武 龍， 王玉功， 張進科

1中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 2低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 3中國石油長慶油田分公司第五采油廠

0 引言

底水油藏堵水技術(shù)經(jīng)歷十幾年的發(fā)展進步，先后出現(xiàn)了底水油藏先期堵水技術(shù)、采水消錐技術(shù)等[1- 5]，但由于底水油藏出水強度大，出水位置難確定，往往造成堵水效果不佳[6- 8]?？傮w而言，前期底水油藏控堵水技術(shù)主要針對中高滲油田，并不適用于低滲透底水油藏的控水增產(chǎn)。

長慶低滲油田底水油藏孔滲性相對較好，地層能量充足，目前開發(fā)井?dāng)?shù)量逐年增多，很多油井由于生產(chǎn)參數(shù)不當(dāng)或因改造過度而造成底水錐進、含水突升，這類高含水井逐年增多，嚴(yán)重影響了油井產(chǎn)能發(fā)揮和油田長期穩(wěn)產(chǎn)[9- 10]。本文從見水特征、工藝以及堵劑等多方面開展了針對性研究，初步形成了低滲透底水油藏中高含水井控堵水技術(shù)，現(xiàn)場試驗取得了成功。

1 低滲透底水油藏中高含水井特征及改造難點

長慶低滲透底水油藏中高含水井特征具有以下2個特點：①受區(qū)塊構(gòu)造及邊底水影響，油井壓裂投產(chǎn)后即見水，隨著底水不斷推進，造成含水上升速度快，對產(chǎn)能影響大；②受底水影響井產(chǎn)量遞減快，含水上升時間短，區(qū)域性整體高含水造成整體采收率較低。

底水油藏在壓裂過程中容易將油水層同時壓開，裂縫直接連通底水層。目前控底水是世界性難題，對于裂縫溝通的井難度更大。針對底水油藏，通常采用在油水界面鋪置人工隔板進行控制底水錐進，但該技術(shù)僅針對未投產(chǎn)或投產(chǎn)初期底水未錐進或錐進較弱的情況，即先期堵水技術(shù)。對于底水已錐進至井底或壓裂投產(chǎn)溝通底水的井并不適用。

2 底水油藏中高含水井控堵水工藝

2.1 底水水淹模型的建立

底水油藏油井見水主要有2種方式：一是采液強度過大,底水錐進造成油井含水上升(常見于高滲儲層射孔投產(chǎn)油井)；二是由于措施強度過大，底水沿裂縫突進，造成油井含水上升(常見于低滲儲層壓裂投產(chǎn)油井)。在基于低滲透油藏滲流機理研究的基礎(chǔ)上，可通過基于生產(chǎn)動態(tài)計算的水油比和水油比導(dǎo)數(shù)評價油藏的見水特征。

2.2 控堵水思路

根據(jù)不同類型高含水井建立針對性的控水增產(chǎn)工藝方法：對于中高含水井，使用低黏凝膠+納米高強堵劑，過頂替預(yù)留部分原裂縫生產(chǎn)通道，控制底水(見圖1)；對于高含水甚至水淹井，使用凝膠+納米高強堵劑，完全封堵原生產(chǎn)裂縫，對油層頂部進行增產(chǎn)改造(見圖2)。

圖1 過頂替預(yù)留生產(chǎn)通道原理圖

圖2 封堵后重新改造原理圖

2.3 堵劑用量優(yōu)化

2.3.1 凝膠堵劑用量優(yōu)化

凝膠堵劑在施工過程中的流動主要包括在原支撐裂縫中的流動和沿裂縫壁面的濾失流動兩個部分，堵劑在支撐裂縫壁面上的濾失，在不同時間濾失速度不同，而且在不同位置堵劑開始濾失的時間也不同，采用有限差分法可以進行求解。計算時首先對裂縫形態(tài)進行計算，然后對裂縫進行網(wǎng)格劃分，最后通過迭代計算實現(xiàn)不同擠注堵劑時刻的堵劑作用距離。

凝膠堵劑黏度小于10 mPa·s，在注入過程中不斷濾失并可以很快達到裂縫前端，由于注入排量較低，這樣在后期注入過程中以壁面濾失為主。根據(jù)凝膠堵劑封堵強度，通過模擬計算堵劑平均濾失深度需達到20 cm可取得較好的封堵效果，如圖3所示。

圖3 180 m3凝膠在裂縫中濾失形態(tài)

優(yōu)化計算根據(jù)不同初期改造規(guī)模下的凝膠用量：投產(chǎn)加砂3～5 m3：凝膠用量120～150 m3；投產(chǎn)加砂5～10 m3：凝膠用量150～180 m3；投產(chǎn)加砂大于10 m3：凝膠用量180～240 m3。

