李鼎一中國石油大學，北京102200

高含水層段堵水技術(shù)
——以高升油田高246塊底水油藏為例

李鼎一*
中國石油大學，北京102200

提 要 通過對高246塊水平井出水特點的研究，結(jié)合水平井儲層物性、原油性質(zhì)、出水水質(zhì)、出水井段及生產(chǎn)情況，確定了高含水層段分段堵水工藝。堵水的關(guān)鍵技術(shù)是封堵材料和注入工藝。根據(jù)現(xiàn)有的堵水材料，進行篩選、復配和改性，試驗成功了液體橋塞、化學封隔材料和無機堵水劑。利用測井解釋和產(chǎn)液剖面測試結(jié)果，制定了堵水方式和堵劑的用量。并成功應用于現(xiàn)場，取得了明顯的增油效果。

關(guān)鍵詞堵水工藝 堵水材料 方案 效果

高246塊位于高升油田南部，開發(fā)的目的層為第三系沙河街組蓮花油層，油層埋深1430m～1690m，平均油層厚度57.74m，含油面積2.39km2，地層條件下原油粘度147～255mPa·s，地面脫氣油粘度900～3000mPa·s。地面原油密度在0.9～0.94g/cm3，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)42%～46%。

高246塊構(gòu)造形態(tài)為一近南北向、被一條斷層切割的似馬鞍形構(gòu)造，屬于底水油藏。是高升采油廠水平井開發(fā)技術(shù)試驗與大規(guī)模應用的主力區(qū)塊，于1977年投入開發(fā)，1988年轉(zhuǎn)入蒸汽吞吐開采階段，1998年進入注水開發(fā)階段， 2006年4月區(qū)塊全面停注，開始實施二次開發(fā)，利用水平井技術(shù)提高底水油藏儲量動用程度，同時對剩余油富集區(qū)域?qū)嵤╅_窗側(cè)鉆水平井挖潛，提高采收率。隨著高246塊水平井的規(guī)模擴大和深入開發(fā)，逐漸暴露出底水錐進嚴重，堵水困難等問題，由于水平井的井身與油藏平行，一旦發(fā)生底水錐進，很容易大量產(chǎn)水，導致產(chǎn)油量驟減，含水急劇上升，甚至導致整個油井“水淹”。

1 高246塊油藏出水特點

（1）底水錐進嚴重，含水上升速度快 高 246塊為厚層塊狀底水稠油油藏，區(qū)塊東部隔層發(fā)育較好，油水界面基本保持在1670m，區(qū)塊中西部地區(qū)L5、L6砂體間隔層較薄、采出程度高、地層虧空大，油水界面上移較大，約為1650～1660m。底水沿高滲透帶突進，使油井含水升高，造成水淹嚴重。區(qū)塊有26口先后發(fā)生底水錐進，占總井數(shù)38%。雖然采用堵水、間開、控制提液量等手段，見到一定效果，但仍然未從根本上解決問題。

（2）儲層非均質(zhì)強，油井水竄嚴重 高246塊砂體層內(nèi)非均質(zhì)性強：小層的砂體變異系數(shù)值均大于0.4，小層的夾層頻率幾乎都在10%以上；5砂體滲透率比4砂體低1038×10-3μm2，突進系數(shù)高2.04；5砂體滲透率比6砂體低758×10-3μm2，滲透率突進系數(shù)高1.77。由于儲層非均質(zhì)性，導致注水井注水時發(fā)生水竄、油井含水飽和度高，油井產(chǎn)能降低。主力油層L5、6砂體平面上非均質(zhì)性強，油水粘度比大，吞吐階段單井采出程度差異大，注入水易沿高滲帶、高虧空方向單向竄流，導致油井平面受效不均。油井發(fā)生水竄后，表現(xiàn)出產(chǎn)液量基本平穩(wěn)，含水快速上升，產(chǎn)油快速下降。2007年9月開始到2014年初，日產(chǎn)油量由245t/d下降至77t/d，綜合含水由56%上升到75%。

（3）出水水質(zhì)復雜 高246塊地層水中鈉鉀離子含量為2600mg/L，礦化度為7614 mg/L，注入蒸汽冷凝水中鈉鉀離子含量為1230mg/L。從出水水質(zhì)分析來看，其中高2-蓮H602和高2-蓮H603產(chǎn)出水中鈉鉀離子含量介于兩者之間，判斷這兩口水平井產(chǎn)出水為地層水與注入蒸汽冷凝水的混合。高2-蓮H601產(chǎn)出水中鈉鉀離子含量接近注入蒸汽冷凝水，判斷該井產(chǎn)出水以注入蒸汽冷凝水為主。

