冷家油田冷603井区复合堵水技术研究与应用

摘要：受边底水侵入影响，冷603井区蒸汽吞吐开发中存在回采水率大、油井水淹严重问题，且常规机械堵水难度大、化学堵水体系单一，为此开展复合堵水技术研究，包括化学药剂体系优选、浓度优化、性能评价等，并对现场施工参数、生产管理参数优化研究，现场应用13井次，累增油5027.7吨，创效370.9万元，低油价下实现提质增效目的。

关键词：蒸汽吞吐;回采水率;边底水侵入;复合堵水;技术研究

1 概况

冷603井区位于冷42块西南部，属于超深层厚层岩性-构造特稠油边底水油藏。相比冷42块主体部位，冷603井区具有油层较薄、物性较好、边水活跃等特点，储层呈现中孔中渗特征，平均有效孔隙度20%，平均渗透率153mD。

冷603井区采用蒸汽吞吐开发，共有油井67口，开井43口，开井率64.2%，日产液733吨，日产油115吨，综合含水84.3%，年产油量3.85万吨，占冷42块年产量的45.7%。总井数67口，目前開井43口，油井日产液733吨，日产油115吨，综合含水84.3%，平均单井蒸汽吞吐11.5轮次，阶段油汽比0.32。

2 生产中存在问题

2.1 油井出水量大，见水早

1999年以来，受边底水侵入影响，冷603井区水淹严重，综合含水从2010年78.1%上升至2016年84.9%，井区内单井累计回采水率200%以上29口，占总井数43%，其中大于500%的8口，占总井数的12%。

2.2层状发育，隔层厚度小，机械堵水难度大

冷603井区储层主要表现为层状特征，各单层间隔夹层厚度小，发育状况差，加上井筒技术状况影响（井况差井占比71.6%），机械堵水难度大，难以有效调整产液结构。

2.3原有化学堵水体系单一

原有的植物纤维颗粒进入地层半径有限，且为非选择性堵水。而纯凝胶耐温性能不足，封堵强度低。以冷37-71-5100为例，其实施两轮堵水措施，根据效果对比分析，第一轮有效期较长，第二轮有效期仅为4个月。目前堵水技术效果逐渐变差，急需探索新的堵水技术。

3 主要研究内容

3.1 研究思路

前段注入聚丙烯酰胺溶液，作为牺牲端塞，吸附在储层表面，减少凝胶捕集损失。中段注入凝胶体系，具有良好的流动性能，可以进入地层深部，扩大措施半径，延长措施有效期。后段注入植物纤维颗粒，对封堵路径压实封口，并防止高温蒸汽对凝胶产生伤害。

3.2室内实验

实验一：在60℃条件下，稳定剂质量分数=2‰、交联剂质量分数=5‰，分析聚丙烯酰胺质量分数对成胶影响。分别选取不同质量分数的聚丙烯酰胺。当聚丙烯酰胺质量分数大于5‰后，其制备的堵剂体系可以达到目标粘度，且稳定性良好。

实验二：在60℃条件下，稳定剂质量分数=2‰、聚丙烯酰胺质量分数=5‰，分析交联剂质量分数对成胶影响。分别选取不同质量分数的交联剂。当交联剂质量分数大于5‰后，其制备的堵剂体系可以达到目标粘度，且稳定性良好。

根据上述实验，选取三种药剂匹配，通过分析150℃条件下脱水率及粘度的变化曲线，最终研制了满足以下技术指标的药剂配方：成胶温度为50-70℃;成胶时间为24-72h可调;成胶粘度≥10000mPa·s;在温度为150℃下，凝胶体系脱水率小于10%。

3.3施工参数优化

冷603井区具有油井见水早，能力足，经过多年吞吐生产，水侵通道逐渐增大的特点。为保证堵水工艺措施有效性，通过对历年堵水无效井措施进行分析，确定加大堵剂用量，扩大封堵半径的思路。具体计算公式为：Q=πR2Hφ，式中：Q为堵剂用量，m3; R为处理半径，m; H为封堵井段厚度，m;φ为孔隙度，%，其中处理半径要求5～6m，确保堵水效果。

施工排量的要求：措施最小有效压力大于边底水水侵压力;措施最大允许压力小于最大关井套压及稠油热采注汽压力;以此为基准，前期采用15-20m³/h的注入速度，后期调整注入速度在10-15 m³/h之间;顶替压力的要求：应小于施工最大压力，根据现场施工情况进行选择。

3.4生产参数管理

注汽方面首先是措施完成后，待压力恢复到0，再进行作业，防止药剂反吐;其次是措施完成后24h，再进行注汽，确保药剂成胶时间。举升方面应注意：举升方面采取长冲程，低冲次生产，在生产初期，控制采液强度生产，保障措施有效率。

4实施效果及效益评价

4.1实施效果

典型井一：冷37-85-5100井，2017年大修后的第9轮未堵水直接注汽生产，周期生产时间短周期产油量低。本轮应用复合堵水技术后周期产油量上轮386吨上升至1148吨，周期平均含水由93.5%下降至88%。从日产曲线可以看出，该井堵水注汽后生产效果表现为“一升一降一延长”特征，即日产油上升，含水下降，生产周期延长。

典型井二：冷37-79-598井，吞吐生产第一周期已见水，第2轮开始连续堵水生产，后应用复合堵水技术后周期产油量由上轮由1126吨上升至1313吨。与上轮同期对比，初期日产油明显增加;初期含水较上轮明显下降。目前该井上产效果与上轮持平，且继续有效。

2017年以来，冷603井区共实施复合堵水技术13井次，累增油5027.7吨，累降水8076.9吨，平均单井增油386.8吨。

4.2效益评价

冷603井区开展的复合堵水技术累增油5027.7吨，创经济效益370.9万元。

5结论

（1）复合堵水技术实现了“一井多剂”，充分发挥各个堵剂的特点，可在地层形成不同体系、不同强度的多个封堵段塞，有效提高堵水效果。

（2）优化施工参数，可以保证堵水效果，有效提高措施有效率。

（3）合理的生产参数是冷603井区稳油控水生产的重要保证。

（4）复合堵水技术是针对边底水油藏研究的，现场应用切实有效，在同类油藏中具有广泛的应用前景。

参考文献：

[1] 张玉增.锦州油田稠油区块整体化学堵水技术[J].内蒙古石油化工. 2008（14）..

[2] 赵云峰.高升油田水平井化学分段堵水技术研究与应用[J].石油地质与工程. 2012（03）..

作者简介：

张佩佩，女，1989年11月出生辽宁盘锦，汉族，工程师，2012年毕业于哈尔滨石油学院，现于中国石油辽河油田冷家油田开发公司工艺研究所，从事修井作业方案设计以及油井举升配套技术研究工作。