2.3.2 納米高強堵劑用量優(yōu)化

納米高強堵劑主要封堵人工裂縫和部分微裂縫，在計算用量時，使用人工支撐裂縫孔隙體積進行計算。通?？紤]封堵強度及封堵效果，可采用1.5～2.0倍的裂縫孔隙體積。

3 針對性堵劑體系研發(fā)

3.1 低黏度凝膠堵劑

針對低滲油田底水油藏儲層特點研發(fā)的低黏度堵水劑，解決了堵劑對低滲透儲層抗剪切性差和不能深部注入的難題。該堵水劑在地層溫度30～90 ℃條件下進行交聯(lián)反應(yīng)而生成空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)凝膠體系，成膠前為低黏度(<10 mPa·s)水溶液，注入性強，成膠后具有優(yōu)良的熱穩(wěn)定性、耐剪切性和黏彈性，用于封堵人工裂縫遠端的微裂縫或基質(zhì)，其成膠前后狀態(tài)如圖4所示。

圖4 低黏度堵水劑成膠前后狀態(tài)

堵劑成膠后黏度大于30 000 mPa·s，形成的凝膠30 d內(nèi)不脫水、不破膠，具有很好的熱穩(wěn)定性。對巖心的封堵率可以達到95%以上，具有良好的堵水效果，性能指標(biāo)如表1所示。

表1 低黏度凝膠堵劑主要性能指標(biāo)

3.2 納米高強堵劑

針對常規(guī)堵劑強度低，無法滿足強封堵要求的難題，開發(fā)了納米復(fù)合高強堵劑，用于封堵近井筒大裂縫及封口，滿足后續(xù)壓裂增產(chǎn)措施的要求。該納米高強堵劑稠化前稠度低(小于25 Bc)，注入過程中流動性好，用于封堵近井筒地帶人工裂縫，其固化前后形態(tài)如圖5所示。

圖5 納米高強堵劑(左)及固化后狀態(tài)(右)

納米高強堵劑稠化時間長，固化后微膨脹，抗壓強度達到28 MPa以上，可有效避免原裂縫在封堵后重復(fù)改造再次開啟，性能指標(biāo)如表2所示。

表2 納米高強堵劑主要性能指標(biāo)

4 現(xiàn)場應(yīng)用典型井例分析

B井位于姬塬油田某底水發(fā)育區(qū)塊，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液23.57 m3，日產(chǎn)油19.01 t，含水5.9%。2013年6月含水由11.8%升至59.6%，2015年5月液量下降至12.18 m3，日產(chǎn)油降至2.96 t，含水升至74.6%，6月壓裂措施，加砂5 m3，措施后含水升至90.0%以上。

基于建立的底水水淹模型，對該井的水油比和水油比導(dǎo)數(shù)進行計算繪圖，如圖6所示，從圖6看出水油比導(dǎo)數(shù)呈上升趨勢，可以判斷此井為底水突進型水淹。

圖6 B井水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

考慮到該井兩次改造加砂15 m3，模擬裂縫長度82 m，據(jù)經(jīng)典裂縫壁面濾失模型計算，設(shè)計低黏凝膠堵劑量240 m3，納米高強堵劑15 m3，過頂替10 m3，預(yù)留上部生產(chǎn)裂縫高度8 m，施工曲線見圖7。

圖7 B井堵水施工曲線

該井2018年產(chǎn)液29.83 m3/d,產(chǎn)油0.48 t/d,含水98.1%。開展現(xiàn)場試驗措施后產(chǎn)液22.33 m3/d，產(chǎn)油2.14 t/d，含水88.7%，增油1.66 t/d，取得了較好的控水增油效果。

5 結(jié)論

(1)根據(jù)油井見底水原因的不同，建立了以水油比導(dǎo)數(shù)曲線判斷底水井水淹類型的油井底水水淹模型，指導(dǎo)底水井見水特征分析，提高了油井堵水針對性。

(2)依托自主研發(fā)的低黏度凝膠堵劑和納米高強堵劑，針對不同類型高含水井建立了針對性的控堵水方法，同時對堵劑用量等工藝參數(shù)進行了優(yōu)化研究，有力支撐了工程設(shè)計和現(xiàn)場試驗。

(3)該技術(shù)在現(xiàn)場取得了成功應(yīng)用，拓寬了堵水技術(shù)在低滲透油藏的應(yīng)用范圍，同時為低滲透底水油藏高含水井的治理探索了一條新途徑，應(yīng)用前景廣闊。