（4）出水井段難確定，水平井生產(chǎn)井段長，堵水難度大 高246塊蓮花油層夾層主要發(fā)育在5、6砂體，其它砂體不發(fā)育。儲集層內(nèi)的夾層，主要為泥質(zhì)、鈣質(zhì)物性夾層，巖石成熟度低，成巖性差，泥質(zhì)膠結(jié)，同時出水井段難確定，機械堵水難度大。水平井平均油層厚度為267.4m，平均含水為42.9%，水平井堵水涉及問題復雜，堵水工藝要求高，難度大。

針對底水油藏水平井綜合含水高，油井產(chǎn)能降低，儲量動用不均等問題，為抑制底水錐進，防止水竄，降低油井含水，提高油井產(chǎn)能，開展了高含水層段堵水技術(shù)研究。

2 堵水工藝

針對高246塊水平井生產(chǎn)實際情況，通過對國內(nèi)外底水油藏堵水技術(shù)研究，根據(jù)水平井儲層物性、原油性質(zhì)、出水水質(zhì)、出水井段及生產(chǎn)情況等特點，采取液體橋塞分段堵水工藝即利用液體橋塞的暫堵性能將油層保護起來，然后向出水層段注入堵劑，最后用化學或物理方法將液體橋塞解除，實現(xiàn)水平井分段堵水。

2.1 堵水方式

（1）預堵未出水層段 采用地面智能泵注系統(tǒng)，向地層以最小排量籠統(tǒng)注入具有一定耐溫性的復合段塞堵水調(diào)剖劑，以便堵劑更好的選擇性進入出水通道，當注入到一定壓力時，在保證地層不漏的情況下，停止注入堵劑。

（2）液體橋塞保護腳尖 向地層注入一定量的液體橋塞，對未出水井段進行暫堵，保護未出水部位的油層。

（3）封堵出水層段 先向出水層段注入具有一定耐溫性的復合段塞堵水調(diào)剖劑，壓制底水，再向出水層段注入耐高溫的封口劑，進行封口，然后注汽解除液體橋塞，正常注汽生產(chǎn)。

2.2 堵水材料和工藝管柱

2.2.1 水平井液體橋塞 研究了一種具有觸變性、可解除、高封堵率的液體橋塞。液體橋塞液主要由聚合物增粘劑、成膠液、交聯(lián)劑、促凝劑、破膠劑及添加劑等組成，在30℃的低溫條件下即可形成封堵性能較強的成膠體，封住預封堵的層位。

成膠時間在0.5～30h可控。根據(jù)井況的需要，可以進行較長時間的封堵，室內(nèi)實驗在60℃密封的條件下，封堵時間可以達到兩個月以上。

破膠方式有2種：選擇合適的破膠劑，使其在地層溫度下4～7天破膠；也可以使用熱破膠方式。

2.2.2 環(huán)空化學封隔材料 對化學膠凝材料進行了篩選【1】，以富鐵低碳硫鋁酸鹽水硬性膠凝材料為基礎(chǔ)，通過復配、改性，得到了一種具有高固結(jié)強度、高度觸變性、耐高溫濕熱的無機膠凝材料。具有早強、快硬、高強、低滲、抗凍、耐蝕、低堿度等一系列優(yōu)良性能的水氣兩硬性膠凝材料。添加緩凝劑、分散劑、高分子乳膠等材料，得到一種觸變性好、固化強度高、耐溫性突出的環(huán)空化學封隔材料。

2.2.3 雙激發(fā)無機堵水劑 雙激發(fā)無機堵水劑由雙激發(fā)無機非金屬膠凝劑、激活劑、緩凝劑、分散劑等，按適當比例復配而成的新型堵水材料。堵水劑中的主要成分—雙激發(fā)無機膠凝材料具有潛在的硬化性能，常溫常壓下呈化學惰性。40℃以上的溫度、特殊的無機/有機復合活化劑是激發(fā)其反應活性的兩個必要條件，因此稱其為“雙激發(fā)無機非金屬膠凝材料”。在地層條件下，堵水劑經(jīng)活化期、水硬期、強度增長期三個階段，生成高強度的凝膠體，降低出水層段的滲透性，達到堵水的目的。

