冷家油田边底水驱稠油油藏选择性堵水实践与认识

2010-08-15杜学盛郭志强

科技传播 2010年18期

杜学盛，郭志强

1.中国石油辽河油田公司冷家油田开发公司，辽宁盘锦 124010

2.中国石油长城钻探工程有限公司录井公司，辽宁盘锦 124010

冷41 块位于冷东断裂背斜构造带中段，东靠冷48 块，西临陈家凹陷，北依冷42 块，南接冷115 块。S32 储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度为14.7%，平均渗透率106.6×10-3 µm2，油层埋深1 395m～1 690m，油层厚度为80m～120m，平均原油密度为0.9842g/cm3（20℃），属特超稠油油藏。

1 开发主要矛盾

冷41 块为边底水驱动的油藏，该断块西南部有广阔开放的边底水，原始水油体积比为2.05，水体能量较大，南部由于处于构造低部位，因而也是水层分布最厚的地方。随着开采时间的增长，采出量的增加，油层亏空的加剧，势必会造成油层压力下降，边底水侵入，油井见水也呈明显的上升趋势。由于隔层不发育，垂向渗透率高，垂向与水平渗透率比高达0.68，也使治理边底水困难较大。

2 边底水入侵规律认识

2.1 平面上不同部位油井见水时间规律

北部：见水时间较晚，平均在3.9个周期以后见水，且回采水率峰值出现得也较晚，出现在第七周期，最大高达1.72。南部:见水时间早，平均在1.1个周期见水，有些井投产即出水，如：56-557、56-563 井，回采水率峰值出现在第三周期，高达2.32，比北部提前了4个周期，也就是说南部见水早，且水淹速度也快。

2.2 向上不同砂岩组水侵程度规律

砂岩组自上而下水侵程度逐渐增大，冷41 块油藏共分6个砂岩组，绘制了从I-V 砂岩组的见水油井水侵图，IV、V 砂岩组，水淹最为严重，波及的油井也最多；III 砂岩组水淹较IV、V次之；而II 砂岩组只在南部和北部及中部几口井水侵；I 砂岩组其本无油井水侵。总之，南部油葳III1 砂岩组以下基本水侵，中部与北部油葳IV1 砂岩组以下基本水侵，III 砂岩组只局部水侵；I、II 组由于位于S32 油层上部目前基本未水侵。

2.3 南部比北部底水活跃，底水能量充裕

冷41 块是受冷48 断层控制的构造油藏，南部边底水分布广阔，随着开采时间的延长，地层能量下降很快。北部为冷48 断层与冷30-18 断层所夹持，且边水为冷30-18 断层所遮挡。在开采过程中边底水所释放的弹性能量是有限的。

3 边底水入侵治理方案

3.1 总体思路

针对冷41 块储油层特征，实施过程中要单井逐口实施，形成以点连面局面，单井处理半径要大（8m 以上），形成较大面积的封堵隔板。注入的堵剂要对已形成的底水上窜通道及高渗透层具有填充压实作用，并且封堵率及封堵强度要高，能够经受住蒸汽冷凝水及地层水的冲刷。

3.2 堵水剂优选

根据经过现场应用效果分析评价，依据冷41 块水锥特点和堵水总体思路，优选了3种类型的堵水剂，一是高温调剖剂，该堵剂主要由聚丙烯酰胺、有机交联剂、耐高温油溶性树脂、橡胶粉、榆树皮粉、无机增强剂及热稳定剂组成，具有较好的耐温性能和耐蒸汽冲刷强度；二是水玻璃粘土胶堵剂，主要由水玻璃、粘土、石灰、甲酰胺（或甲醛）组成，水玻璃与甲酰胺形成网状结构的碱性硅酸凝胶；三是树脂粉煤灰高强度堵剂，用于封口，主要由热固型粉状酚醛树脂、粉煤灰、水泥、搬土及石灰组成。燃煤火电厂的粉煤灰耐温好，化学性质稳定，易分选，价格低廉及来源广。粉煤灰与水泥、搬土、石灰复配发生与水泥相似硬化反应，形成高强度堵剂。

3.3 施工工艺优选

3.3.1 选井条件

1）油井注汽吞吐生产周期达到5个轮次以上；2）油井历次累计产水量明显大于累计注入蒸汽量，且历次周期产水量有明显上升趋势，产油量有明显下降趋势，周期末产水量30m3/d，含水达到95%以上；3）油井位于区块南部附近；4）套管无套变、损坏，满足注汽及堵水施工要求。

3.3.2 施工参数优化

1）笼统注入，全井段处理半径4m，主要出水层为8m；2）堵剂用量：高温调剖剂堵剂用量200m3～400m3，水玻璃粘土胶堵剂60m3～75m3，树脂粉煤灰堵剂用量30m3～45m3；3）施工压力控制在12MPa～17MPa；4）施工排量 0.3 m3/min～0.5m3/min；5）过量顶替15m3～20m3。

4 现场实施

经过冷41 块南部边缘典型井冷37-52-555 现场实施化学封堵底水，共挤入高温调剖堵剂、水玻璃/粘土胶及树脂粉煤灰堵剂共320m3，施工结束压力18MPa，注汽转抽后，平均日产液29m3，日产油10t，含水率65%，周期结束，比上周期增油797t，累降水7 353t。经过区块34 口油井堵水后，周期产量上升766t，产水下降1 304t，含水下降11个百分点，如果考虑周期递减周期增油1 046t，堵水效果十分明显。