姬塬油田三叠系油藏油井堵水技术研究与应用

张进科，魏江伟，张倩，龚雪梅

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

姬塬油田三叠系油藏油井堵水技术研究与应用

张进科，魏江伟，张倩，龚雪梅

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

姬塬油田经过多年的开采，部分区块已经进入中高含水期，目前油田已有见水井420口，占总井数的8.7%，因此对于水淹井的有效治理是油田保持长期稳产的关键。该油田高含水井以裂缝性水淹为主，通过十余年的努力攻关取得一些成果，但在水淹水平井治理、大面积裂缝性水淹井整体改造等方面仍有较大欠缺和不足，低渗透高含水油井堵水技术已成为制约油田稳产增产的技术瓶颈之一。本文针对姬塬油田三叠系油井水淹特征，开展堵水工艺研究及堵剂体系优选，形成针对性强的堵水工艺和适用性好的堵剂产品，最终达到对姬塬油田水淹井的有效治理目标。

姬塬油田；裂缝性；堵水

1 姬塬油田水淹井特征

1.1 油井见水特征

受储层裂缝影响，主向油井易见水。由于低渗透储层压裂投产或经后期多次压裂改造，受人工裂缝影响，主向井易见水。

受储层非均质影响，注水易沿高渗带突进。由于主砂体走向、地层微裂缝发育、压裂裂缝等共同作用造成注入水易延高渗带突进，导致见水具有多向性特点[1]。

1.2 含水上升原因分析

1.2.1 裂缝因素（天然裂缝和人工裂缝）一方面可以提高油水渗流能力，使注水井达到配注，油井获得效益开发；另一方面容易形成水窜，使采油井过早见水或水淹。

1.2.2 储层非均质性（层内、层间和平面非均质）对于注水开发油藏，非均质性强的储层，在开发过程中矛盾比较突出，造成同一井网上不同位置油井见水程度不均，从而影响油井的产量。

1.2.3 注水导致微裂缝开启由于储层微裂缝发育，当注水量达到一定值时，注水压力达到微裂缝开启压力，造成注入水沿微裂缝推进，部分井试油出水、投产很快见水或井组内大部分油井含水上升并水淹，最终导致井组水驱效率低，低含水采油期短，稳产效果差。

1.2.4 后期多次改造导致油井过早见水对于长庆低渗透储层，油井均需压裂投产，水井按照储层特征，进行射孔、爆燃或压裂投注，部分井因后期多次改造，造成了无水采油期缩短，严重影响了区块的整体开发。

2 堵水配套工艺研究

在确定水淹油井具有增产潜力基础上，判断油井的来水方向及大小，以提高单井效益、控制无效水循环、改善注采井组为目标，结合油井水淹特征，选择针对性的工艺技术对策，通过油井水淹的生产曲线和来水方向进行判断[2-5]，针对几种情况形成了不同的技术对策（见表1）。

2.1 复合段塞堵水（堵水酸化）工艺

技术思路和段塞设计（见图1）：用弱凝胶对人工裂缝远端的微裂缝进行封堵；用强冻胶对人工裂缝进行封堵，中间可变换黏度，交替注入；用高强封堵剂对人工裂缝进行封口；过顶替，预留裂缝泄油通道；复合酸化措施，达到增油目的。

表1 油井水淹特征及技术对策

图1 堵水+酸化工艺示意图

2.2 堵水+定向射孔压裂工艺

对裂缝型水淹井，按照“堵+压”结合的思路，在旧缝张开后，泵入足够强度的化学堵剂，封堵老裂缝。然后采用定向射孔转向压裂造新缝，达到动用侧向剩余油的目的。

聚合物-凝胶复合堵剂封堵远端裂缝；高强度裂缝封堵剂封堵人工裂缝和封口；定向射孔同层内压裂新缝（见图2）。

图2 定向射孔压新缝示意图

2.3 油水井双向调堵工艺

通过水井封堵与水淹油井的主要油流通道，使得后续注入水不能够进入油井的采油区域，降低油井产能。在油井方向通过油井堵水技术再次封堵与注水井沟通的裂缝与微裂缝，进一步提高堵水率，降低采油区域的含水率，综合挖潜油井产能，延长其生产周期（见图3）。