2.2.4 強凝膠研究 主劑為低分子聚丙烯酰胺【2】，交聯(lián)體系為樹脂交聯(lián)，并加入增強劑來提高堵劑強度和耐溫性能。調(diào)堵劑成膠前粘度較低，成膠時間可調(diào)，可長時間施工擠注。成膠后強度高，具有較強的封堵能力，對非均質(zhì)嚴重的地層有較好的封堵作用。

2.2.5 化學注入工藝管柱設(shè)計結(jié)合堵劑的性能和注入部位，對化學注入管柱完成初步設(shè)計。研制出水平井專用化學藥劑注入工藝管柱，如圖1所示，包括液壓擴張封隔器、節(jié)流注入閥、扶正器、注入球座等，能夠?qū)⒍滤牧献⑷氲筋A定層段。

達到的技術(shù)指標：化學注入閥：開啟壓力：1MPa；耐溫：120℃；承壓差15MPa。

3 堵水工藝方案

圖1　化學藥劑注入工藝管柱示意圖Fig.1 Sketch map of infusing agents into cuvette

高2-蓮H602井底水錐進嚴重，問題比較突出，因而選取高2-蓮H602井作為試驗井。

3.1 高2-蓮H602出水原因分析

3.1.1 油藏分析 由于高246塊為砂巖底水油藏（如圖2），油水界面為-1690m，水平段A點距油水界面45.5m，B點距油水界面45.3m，可以排除鉆遇水層而導致的出水。高2-蓮H602生產(chǎn)層位是6砂體，將水平段細分為6個小段。測井解釋的結(jié)果顯示，整個水平段油層為中孔低滲，其中1863～1920m物性較好，滲透率最高，即位于腳跟到水平段中部具有較大的滲透率級差，有高滲層帶存在，而在腳尖部位均為低滲透，滲透率差異基本不大。因此，腳跟A點部位具有潛在的水竄通道，容易從腳跟部位發(fā)生底水錐進突破。

圖2　高2-蓮H602地層水平段示意圖Fig.2 Sketch map of H602 stratum

3.1.2 產(chǎn)出水分析 高246塊油藏原始地層水Na+、K+含量為2600.15mg/L，總礦化度為7614.3mg/L，而注入蒸汽冷凝水中鈉鉀離子含量為1230mg/L，礦化度為2700mg/L，2014年1月16日對該井的水樣進行了分析，Na+、K+含量為1327.3mg/L，總礦化度為4005.1mg/L，礦化度和Na+、K+含量介于地層水與注入水之間，因此可以判定出水的水源為地層水與注入水的混合水。

3.1.3 注汽生產(chǎn)情況分析 該井2007年9月首輪注汽，設(shè)計注汽量為8000t，實際注汽量5963t，注汽管柱下到油層中部井段，出汽口在1950~1960m處，略靠近腳跟位置。由于腳跟部油層物性明顯好于腳尖，因此，注入蒸汽很可能大部進入腳跟處，導致腳跟處形成汽竄、水竄通道，誘發(fā)底水上升，而腳尖部未得到動用。

3.1.4 產(chǎn)液剖面測試情況 2014年6月對該井水平段進行了產(chǎn)液剖面測試（如圖3），以確定出水井段位置。測試井段設(shè)計為1863～2092m。

圖3　高2-蓮H602井產(chǎn)液剖面測試圖Fig.3 Profile test pattern of H602 well liquid

根據(jù)測試結(jié)果分析，1935～2092m為低動用層段，產(chǎn)液量7.37t/d，占20%，出水部位集中在1863～1935m處，約72m井段，該段產(chǎn)液量為29.07t/d，占總量的80%，可以判斷為主要出水段。

綜上可以判斷，高2-蓮H602在注汽和生產(chǎn)過程中，底水沿腳跟部位的高滲層突進，導致油井出水，含水快速上升。

3.2 堵水方案設(shè)計

根據(jù)高2-蓮H602井出水分析設(shè)定1863～1940m為堵水施工井段。為了使堵劑具有針對性地進入出水目的層，先利用復合段塞調(diào)剖堵水劑和液體橋塞將1940～2092m井段暫堵，然后用復合段塞堵水調(diào)剖劑及無機封口劑對1863～1940m井段進行封堵，最后利用分段注汽工藝對1940～2092m井段進行注汽解堵并求產(chǎn)。

3.2.1 預堵1940～2092井段 采用分段注入工藝管柱（球座+節(jié)流閥+扶正器+LK344-128封隔器+扶正器+油管）下到1940m處打壓座封，向該井段注入復合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅱ，實施預堵。

