封堵底水技术在吴旗油田应用

陈建宏，马俊杰，曹 丽，杨 敏，梁志山

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 开发中存在矛盾

吴旗油田底水油藏主要包括三个油气富集区（吴133、吴135、吴88），储层为正韵律沉积特点，油层从上到下非均质性严重，油层顶部砂岩较细；底部砂岩较粗且顶部水平渗透率高于底部垂直渗透率，开发中随着底水的不断锥进，油层底部层段和锥体部分形成大孔道，水淹日趋严重。

图1 底水锥进示意图

（1）近几年针对油藏的特点开展了“三小一低”的小型酸化、压裂等进攻性措施，以达到提高单井产量的目的，但由于前期对地层认识不清、措施参数不合理、施工过程监控不到位等，导致生产射孔段勾通底水，油井暴性水淹，称为勾通型底水。

（2）由于生产速率越高，作用在岩石颗粒上的压力梯度越大，砂粒越容易脱落，出砂量大，越容易形成高渗带，压力下降越快。生产过程中表现在采液强度过大、强抽强排，从而受正韵律作用，造成底水锥进，造成油井高含水生产，称为锥进型底水。

2 化学封堵底水工艺技术

2.1 配方组分

基本组分：成胶剂A：引发剂S：交联剂H，B催化剂N：其他助剂。

凝胶机理：（1）聚合物成胶机理，引发剂引发体系聚合—堵剂由水溶液转变为高聚物；（2）交联增粘机理，H组分在特定的条件下，水解生成羟基化合物。通过羟基（-OH）与冻胶官能团交联反应，聚合物转变为体型结构。B组分与冻胶分子链接枝共聚，进一步增大冻胶相对分子质量，改善冻胶耐热性能。

CQ-981主要性能特点，地面粘度：2.0 mPa·s、成胶温度：20~120℃、成胶pH值：6.0~9.0、成胶时间：3~24 h（可控），冻胶体强度：＞200×104mPa·s，封堵率：＞95%

2.2 CQ-981堵剂在微观孔隙中的封堵机理

该堵剂由五种成分组成，应用其低密度可泵性好的特性挤入地层，堵剂在相互反应前粘度2.0 mPa·s，进入地层后在层内聚合反应，水项中突进压力超过1.7 MPa/m，油项中突破压力1.0 MPa/m。而且该堵剂是油溶性的，因而具有一定的选择性，堵窜层或底水时，形成高强度化学软隔板，降低油井含水，恢复油井正常生产。

化学软隔板在底水比较活跃的底水油藏采油井中建立，一般在油水界面之上适当位置建造，以阻止底水上窜。具体方法是在油水界面以上1~1.5 m处，进行加密射孔，井内下入封隔器至射孔位置上部，接油管与套管密封，从套管射孔位置向地层注入堵剂，在井底形成“化学软隔板”，以阻止底水上锥。

图2 封堵机理示意图

3 现场应用分析

3.1 选井条件

（1）油层厚度大，物性、含油性好，初期产量高，储量有保证；（2）由于外部作用（措施、强抽强排等）造成油水界面抬升，底水锥进；（3）套管无套变、破损，满足化学堵水施工要求。

3.2 堵水方案及堵剂用量

主要采用以下两种方式封堵：（1）对油藏较厚的油水混层合采井，采用低排量挤注堵剂工艺，使堵剂靠自身的选择性优先进入出水部位；（2）根据剩余油测井资料，判定油水界面位置，在油水界面以下射孔挤注堵剂，形成软隔板，达到封堵的目的。

堵剂用量确定：

R-封堵处理半径，m3；h-油层或封堵处理层有效厚度，m；φ-孔隙度，f；V1，V2，V3-堵剂计算用量和注入前沿稀释量，作业损失量，m3。

3.3 注入工艺参数

为了防止油层被堵剂污染伤害，封堵剂施工时主要采用了低排量、稳压力的挤注方式，排量一般在（300~500 L/min），压力控制为地层破裂压力的0.8倍。

（1）化学堵剂用量；（2）挤注参数及程序设计。

表1 三口井油层数据表

表2 三口井堵剂用量配方

表3 吴251井2001-2010年年挤注参数

表4 吴60-70井和冯81-14井2012年挤注参数

表5 吴旗油田封堵底水措施效果表

3.4 效果分析

该封堵剂对油层底水水淹后出水层位及水锥半径大小的判断、座封位置和封堵半径的确定等技术形成了一套完整的理论知识，针对吴旗油田的实际情况，2010-2012年实施封堵底水技术3口，措施后日增油5.28 t，含水下降18.5%；截至目前日增油1.62 t，含水下降56.6%，效果较明显。

前期含水上升原因分析：吴251井和吴60-70井均为措施参数过大，见水迅速具有方向性、单一性，底水沿着垂向裂缝线延伸，油井含造成水上升；而冯81-14井为参数过大，见水缓慢具有多向性、不稳定性，底水以油井未中心，四周形成锥进，造成油井含水上升。

堵水效果分析：（1）吴251井2001年采用在油水界面位置重新射孔（1 347.6~1 348.6 m）挤注堵剂，在油水界面形成软隔板，而2010年吴251和吴60-70井在原射孔段挤注堵剂，从而造成原射孔段周围地层堵死，且无针对性的解堵剂来融合堵剂，通过压裂、酸化均无法疏通地层，油井仍然低产低效；（2）与吴251和吴60-70井相比，冯81-14井由于采液强度大，油水界面属于缓慢抬升，属于多向性见水，堵水无针对性，且堵剂量少、粘度低、排量低，造成封堵失败。

4 结论和建议

（1）对比堵水工艺，选井条件为：一是油层条件好，有储量保证；二是油水界面抬升明显，且能确定油水界面的井。三是对于底水明显上升井要及时采取封堵底水工艺，避免时间过长造成堵水效果差。

（2）CQ-981堵剂作为一种高强度的封堵剂对近井地带上窜水封堵效率高，其良好的性能更具备封堵底水打化学软隔板注入条件。

（3）根据不同的地层要选取合理的堵剂和其用量、挤注压力、施工排量及封堵层要进行优选，防止堵剂用量过大、排量过大造成地层堵死现象，且普通措施难以稀释堵剂，造成油井低产低效。

（4）分析两种堵水方式，通过c/o比测井资料判定施工当前油水界面，在油水界面以下重新射孔挤注堵剂（防止造成原射孔段堵死），形成挡板，从而达到封堵底水的目的，这种堵水方向效果较好。

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