雁20块堵水技术研究与应用

2011-04-10中石油吐哈油田分公司新疆吐鲁番838202

长江大学学报(自科版) 2011年34期

(中石油吐哈油田分公司，新疆吐鲁番838202）

刘富，赵荣(长江大学石油工程学院，湖北荆州434023）

雁木西油田位于新疆维吾尔自治区吐鲁番地区境内，雁20块是2004年新发现区块，该区块发育2套含油层系，即第三系和白垩系油藏。雁20块原油性质总体具有低密度、低粘度、低气油比、低凝固点、中等含蜡量的 “四低一中”的特点。2套油层油藏为边水油藏，局部存在底水，非均质性严重，这些都导致了雁木西油田高含水油井的类型复杂，底水锥进、注入水窜、层间窜等严重制约着雁木西油田的稳产。因此针对这些高含水油井，研究与储层物性条件相匹配的化学堵剂显得尤为紧迫。

1 油藏地质特征

1）构造特征。第三系构造为一系列近东西走向的相对比较简单的低幅度短轴背斜构造组成。西块第三系构造，背斜形态完整，轴向近北东-南西走向，南陡北缓，长轴长约3．8km，短轴约1．0km，圈闭面积3．2km2，高点海拔-1630m，背斜幅度约20m。

2）岩性特征。第三系储层粘土矿物以伊蒙混层含量最高，占56．8%，其次是伊利石、高岭石、绿泥石。白垩系油藏储层主要岩性为细砂岩，占63．5%，粉砂岩次之，粘土矿物含量以蒙脱石为主，平均82．5%，伊利石占31．5%。

3）物性特征。第三系油藏碎屑颗粒结构疏松，分选中-差，储层上部颗粒分选较好，下部分选较差；油层段平均孔隙度23%，平均渗透率16．8×10-3μm2，为中孔低渗储层。白垩系油藏碎屑颗粒分选中-好，磨圆度为次棱角状。第三系纵向渗透率级差较大，储层渗透率变异系数0．8～1．15，储层为非均质～严重非均质型。

4）流体性质。第三系油藏地层饱和压差14．11MPa，为低饱和油藏，地层原油密度0．831g／cm3，地层原油粘度3．873mPa·s；地层水水型为CaCl2型，总矿化度191800～115500mg／L，Cl-为113100～71720mg／L，为高矿化度CaCl2型原生地层水。

5）储层敏感性。①速敏性。储层损害率0．67左右，属中等偏强；②水敏性。储层损害率0．62左右，属中等；③酸敏性。储层损害率0．60～0．81，属中等偏强。

2 注水问题

雁木西油田自2000年9月全面采取注水开发，注水后地层压力得到恢复，油井不同程度受效，油井动液面上升，产液量上升，直至2003年下半年产量下降，注水效果变差。整个油藏表现出产液量下降、压力下降、含水上升、油量下降的特点。其中雁1井投产初期供液能力较好，并不含水，后因注入水突进造成上层水淹，在2006年采取了压裂改造，生产情况较好，含水在45%；到2007年4月，因注入水突进导致含水上升；到2008年5月油井含水100%。一些注水井吸水剖面的测试结果反映出有些层段不吸水，高渗层吸水量多，吸水剖面不均匀，影响注水效果，导致附近油井含水上升加快，这主要是因为雁20块油藏厚度大，中孔低渗，非均质严重，同时属中等偏强速敏、中等水敏、中等偏强酸敏储层。

3 技术对策

3．1 YM-1堵剂室内研究

1）基本性能选定配方为悬浮剂用量6%～10%＋高强度超细颗粒用量18%～25%＋1∶0．5的活化剂复配比。其性能如下：悬浮稳定性，8h析水可小于3%；胶凝时间可控制在3～24h；粘度：初始粘度低，8h后粘度仅为24s；抗压强度8～13MPa／m；温度对凝胶影响：随着温度的升高，堵剂的初凝时间变短，但最终固化后的强度却没有明显的变化，在25～70℃之间，温度只对堵剂胶凝的快慢有影响，而对强度影响不大，在70℃下，堵剂的稠化时间大于7h。该堵剂具有良好的悬浮稳定性，初始粘度较低，在室温下放置8h后，粘度值变化不大，具有很好的流动性及可注入性，满足现场注入要求。同时具有优良的抗水流冲蚀能力。高强度化学堵剂进入漏失层后能快速形成封堵层，有较强的驻留性，并且封堵层的形成速度越快，其强度越高。

2）人工岩心封堵试验将2块不同渗透率的人造岩心并联后，注入堵剂，观察堵剂对不同渗透性的岩心的封堵情况，试验结果见表1。对于渗透率不同的石英砂岩芯，封堵后，低渗透岩心的渗透率下降幅度为8．4%，而高渗透岩心渗透率下降幅度达91．6%，说明堵剂进入高渗透层的选择性好。

表1 YM-1岩心封堵试验结果

3．2 树脂强凝胶室内研究

1）基本性能树脂强凝胶堵剂几乎不受地层渗透率的影响，7d后的堵水率大于24h后的堵水率，同时随着岩心渗透率的逐渐增加，堵油率逐渐降低，小于10%，在地层中具有一定的选择性堵水能力及很好的耐冲刷能力。当堵剂在岩心中成胶，且被油突破而继续冲刷的过程中，冲刷压力小于6MPa，且注入油量超过10PV以后，压力又有下降的趋势，这有利于油井堵水后的后期采油。

