節(jié)。不同的油藏裂縫發(fā)育存在差異，油井與注水井之間的裂縫溝通程度也各不相同，地層壓力因井況不同也表現(xiàn)出不同的特征，這些因素都會影響著堵劑段塞設(shè)計優(yōu)化［23］。

對于停井時間較長的井，由于注入水與地層油水之間的長期接觸和復(fù)雜反應(yīng)，常常會出現(xiàn)近井筒結(jié)垢等現(xiàn)象。因此，在采取措施前，需要通過酸化、試擠等方式進行處理，以掌握地層壓力情況；停井時間較短的井往往比較直觀掌握地層壓力。這些因素都是堵劑的選擇必須考慮的因素，因此，堵劑材料的篩選和堵劑段塞的設(shè)計是一個系統(tǒng)的工程。段塞設(shè)計強度偏弱堵不住，段塞設(shè)計強度過高又會堵死油層。因此，科學(xué)合理的段塞設(shè)計需要統(tǒng)籌考慮各方面因素［24］。

以Z319-776為例，該井為典型的裂縫性見水井，在采取措施前，已出現(xiàn)油水井貫通現(xiàn)象，井口壓力為15MPa，折算地層壓力為35MPa。措施前，注水井停注一周后地層壓力約25MPa，地層壓力仍較高。2021年5月封堵施工，使用壓裂車以0.8m3/min的排量依次擠注0.2%高強樹脂凝膠100m3、0.3%高強樹脂凝膠300m3、封口劑100m3，關(guān)井候凝一周后開井放噴即見油，井口壓力6.0MPa，日產(chǎn)純油6.0t，持續(xù)放噴60d后，井口壓力降為2MPa，壓井后下投產(chǎn)管柱控液生產(chǎn)，措施初期日產(chǎn)液4.97m3，日產(chǎn)油2.03t，含水由100%下降到55.1%，動液面在井口。分析認(rèn)為，裂縫封堵成功，堵劑迫使水驅(qū)滲流方向發(fā)生了改變，裂縫側(cè)向未被驅(qū)替到的剩余油得到了有效動用。由于措施前地層能量保持水平較高，導(dǎo)致該初期放噴時間長、產(chǎn)量高。然而，地層壓力就是一把雙刃劍，隨著對應(yīng)注水井的開注，堵劑用量設(shè)計偏少，承壓能力不足，油井生產(chǎn)了120d后被注入水再次突破水淹，含水由60.6%突升為100%，措施失效，措施有效期僅180d。

（2）堵水效果的對比評價。通過理論研究突破和和工藝技術(shù)進步，與常規(guī)油井堵水相比，裂縫性見水井梯次充填深部堵水技術(shù)在設(shè)計方法、堵水工藝、單井增產(chǎn)、材料工具等方面具有優(yōu)勢明顯，如表2所示。

從表2中可以看出，通過實施梯次充填深部堵水措施后，與常規(guī)油井堵水效果對比，堵劑用量由200m3提高到800m3，措施有效率由60%提升至80%，單井日增油量由0.50t提高到1.32t，含水降幅由11.4%提高到31.5%，措施有效期由180d提高到651d，各項指標(biāo)均有了大幅提升，工藝的先進性明顯。同時，見水裂縫封堵后，由于水驅(qū)的繞流作用，井組內(nèi)側(cè)向油井出現(xiàn)顯著的見效特征。B153區(qū)塊集中試驗10口注水井，對應(yīng)井組的127口油井日產(chǎn)油量由120t提高到170t。因此可見，油井堵水不僅是一口油井的增產(chǎn)措施，還對整個油藏開發(fā)水平的改善有著不可替代的作用。

3結(jié)論建議

（1）通過建立油井堵水地質(zhì)模型，認(rèn)識了水淹井裂縫周圍剩余油的分布特征，平面上剩余油分布在裂縫側(cè)向10～30m，縱向上存在40～60%的剩余油未被動用，這證實了水淹井的挖潛潛力。根據(jù)野外露頭、巖心室內(nèi)試驗等研究，揭示了見水裂縫封堵尺度，封堵段塞設(shè)計具有了針對性。同時，室內(nèi)優(yōu)選了相應(yīng)的堵劑體系，優(yōu)化了封堵段塞設(shè)計。綜合考慮了微裂縫-分支縫-裂縫的全部封堵，優(yōu)化了堵劑用量，創(chuàng)新形成了梯次封堵的堵水工藝。通過數(shù)值模擬方法建立了裂縫封堵模型，模擬堵劑進入地層封堵后，可以改變驅(qū)替滲流場，注入水繞過見水裂縫，在裂縫側(cè)向形成了“堵、驅(qū)、繞”效應(yīng)，將裂縫側(cè)向剩余油驅(qū)替至井筒。研發(fā)配套了具有不同封堵功能的高強堵劑材料，采用大排量設(shè)備高壓依次注入，實現(xiàn)了見水裂縫的深部封堵。與前期堵水工藝相比，措施后平均單井日增油提高了2倍，含水降幅達(dá)到31.5%，效果顯著，體現(xiàn)了長效封堵和改善油藏開發(fā)效果的重大意義。

（2）通過油藏動態(tài)分析、數(shù)值模擬方法以及堵劑材料的篩選等，建立了裂縫性見水井梯次充填深部封堵工藝模式，解決了當(dāng)前油井剩余油認(rèn)識不清、堵水工藝缺乏針對性、堵劑材料強度不夠等問題，對堵水工藝的創(chuàng)新起到了一定的推動作用。然而，由于室內(nèi)實驗條件有限，關(guān)于堵水工藝創(chuàng)新理論研究物理模擬方面相對缺乏，需在注水驅(qū)替條件下模擬裂縫封堵后地層的滲流場變化，直觀研究剩余油的驅(qū)替效果，不斷完善堵水工藝。

（3）下步建議開展室內(nèi)物理模擬研究，建立油水井雙向堵水模型，并在地層條件下進行梯次充填裂縫封堵后的物理驅(qū)替模擬實驗。通過模擬裂縫封堵后注水驅(qū)替效果，結(jié)合驅(qū)替壓力、排量等參數(shù)，建立優(yōu)化堵水工藝施工參數(shù)的公式。同時，結(jié)合壓力驅(qū)替滲流場的變化情況以及驅(qū)替范圍，量化堵水效果的預(yù)測等內(nèi)容，采用數(shù)值模擬與物理模擬相結(jié)合的方式，推動堵水工藝的進一步成熟。