預堵劑采用復合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅱ。該堵劑為強凝膠堵劑，成膠強度高，封堵效果好，在注汽條件下可分解破膠。設(shè)計處理半徑為3m。預堵劑用量為：950m3

3.2.2 液體橋塞暫堵1940～2092井段 液體橋塞為地下聚合有機凝膠。在地面配制成低粘度的液體，注入地層后，在溫度和引發(fā)劑的作用下，生成高強度的彈性凝膠體，具有較高的承壓作用和封堵能力。在注汽條件下可分解破膠。

3.2.3 封堵1863～1940井段 暫堵結(jié)束后，利用原管柱注入復合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅱ和復合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅲ（無機封口劑）的復合段塞堵劑，對目標井段進行封堵。由于1940～2092井段被暫堵保護，堵劑將進入1863～1940井段。先注入復合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅱ480m3，壓制底水；再注入復合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅲ120m3進行封口。無機封口劑具有耐溫性好、封堵強度高的特點，在注蒸汽條件下，可保持良好的封堵效果。同時可利用稀鹽酸解除封堵。

4 現(xiàn)場實施及效果分析

（1）措施井基本情況 高2-蓮H602井于2007年8月12日篩管完井，2007年9月23日注汽投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液45t/d，日產(chǎn)油20.2t/d，生產(chǎn)3個月后含水逐漸上升；2009年1月起，含水突然升高至90%以上，為了避免底水錐進，采取間開的方式生產(chǎn)。措施前油井日產(chǎn)液量27.3t/d，日產(chǎn)油量0.6t/d，含水98%，截止2014年1月6日累產(chǎn)油6355t，累產(chǎn)水30226m3。

（2）現(xiàn)場施工情況 根據(jù)堵水工藝方案設(shè)計及工程設(shè)計施工要求，高2-蓮H602井于2014年7月29日開始堵水施工，8月22日結(jié)束，設(shè)計注入量1553.8t，實際注入量為1707.8t。

為了提高該井產(chǎn)量，于8月28日12：30開始注汽，9月14日停注，設(shè)計注入量3000t，實際注入量為3036t，9月26日注轉(zhuǎn)抽，開始返排。

（3）措施效果分析 高2-蓮H602井于2014 年7月29日堵水，2014年9月26日復產(chǎn)，經(jīng)過96天的返排期后，產(chǎn)液量從35.2m3/d下降到22m3/d，日產(chǎn)油量從0.5t/d上升到3.3t/d，含水從98%下降到85%，累產(chǎn)原油278 t，見到了明顯的增油降水效果。

5 結(jié)論

通過對底水油藏高含水層段分段堵水技術(shù)的室內(nèi)研究、試驗與現(xiàn)場應用，主要得出以下結(jié)論：

（1）針對水平井篩管完井特點，研究出一套高含水層段堵水工藝技術(shù)體系，形成了液體橋塞分段堵水工藝、堵水材料及工藝管柱配套技術(shù)，成功解決了底水油藏水平井堵水難題。

（2）高含水層段堵水技術(shù)的成功實施為區(qū)塊穩(wěn)油控水提供了技術(shù)支持，取得了水平井堵水重大技術(shù)突破，為解決類似油藏水平井底水錐進難題，提供了一種新的方法和技術(shù)手段。

參 考 文 獻

1 趙福麟. 油田化學[M]. 山東東營：中國石油大學出版社，2006:117~128

2 王中華. 油田化學品實用手冊[M].北京：中國石化出版社，2004:14~108

WATER SHUT TECHNOLOGY OF HIGH WATER BEARING SECTION ILLUSTRATED BY NO.246 BOTTOM WATER RESERVOIR OF GAOSHENG OIL FIELD

Li Dengyi China University of petroleum, Beijing,102200

Abstract

The paper confirm the stepping water shut technology of high water reservoir section according to the research on waterexit features of No.246 lateral well, accompany with the deposit section and oil property, waterexit quality and section as well as the production conditons. The shutting materials and afflux technics are the most important process for water shutting technology.The liquid bridge plug with chemical airproof materialsand abio-agent are successfully used in the shutting examination. Water shutting manner and agent dosage are confirmed durling well logging explain and liquid profile test

Keywords:water shutting technology, water shutting materials, plan, effect

收稿日期：2015-04-20；改回日期：2015-05-21

* 作者簡介：李鼎一（1994～），男，中國石油大學（北京），石油工程2012級創(chuàng)新班，學生

中圖分類號：TE144:TE358.3

文獻標識碼：A

文章編號：1006–5296（2015）02–123–06