表2 1．0PV树脂强凝胶凝胶岩心封堵试验

2）树脂强凝胶试验-岩心封堵试验采用并联岩心，将2块不同渗透率的岩心并联，注入凝胶溶液，成胶后进行水驱，测定二块岩心的进液量，试验结果如表2所示。表2表明，树脂强凝胶会大量进入高渗通道，对其进行封堵，同时让注入水多进入低渗层，相对调整了吸水剖面，改善了注水开发效果，也为后续堵剂进入起到架桥作用。

3）采用高强度凝胶加YM-1高强度堵剂结合的封堵试验室内采用不同用量的树脂强凝胶堵剂加YM-1堵剂结合，进行岩心封堵试验，结果见表3和图1。表3表明，树脂强凝胶＋YM-1堵剂结合使得进入高渗层的堵剂量再次加大，而低渗层相对增加较少，不同渗透率的层吸水差距进一步减小，有利于后续注水开发。从图1中，可知高渗层在堵前渗透率保持一定值，随着堵剂PV数的增加，刚开始渗透率下降很快，之后下降幅度缓和，这是由于堵剂进入高渗层成胶需要一定的时间，形成了封堵后再注入堵剂，吸收量就会相应减小，渗透率下降会减缓。而低渗层随着PV的增加，进入量始终不多，渗透率下降幅度不大。

表3 1．0PV NDQ1800凝胶＋0．2PV YM-1封堵试验(并联岩心）

3．3 暂堵凝胶室内研究

1）暂堵凝胶基本性能根据配方筛选试验，对性能优化配方：0．35%聚合物＋0．15%交联剂A＋0．2%交联剂B，其性能为：适应温度30～90℃；初始粘度＜20mPa·s；胶体稳定性1～3d；可调破胶后粘度小于10mPa·s。该暂堵凝胶堵凝胶的初始粘度较低，凝胶前流动性良好，初凝时间可调，满足现场施工安全要求；成胶后有一定的强度和稳定性，能达到暂堵油层，分流后续堵剂；同时暂堵凝胶破胶后粘度，易于排液，是一种良好的暂堵剂。

2）油层保护剂研究将研制的暂堵凝胶YH与雁60块原油按照不同的配比进行乳化试验，结果见图2。图2表明，随着两者比例的增加，体系粘度呈下降趋势，只有比例在6∶4～5∶5，体系粘度呈上升趋势，以5∶5比例的体系粘度值最大。因此YH油层保护液遇油增粘，遇水粘度不变，可以用来保护油层。

图1 并联岩心封堵试验(1．0PVNDQ1800凝胶＋0．2PVYM-1＋0．05PV弱凝胶）

图2 YH油层保护剂试验结果

4 应用

雁1井在2006年对出水段进行了卡封作业，并对生产段进行了压裂改造，压后生产情况较好，含水在45%，后到2007年4月，因注入水突进导致含水上升，油井含水100%，日产液60t左右。

4．1 施工工艺

采用YH油层保护液＋树脂强凝胶堵剂＋高强度YM-1堵剂＋顶替液对雁1井进行堵水，采取了光油管挤注工艺：①管柱下到距目标层50～100m的位置；②挤入堵剂；③挤入清水用正挤-反挤-正挤配合的方法，保证管脚无残留堵剂。

在2008年5月第一次对该井进行了堵水作业，施工后含水有明显下降，油井产量由施工前的水淹状态到施工后的日产10t，但液量维持不变，仍然日产液61t左右，油井含水在85%左右，分析造成该井高含水的主要原因：①从水分析资料判断，该井高含水主要是受注入水的影响，注入水突进导致油井含水上升；②从压裂后的生产情况分析，压裂在纵向上没有沟通油层上部及下部的水层，压裂形成的裂缝成为主要的水窜通道；③上次堵水作业没有完全将水窜通道进行封堵，只是部分降低了油井含水，解放了部分油流通道。为此，建议对本井进行再一次的堵水作业，彻底封堵大的水窜通道，降低含水，提高产量。

4．2 施工效果

施工过程压力变化相对平稳，注强凝胶堵剂过程末端，压力略有上升，从13MPa上升至15MPa，说明前期注入的强凝胶堵剂对地层孔道造成了一定的封堵作用，为后续堵剂的进入创造了条件。在注YM-1堵剂阶段，考虑密度差的影响，较注强凝胶堵剂阶段压力上升了1MPa，压力相对较为平稳。本井堵水施工后，从施工前100%高含水，到堵水施工后，初期日产液量65m3，日产油10．26t，含水80%；目前日产液42．87m3，日产油8．42t，含水76．1%，取得了较好的堵水效果。

2008年4月至10月，在雁木西油田进行了4井次的堵水作业，其中雁1、雁2、雁3为直井，泉平4为一口水平井。通过雁1、雁2等井的现场应用，堵剂现场应用性能较好，现场施工工艺效果较为理想，满足现场施工要求。针对水平井堵水，由于施工难度较大，一次封堵很难见效。

目前从4口井的堵水施工作业看，有成功的经验，也有很多的不足，通过对措施情况的分析，得到了影响堵水效果的原因：①顶替量不足，没有给近井地带留出足够的油流通道，是造成雁1、雁2堵水后产油量较低的最主要原因。②从堵后产液量的变化分析，高强度YM-1堵剂用量偏大，加上顶替液量不足，造成了近井地带严重的污染，进一步加大了近井眼地带的压降漏斗，造成了堵水后油流阻力加大，影响了原油的产出。③采取单一的堵水措施，很难将油层解放出来。