渤海潜山油藏堵水技术研究与应用

黄雷，郑旭，李恩林，郭秩瑛，李军

渤海潜山油藏堵水技术研究与应用

黄雷，郑旭，李恩林，郭秩瑛，李军

（中海石油（中国）有限公司天津分公司, 天津 300459）

渤海X油田潜山为块状底水裂缝油藏，开发阶段存在油井含水上升快、局部水淹严重等问题，根据油藏分析判断底水沿大裂缝锥进是导致部分油井高含水的主要原因，由于无法利用生产管柱卡堵出水层位，化学堵水是治理此类问题的有效手段。依据该油田地质油藏特征及储层流体物性等开展物模实验优选了一种凝胶堵水体系，通过评价封堵率、成胶强度等相关指标均达到性能要求，采用该体系进行矿场试验，X22井堵水后含水大幅下降，增油效果明显，现场应用表明该技术成功解决以往潜山泡沫体系堵水封堵率低、有效期短等缺陷，有效提高了水驱波及体积，具有较好的应用前景。

潜山油藏；开发模式；化学堵水；聚合物凝胶

近年来在渤海湾盆地中深层相继发现一批太古宇潜山油气藏，其存储介质为基质和裂缝双重介质，裂缝作为主要的渗流通道而基质作为主要的储存空间，裂缝空间结构复杂、发育不规则，X油田作为渤海首个投产的海上潜山裂缝性油藏，初期衰竭开发产能高，后期通过在构造低部位补充注水井[1]，地层压力逐渐恢复，但是部分生产井，特别是位于构造较低部位生产井，裂缝水窜优势渗流通道形成后含水快速突破，产量大幅度递减，因此研究一种切实有效的堵水方法, 已经成为高效开发潜山油藏亟待解决的关键问题之一。

1 油田开发概况及存在问题

1.1 地质油藏概况

渤海X油田发育典型的风化块状潜山储集层，为孔、缝并存的裂缝性油藏。油藏埋深1 700～1 900 m，油藏厚度为60～120 m，储层平均总孔隙度为6.8%，裂缝平均孔隙度为1.1%，基质系统平均孔隙度为5.8%;裂缝平均渗透率为0.28～0.90 μm2，基质系统平均渗透率小于0.001 μm2，基质系统石油地质储量约占总石油地质储量的75%。原油属于低密度、低黏度、中低含蜡量的轻质油，采取顶部采油、底部注水的水平井注采模式[2]，水平段均为一段裸眼完井，下入优质筛管防砂，目前采油速度保持在2.2%左右，采出程度约20%，综合含水约33%。

1.2 开发生产特征

开发初期以释放油藏裂缝的弹性能为主，利用天然能量，采取降压开采的策略，单井平均日产油达到500 m3·d-1，但稳产期较短，产量递减快，后期实施不稳定注水保持地层压力，避免裂缝介质在强烈的流固耦合效应下影响油井产能，目前单井平均日产油为100 m3·d-1，年自然递减率在18%左右。

随着油藏产液量降低、生产压差增大，局部裂缝发育程度高区域含水快速突破，严重甚至发生暴性水淹，导致储层的基质及更小的裂缝无法得到有效动用，对部分特高含水生产井开展泡沫堵水矿场试验效果并不理想，出水层封堵率低、措施有效期短。

图1 X31井生产曲线

2015年11月针对X31井进行氮气泡沫堵水（图1），措施后含水由91.3%下降至78.6%，但很快（约两周）回升至措施前水平，产油基本无变化。

2 潜山油藏堵水工艺研究

2.1 见水特征及潜力分析

对于裂缝性油藏，造成采油井非正常出水的原因一般为底水及次生底水（人工注水）均衡纵向锥进或非均衡多点窜进和裂缝沟通水层出水。根据生产动态数据反演，利用正演思路形成的含水率和含水上升率形态图版（图2），诊断油井出水模式，进而制定下一步措施[3]。

图2 X油田见水模式图版

进入中后期开发阶段后，随着注入水沿阻力最小的裂缝突进（图3），形成优势渗流通道，造成水驱前缘呈“锥状”抬升，降低了整体水驱波及系数，此时大裂缝基本水淹，驱油过程已经结束，但中小裂缝和基质仍含油较高，其渗透率低，启动压差大，产能得不到发挥，因此裂缝油藏堵水主要是裂缝系统的调整，即封堵出水大裂缝，建立大压差，发挥水锥尚未波及到的中小裂缝、基质的生产潜力。

图3 裂缝油藏水窜特征

2.2 堵水体系优选及评价

如何保证封堵出水大裂缝的同时，尽可能减少对中小产油层的污染，是此类油藏堵水的关键。裂缝宽度大，渗流速度快，对堵剂强度、耐冲刷性要求高，其既是出水通道，也是产油通道，堵水的同时也容易堵油，堵剂强度过低，则封堵效果差，而堵剂强度过高或注入速度过快，又易影响中小裂缝、基质的产能[4-8]。

