碳酸盐岩油藏钻塞堵水低效探析

金燕林，秦飞

油气田开发

碳酸盐岩油藏钻塞堵水低效探析

金燕林1，3，秦飞2，3

( 1. 中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011； 2. 中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011； 3. 中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆 乌鲁木齐 830011；）

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏前期开采强度过大，底水锥进加快，油井产层接替困难，地下油水关系复杂，堵水潜力日趋不明。为重新评估油井潜力，需针对前期堵水失效井和井筒状况复杂井实施钻塞堵水。本文基于塔河油田钻塞堵水现状，从储层类型、前期堵水强度、堵剂类型、堵剂用量和堵后生产方式五个方面，全面分析了钻塞堵水的低效原因，对油田钻塞堵水选井、配套堵剂和工艺有一定的理论指导意义。

塔河油田；碳酸盐岩油藏；钻塞；堵水；低效

塔河油田是典型的缝洞型碳酸盐岩油藏，非均质性强并且底水活跃[1]。由于前期开采强度较大，水锥、水窜现象日益严重，关井、缩嘴、注水压锥方式已不同程度失效，堵水逐步成为油田控水增油的主要方式[2]。近几年堵水实践表明，油井潜力和底水水体能量直接决定堵水的增油量和有效期。由于缝洞型油藏不具备统一油水界面，油藏条件苛刻，不利于仪器找水[3]，多数井无接替层，堵水封堵目标段和潜力释放目标不明确。为了发挥油井的最大潜力，塔河油田主要采用笼统化学弱堵，钻塞堵水和多轮次堵水成为后期堵水的主要方向。鉴于钻塞堵水风险大、有效率低，有必要统计已有的钻塞堵水资料，讨论钻塞的可行性、有效性和后期措施，为钻塞堵水的选井和工艺优化提供理论依据。

1 钻塞堵水概况

塔河油田碳酸盐岩油藏堵水主要经历了机械卡封堵水、井筒化学堵水（主要是挤水泥），目前已开展深部化学堵水尝试。统计的33口井筒钻塞堵水样本，仅有12口有效，有效率为36.4%。其中二区、四区钻塞井数共19口，达到总井数的一半以上。且二区9口井钻塞堵水有效率33.3%，而四区10口井钻塞堵水有效率仅20%。钻塞后的堵水方式主要有挤水泥[4]、常规化学堵水和多级复合段塞深部堵水，整体看钻塞的堵水有效率低（表1）。从表1中可以看出：多轮次堵水时，后一次堵水要求封堵强度更大、堵剂进入地层深度更深，才能提高堵水有效率；多级复合段塞深部化学堵水酸化建产率高，是钻塞后堵水比较理想的选择。

表1 塔河油田碳酸盐岩油藏钻塞堵水统计

2 钻塞堵水可行性分析

堵水前后都可能有钻塞的需要，但技术思路和目的是不一样的。堵前钻塞主要考虑的是潜力，即寻求新的接替层段或评估以前的产出段；堵后钻塞主要是工艺问题，主要针对塞面不符合设计要求或出现无法求产情况下作修井准备等情况。钻塞段整体或局部有产油潜力，钻塞之后堵水可能获得较高的增油量和较长的有效期。但往往钻塞段潜力释放目标不明，这给钻塞前的潜力评价带来了实际困难。

结合塔河油田现有的钻塞堵水成功经验，根据油藏资料、生产动态分析和油藏水淹类型[5]，在以下四种情况下钻塞都是值得尝试的。

（1）下部储层能确定还有潜力，主要涉及三种情况：下部储层并未动用；前期堵水失效，下部仍有产出潜力；前期未堵水，产剖显示下部仍有潜力。

（2）上部储层确定没有潜力。主要涉及三种情况：前期堵水后测吸水差；储层改造之后仍不具有产出能力；因为其它原因上部确定无法再生产。

（3）生产段需要重新评估潜力。主要涉及两种情况：生产井段内有垮塌和阻塞，处理井筒全面解放生产井段；钻塞堵水后生产段需要整体或局部测吸水，判断储层是否还有潜力。

（4）整个生产段确定没有潜力。钻塞之后对整个生产层段进行深部选择性挤堵尝试；堵水之前钻塞有利于后期储层的进一步改造。

3 钻塞堵水低效原因

3.1 储层类型缺乏选择

塔河碳酸盐油藏储层分为缝洞型、裂缝型、孔缝型[6]。结合区块地质及储层认识，对塔河碳酸盐岩油藏堵水相关参数精细分析表明，在相同堵水工艺条件下，堵水效果与储层发育情况关系密切。从储层类型看，堵水效果孔缝型、裂缝型、缝洞型依次变差。缝洞型储层大缝大洞随机发育，容易造成漏失，或沟通远处体积更大、能量更强的水体，对堵水不利。如塔河4区裂缝、溶洞发育，初期油井堵水效果较好，后期堵水效果差。塔河8区高角度裂缝发育，多为快速水淹，堵水有效期短、增油低，有效率低。本次统计表明，缝洞型储层钻塞堵水井近60%，而有效率仅为33.3%；而裂缝型储层和孔缝型储层有效率均超过50%。因此在目前堵漏条件下，钻塞堵水要尽量避开漏失井。