图3 油水井双向调堵示意图

3 堵水剂优化筛选

通过室内评价和优选形成了封堵人工裂缝的微细水泥堵剂体系和封堵基质和微裂缝的凝胶堵剂体系。

3.1 微细水泥封堵体系

微细水泥封堵体系主要包含两个部分：以微细水泥为主剂，多种功能型添加剂复配的微细水泥封堵液体系；以防塞剂GFS为主的配套防塞液体系，保证管柱安全。

微细水泥封堵液体系：所研发的封堵液体系具有较好的流动性和膨胀性，且在48 h胶结后抗压强度可达29.7 MPa，可满足井口憋压大液量水淹井的有效封堵（见表2）。

表2 封堵液体系综合性能评价表

微细水泥封堵液体系特征：流动性好，低摩阻；抗压强度高，渗透率低；低失水，体系稳定；微膨胀，无体积收缩，保障胶结质量。

防塞液体系：防塞剂GFS配制的防塞液体系防止水泥颗粒下沉聚集与水化，与封堵液不同体积比配制的混浆3 d内均不凝固，有效保证了管柱的安全（见表3）。

为了保障封堵液关井候凝期间内管柱的安全，开发了与微细水泥封堵液体系配套的防塞液体系。

表3 防塞剂GFS凝固试验情况

3.2 凝胶堵剂体系

3.2.1 选择性凝胶堵水剂体系－G542主要特点：具有黏弹性和黏附性好的特点；在70℃～90℃具有良好的长期热稳定性和抗盐性能；主要用于封堵基质和人工裂缝远端的微裂缝（见表4）。

3.2.2 智能凝胶堵水剂体系－G521主要特点：该堵剂为固定形态的强冻胶，强度大，弹性好；具有一定的吸水膨胀性能；耐温、抗盐、耐酸碱；用于封堵人工裂缝或封口（见表5）。

智能凝胶G521对水和油的封堵能力都极强，堵水率和堵油率均为100%，可以满足姬塬地区堵水酸化作为封口剂的要求。

3.3 堵剂体系优选

形成了针对不同堵水工艺的两套堵剂体系：

（1）G542+微细水泥－适用于堵水压裂工艺技术：用选择性弱凝胶G542对远端微裂缝进行封堵；用微细水泥体系对人工裂缝进行封堵，水泥封堵体系强度高，可以满足堵水后的压裂改造作业。

（2）G542+G521－适用于堵水酸化工艺技术：用选择性弱凝胶G542对出水裂缝远端微裂缝进行封堵；用智能凝胶G521对人工裂缝进行封堵并封口，防止堵剂返吐。

4 现场试验效果评价

2015年两种体系共应用3口井，有效2口井，其中地175-16为堵水酸化，地224-77为微细水泥堵水+定向射孔压裂，地242-78首先进行复合段塞堵水无效后实施微细水泥堵水+补孔压裂（措施后目前仍无效）（见表6）。

表4 G542封堵液体系综合性能表

表5 G521智能凝胶堵水剂综合性能表

表6 现场试验3口堵水井措施效果表

5 结论与认识

（1）将姬塬油田水淹类型划分为暴性水淹、过早见水和堵水失效三种情况，针对三种情况水淹井提出治理思路：复合段塞堵水（堵水酸化）技术、堵水+定向射孔压裂技术、油水井双向调堵技术。

（2）针对堵水+定向射孔压裂工艺，通过室内优选和评价研发出可有效封堵人工裂缝的微细水泥堵剂体系，胶结后抗压强度可达到30 MPa，且实现了连续混配堵水施工。

（3）通过现场试验发现，定向射孔在堵水压裂中是一项关键技术，它可以改变堵水后新裂缝的开启方向，决定堵水压裂效果的成败。

（4）油井堵水增油只是一个目的，关键在于堵得住，可有效改善平面矛盾，提高水驱波及体积，从而提高油藏开发效果。

［1］熊春明，唐孝芬.国内外调剖堵水技术最新进展及发展趋势［J］.石油勘探与开发，2007，34（1）：83-88.

［2］蒲万芬，陈刚，胡书宝，等.与酸化联作的堵水技术［J］.西南石油学院学报，1997，19（3）：43-48.

［3］巨登峰，张克永，张双艳.华北油田裂缝性油藏的堵水实践［J］.断块油气田，2001，8（6）：39-43.

［4］乔二伟，师清磊，王和琴，等.油井分层化堵技术在濮城油田的应用［J］.石油钻采工艺，2000，22（5）：77-80.

［5］杨怀国，刘法杰，王燕娜，等.油井化学堵水工艺技术新进展［J］.油气田地面工程，2009，28（5）：29-30.

TE358.3

A

1673-5285（2016）12-0042-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.011

2016－09-10

张进科（1984－），油田开发工程师，2006年7月毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事井下作业工作，邮箱：zhangjk2_cq@petrochina.com.cn。