堵剂要能适应现场水水质特征及储层温度（90 ℃），具有抗剪切能力强、筛管剪切后仍能成胶, 注入工作液黏度低，容易泵入。进入地层后，工作液在地下发生反应,形成高强度的堵水剂，直接封堵高渗透出水层，使封堵层渗透率大幅下降，达到堵水要求，同时其要具有良好的可解堵性能，能随时根据地质要求，迅速被解开，而且还不能对产出液处理造成影响，综合以上要求（表1），利用油和水、出油层和出水层之间的性质差异，提出了针对X油田潜山高含水井的选择性高强度凝胶堵水技术。

表1 堵剂技术指标统计

2.2.1 堵剂配方研究

聚丙烯酰胺（PAM）是一种高分子聚合物，是目前使用最广泛的和最有效的堵水材料，分子结构属于线性高分子化合物，交联后其结构属体型高分子，形成网状的三维空间结构，其堵水机理是部分水解的聚丙烯酰胺分子上的酰胺基和羧基影响着分子链的展开程度和吸附能力，这种堵剂溶于水而不溶于油，注入地层后可以限制井内出水而不影响油气的产量。

通过开展单因素实验（表2），发现随着聚合物浓度的增加，堵剂成胶时间缩短，成胶黏度增加，从实验结果分析，结合现场堵水要求，确定凝胶体系基本配方。

该配方成胶时间72～78 h，成胶强度最高能达15×104mPa·s以上。

表2 堵剂单因素试验分析结果

2.2.2 抗剪切性能

按照油田实际情况，选择1 000 mD的人工岩心，接入封堵试验仪流程中，连接好相应管线及岩心夹持器，注入模拟水，饱和岩心（测试孔隙度），采用模拟水，配制堵剂体系800 mL，取出200 mL放入试剂瓶中，剩下600 mL放入中间容器，进行过岩心实验(图4)。向岩心中注入堵剂体系，直至堵剂完全流出，取出200 mL堵剂于试剂瓶中，与之前的试剂瓶样品一起，置于90 ℃的烘箱中，观察成胶状况，并测试过岩心后堵剂的黏度。

图4 堵剂岩心物模实验

物模试验表明过岩心剪切后，成胶时间略有延长（至80 h），凝胶强度123 355 mPa·s（保持率83%），均符合堵水要求。

2.2.3 封堵性能

通过对两种配方开展物模岩心实验，实验结果表明凝胶配方1平均封堵率91.57%，平均抗压强度1.81 MPa·m-1；凝胶配方2平均封堵率93.42%，平均抗压强度2.42 MPa·m-1，说明两凝胶堵剂均具有良好的封堵性能（表3）。

表3 堵剂技术指标统计

2.2.4 热稳定性

放置180天后，配方1黏度保持率67.1%，配方2黏度保持率69.3%。两个凝胶配方均具有良好的热稳定性（图5）。

图5 堵剂热稳定性实验

3 现场应用及效果分析

3.1 出水原因及潜力分析

X油田属于典型的裂缝性底水油藏，裂缝宽度分布在0.3～1.2 mm范围,以45°～60°高角度斜交缝为主，异常井X22H井2016年投产，采用裸眼完井，优质筛管一段防砂，水平段长约420 m，人工井底3 550 m，该井投产不到一年即见水并在短时间内进入高含水阶段，根据氯根浓度分析，产水均为地层水，从测井储层物性分析靠近根部的中间部位3 278～3 326 m处储层物性较好、裂缝发育，且水平井根部注采强度大，水平段距离油水界面较近处仅40 m，因此底水易锥进，导致油井含水快速上升。

通过注采井组生产动态分析，结合见水模式诊断模版，该井短时间内暴性水淹属于典型的底水沿裂缝突进，其含水对流压敏感，关井压锥可一定程度上控制含水上升，说明底水锥进是含水上升主要原因，但是关井对油井生产影响较大，且有效期较短，短时间内含水上升至90%以上，X22H井所在区块原油动用储量采出程度仅6.58%，且单井控制储量大，相对于潜山其他生产井，具有较好的挖掘潜力。

3.2 堵水工艺方案设计

针对该井底水锥进问题，结合生产管柱实际情况，堵水工艺思路如下：在不动原井管柱条件下，钢丝作业捞出Y堵，然后用配液水注满井筒，关闭套管阀门，最后低排量笼统注入高强度化学堵剂，封堵出水大裂缝，抑制底水锥进，释放中、小裂缝及基质产能。