3.2 对前期堵水缺乏认识

对于前期井筒化学堵水（图1左图）的油井，由于开采速度过大，底水已趋近甚至完全超越井筒内塞面位置，钻塞会迅速导致暴性水淹。本次统计的井筒堵水井80%钻塞后堵水无效。对于前期深部化学堵水的油井，地层深部的化学隔板下面已经完全被底水沟通或占据（图1右图），钻塞之后，底水会减速绕行，而就近从近井裂缝或高渗带锥进，大大增加了后期堵水的风险。为此需要重点讨论两个问题：前一次堵水有未形成较好的隔板；底水何时能突破到隔板位置。如果前期堵剂强度低，钻塞后底水迅速沿着近井裂缝或酸蚀裂缝窜进，增加了后期封堵的风险。如果底水已将近突破隔板边缘，钻塞之后往往很难形成更大的堵水半径，后期要完全封堵已很难实现。

图1 井筒堵水与深部堵水塞面示意图

3.3 堵剂类型难以匹配

如果钻塞对前期隔板损坏程度小，底水在短时间内汇聚到近井封堵薄弱地带，如果堵水的主体堵剂强度过低，随着底水的不断供给，势必会就近突破封堵隔板。如果前期隔板已经完全钻穿，那么底水很迅速沿近井裂缝或高渗带向上锥进，需要高强度的封堵才能抑制底水锥进的势头。因此钻塞之后，不管对前期堵水隔板钻透的程度怎样，都需要再一次堵水，增大封堵强度。而要增大封堵强度，必须从根本上解决堵剂的强度问题。塔河油田高温、高矿化度的油藏特征使得常规堵剂难以满足堵水要求[7]，从评价效果和机理分析来看，仅可溶性硅酸盐类堵剂和可固化颗粒堵剂较为适用（表2），但均不具备较好的选择性。

考虑到超低密度固化颗粒在具备可固化颗粒优良特性的基础上，还兼具成本低廉的特点，成为塔河油田碳酸盐岩堵水的主推堵剂。设计段塞主要为“前置液（0.4%胍胶液+配浆水）+超低密度堵剂（密度1.13~1.14 g/cm3，强度>0.8 MPa）+隔离液（配浆水）+高强度水泥（密度1.88 g/cm3水泥）或中密度可酸解固化颗粒（密度在1.40~1.60 g∕cm3可调）+顶替液（配浆水和清水）”，基本能达到封堵强度的要求。虽然封口剂的强度（抗压强度大于14 MPa）很高，但是工艺上防止产层覆盖，往往经验性地用5~15 m3，加之封口剂密度大，因此封口剂铺展的半径要远小于主体堵剂。甚至在突发情况下由于过顶替，近井可能根本不能形成有效封口。如某井由于井口刺漏过顶替2 m3，使近井带无法形成有效封堵，底水很快上窜到井筒，最终累计产油186.8 t，有效期仅20天。低密度堵剂的强度较小，实验状态下一般在0.5 MPa左右，如果现场配置过程控制不严，在地下的实际强度可能会更小。在封口堵剂不能覆盖的地方，随着底水的不断补充，底水可能根本不需要绕流就直接突破隔板薄弱的地方，而影响到堵水效果。

表2 塔河油田碳酸盐岩堵水堵剂优点及适应性

3.4 堵剂用量不易准确修正

碳酸盐岩油井堵水时，主要利用裂缝解释概念模型来计算堵剂用量。堵剂一方面进入地层，同时还要封堵天然裂缝，因此实际堵剂用量就是这两部分之和。如下式：

其中：—堵剂用量，m3；

D—裂缝宽度（经验值，3 mm）；

L—裂缝长度（考虑到大部分井都是酸压见产，经验值估算，60 m）；

h—裂缝高度（经验值估算，30 m）；

—堵剂进入地层的量，m3；

—地层封堵率（经验值，2/3）；

—堵剂进入地层厚度，m；

—过顶替深度（留塞时为0），m；

—有效孔隙度，%（单井估算值，以近井裂缝为主，不考虑溶洞，取值1.5%）；

—地层有效厚度（非高阻储层裸眼段长度）。

该模型计算时基本确定了封堵天然裂缝的量，但实际由于酸压的后期造缝，封堵量明显要大一些。同时由于钻塞的影响，堵剂进入地层的深度要比第一次堵水更大，才能形成更大的封堵半径。另外部分油井堵水后还需酸化或小型酸压才能顺利求产，也需要适当增大堵剂用量。而设计人员在实际计算时很难对上述模型进行修正，而是根据经验推算用量，使得钻塞后的堵水封堵半径过小，造成底水提前突破。

3.5 钻塞后生产易进入误区

采水控锥[8]（也叫排水采油）开发底水油藏要想获得较好效果，必须要求垂向渗透率较小，有一定的夹层、隔层阻挡，并且水体能量有限。然而塔河油田碳酸盐岩油藏非均质性极强，缺乏统一油水界面，而且大多隔、夹层不发育，尤其有大底水，并不适合采水控锥。因此钻塞之后通过采水控锥是很难实现的。基于采水控锥的放大生产压差或放大生产制度，都会导致底水快速绕行，提前突破到潜力段。

4 结 论

（1）塔河油田钻塞堵水的有效率整体较低，不建议在储层认识不清、潜力判断不明、对前期堵水未加评价的情况下就盲目进行钻塞堵水。

（2）钻塞对后期堵剂的选择和用量设计必然会有严重影响，要考虑配套优选新的堵剂，优选新的用量设计模型，对于漏失井或复杂结构井钻塞堵水，要考虑优化段塞和配套工艺。

（3）钻塞堵水的油井不易采水控锥，应适当缩小工作制度，以提高堵水有效期。

［1］姜昊罡，康红兵，吴波，等.塔河油田水锥探讨[J].天然气地球科学，2006，17(2):233-238.

［2］王姹娣，李未蓝.碳酸盐岩油藏堵水技术的进展[J]. 新疆石油科技，2003，13(1)：23-25.

［3］李国玺，郭海敏，马立新.塔河油田碳酸盐岩油藏找水工艺技术研究[J].石油天然气学报，2008，30(2):320-322．

［4］赵普春.塔河碳酸盐岩缝洞型油藏挤水泥堵水矿场试验[J].中外能源，2010(1): 50-55.

［5］龙秋莲，朱怀江，谢红星，等.缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术室内研究[J].石油勘探与开发，2009，36(1): 108-112.

［6］王建云.塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏堵水工艺技术浅谈[J]. 新疆石油天然气，2005，1(2):62-68.

［7］王容军，任艳萍，张新贵.碳酸盐岩油藏超深井化学堵水技术研究[J]. 新疆石油科技，2004，14(3):29-32.

［8］王青，吴晓东，刘根新.水平井开采底水油藏采水控锥方法研究[J].石油勘探与开发，2005，32(1):109-111.

Analysis on Low Efficiency of Drilling Plug Water Blocking in Tahe Carbonate Reservoir

1，3,2,3

（1. Research Institute of Exploration and Development, Sinopec Northwest Oilfield Branch, Xinjiang Urumqi 830011, China; 2. Research Institute of Engineering Technology, Sinopec Northwest Oilfield Branch, Xinjiang Urumqi 830011, China; 3. Key Laboratory for EOR Improvement in Fractured-Cavity Reservoirs,Sinopec, Xinjiang Urumqi 830011, China）

In the early stage of Tahe carbonate fractured-cavern reservoir development, the oil production intensity was too high, the coning of bottom water was accelerated, so the reservoir replacement is difficult, the relationship between underground oil and water is complex, and the water shutoff potential is becoming increasingly unclear. In order to reassess the potential of oil wells, it is necessary to implement water plugging in pre-failure wells and complex wellbore wells. Based on the present situation of plugging water in Tahe oilfield, the causes of low efficiency of plugging water were comprehensively analyzed from five aspects: reservoir type, pre-plugging strength, plugging agent type, plugging agent dosage and production mode after plugging. The paper has certain theoretical guiding significance for well selection, matching plugging agent and technology of plugging water in oilfields.

Tahe oilfield; carbonate reservoir; drilling plug; water shutoff; low efficiency

国家科技重大专项示范工程项目《塔里木盆地碳酸盐岩油气田提高采收率关键技术》，项目号：（2016ZX05053）；中石化控递减重大专项《塔河碳酸盐岩油藏降低自然递减技术》（ZDP17003）。

2019-09-27

金燕林（1986-），女，硕士，工程师，湖北武汉人，2011年毕业于中国地质大学（武汉）能源地质工程专业，研究方向：碳酸盐岩缝洞型油藏开发地质、油藏描述等。

TE358+.3

A

1004-0935（2020）01-0086-04