按照井口最高注入压力公式计算，设计最高注入压力原则上不超过10 MPa，水平段封堵长度为344 m，调整系数取1.8，封堵半径取5 m，综合经验公式法和体积法计算结果[9-10]，堵剂用量设计为1 600 m3。段塞设计为“前置+主体+封口+顶替”四段塞，其中主体、封口段塞根据前置段塞的注入情况，适时调整药剂浓度。

3.3 实施效果分析

2020年1月该井实施凝胶堵水作业，初期通过注水指示指数测试，注水量14 m3·h-1时注入压力为0 MPa，开井后地层倒吸，倒吸速度16 m3·h-1，随着凝胶段塞的注入，倒吸速度减缓至10 m3·h-1，判断该井地层裂缝发育，注入性好，凝胶体系可有效进入大裂缝发育部位。

施工过程中进行现场取样及室内成胶实验（90 °C），表明体系成胶效果良好（图6），成胶时间24～48 h，成胶强度达到80 000 mPa·s以上。

图6 现场取样成胶实验

堵水作业后关井候凝，初期井底流温较低为70 ℃，后缓慢升高，开井后一直未有采出液产出，采用正挤、反洗清洗电泵通道，2020年2月底起泵正常生产，注入期间压力未上升，返排后流压未明显下降，无堵剂产出，说明堵剂成胶效果好，全部进入高渗层，并对小裂缝没有产生封堵。实施堵水后含水持续下降，含水由98%降到35%，平均日增油约25 m3·d-1（图7），截止8月中旬已累计增油约4 000 m3，措施有效期已超过6个月。

图7 主要产水段井轨迹图

4 结 论

X油田潜山油藏见水后含水上升率快甚至局部出现暴性水淹，从而导致油藏的采收率降低，开发效益变差，通过对高含水油井开展见水模式诊断验证由于底水沿大裂缝锥进导致剩余油富集区无法被有效驱替，针对此类问题井开展堵水是治理挖潜的重要措施。

室内实验和现场应用表明，该聚合物凝胶堵水技术对潜山高含水油井治理效果显著，实施近半年控水增油显著，对比泡沫堵水体系具有强度高、耐冲刷、施工工艺简单、对生产流程影响小等优势，可为海上其他潜山裂缝油藏治理挖潜提供技术借鉴，具有较好的推广应用价值。

［1］童凯军，李波，戴卫华，等．渤海海域变质岩潜山油藏稀井网高效开发技术[J]．石油勘探与开发．2017，44（4）：590-599．

［2］袁士义, 宋新民, 冉启全. 裂缝性油藏开发技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 2004.

［3］朱志强，李云鹏，吕坐彬. 潜山裂缝油藏见水规律及裂缝分布规律分析方法[J]．石油钻探技术，2018，46（01）：117-121．

［4］白万梅，王启玲．油田调剖堵水方案优化方法研究与应用分析[J]．石化技术，2015，22(04)：145.

［5］李翔，徐国瑞．海上油田泡沫堵水体系优选及适应性评价[J]．当代化工，2019, 48 (9):1949-1954．

［6］贾磊．低渗-特低渗裂缝性油藏堵水调剖技术[J]．石化技术，2019，26(9)：7．

［7］贾虎，蒲万芬，赵金洲．裂缝性油藏控水堵水方法研究与应用[J]．地质科技情报，2010，29(5)：62-70．

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［9］耿玉广，张宝庄，杨迪. 任丘潜山油藏开发中的增油挖潜系列技术[J]. 石油钻采工艺，2000, 22 (6): 45-50．

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Study and Application of Water Plugging Technology in Bohai Buried Hill Reservoir

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（CNOOC Tianjin Branch, Tianjin 300459, China）

The buried hill reservoir in Bohai X oilfield is a massive bottom water fractured reservoir. During the development stage, there were problems such as rapid rise of water cut in oil wells and serious local flooding. According to reservoir analysis, it was judged that the coning of bottom water along large fractures was the main cause of high water cut in some oil wells. Since the production pipe string cannot be used to block the water outlet layer, chemical water plugging is an effective means to control such problems. According to the characteristics of the geological reservoir and the physical properties of the reservoir fluid, a gel water plugging system was optimized by physical model experiments.The evaluation results of the plugging rate, glue forming strength and other related indicators showed the performance requirements were met. The field test was carried out with this system. After water plugging in Well X22, the water cut decreased significantly and the oil increase effect was obvious.Oil field application showed that this technology successfully solved low plugging rate and short validity period problems of foam system water plugging in the past buried hill reservoir, effectively improved the waterflood sweep volume, had good application prospect.

Buried hill reservoir; Development mode; Chemical water plugging; Polymer gel

2021-05-24

黄雷（1978-），男，工程师，硕士，2006年毕业于中国石油大学 (北京) 油气田开发工程专业，现从事油藏动态管理工作。

TE358

A

1004-0935（2021）12-1873-05