缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期堵水挖潜综合配套技术

潘昭才 袁晓满 谷 雨 王俊芳 补璐璐 任宝玉

（1.塔里木油田公司开发事业部，新疆库尔勒 841000；2.华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期堵水挖潜综合配套技术

潘昭才1袁晓满1谷 雨1王俊芳1补璐璐1任宝玉2

（1.塔里木油田公司开发事业部，新疆库尔勒 841000；2.华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

针对X地区缝洞型碳酸盐岩油井高含水期堵水挖潜成功率低、经济效益差的状况，按照系统工程的理念和方法,对单井生产潜力类型、形成机理、选井条件等重要节点，进行了全面深入地研究和分析并形成了较为完善的综合配套技术。依据这些研究成果，能够明显地提高今后油井高含水期治理挖潜成效，又可为同类型油藏开展此项研究提供借鉴。

高含水期；生产潜力；选井条件；堵水措施；综合配套技术

X地区缝洞型碳酸盐岩油藏经过十多年的衰竭式开采，已经进入到高含水开发阶段。具有2个显著特点：一是油井水淹正向油层水淹过渡，其驱替已从油带水逐渐转变为水带油和水洗油的过程,突出表现为油井含水率高、水油比大、生产能力低、经济效益差；二是油藏内部缝洞系统油水分布复杂，生产潜力分布零星，认识潜力和挖潜难度大，使得治水措施成功率低、增油量少，效果不理想。为了改善油藏低产低效的开发状况，依照系统工程的理念和方法，对单井生产潜力分布、选井条件等重要环节进行了分析。并在此基础上，提出了今后油井高含水期治理挖潜的综合配套技术。运用这些研究成果，既能够有效地提高油井增产效果，又可为同类型油藏治理提供借鉴。

1 单井生产潜力分布类型

油井堵水措施是改善缝洞型碳酸盐岩油藏高含水期开发效果的重要途径之一，其挖掘的生产潜力是指已基本认识，通过现有技术的运用，在目前水驱开采方式下可以增加产油量的可动油，划分为3种潜力类型：一是裸眼上部中低渗透含油缝洞段［1］；二是油层套管封固且未射开的含油缝洞段；三是含油饱和度较高的低渗透缝洞。

1.1 裸眼上部中低渗透含油缝洞段

1.1.1 存在原因 一是底水油藏上油下水的分布方式表明上部生产潜力的存在；二是潜山顶部岩溶过程中的充填作用比较强，油层套管固井时水泥浆对套管鞋附近油层的污染，均可造成其渗透性能的降低；三是油井上部储层微裂缝和小孔洞发育，渗透率较低，而下部储层以洞穴或大孔洞发育为主，渗透率较高，在开采过程中底水将优先进入下部的高渗透缝洞段，使得上部中低缝洞段波及程度相对较低，保留了一定的可动剩余油；四是对正韵律、反韵律以及均质型3种不同类型的碳酸盐岩油井进行剩余油模拟结果表明：在底水垂向驱替这3种不同的地质模型顶部均存在一定剩余油厚度，其中“正韵律”剩余油的厚度大于“反韵律”的厚度。

1.1.2 保存条件 生产井段纵向上为多缝洞段组合，特别是具有致密层分隔的多缝洞段剖面组合；各缝洞段之间的渗透率级差较大，上部缝洞段渗透能力比下部较差；在开发过程中，上部生产潜力未被动用或动用程度较低；单一缝洞段低渗透含油缝洞保留有一定的生产潜力。

1.1.3 分布特点 从有利于治理挖潜的角度出发，把生产潜力在空间的赋存状态划分为3种基本形态：一是致密层分隔之上的含油缝洞段，这种多缝洞段组合，由于其间致密层的明显存在，油井开采具有一定的似层状特点，油水运动规律表现出下部缝洞为主要产水段，上部缝洞段为生产潜力段；二是无明显致密层分隔之上的含油缝洞段，当底水垂向驱替过程中，也呈现为下部缝洞段水淹程度较高，上部水驱波及程度较小，具有一定的生产潜力；三是单一缝洞段，由于内部大缝大洞水淹严重和干扰，低渗透缝洞仍保留有一定的生产潜力。

1.2 油层套管封固且未射开的高部位含油缝洞段

存在原因是在射孔完井中，目前被油层套管封固但未射开的高部位含油缝洞段，由于屏蔽遮挡作用，形成了一定的生产潜力。

保存条件：一是射开或未射开但未动用或动用程度较弱的含油缝洞段，与目前生产缝洞之间具有致密层段存在，使得套管外为2个不连通或连通程度较差的缝洞段；二是无明显致密层分隔的多缝洞段组合，无论上部射开与否，只要储层解释级别较高且有一定的厚度，都会存留较高的生产能力；三是鉴于底水自下而上的驱油方式，最优的剖面组合为未动用或动用程度较差的含油缝洞段在上部，动用程度高的产水缝洞段在下部，有利于上部射孔或未射孔缝洞段保留较多的剩余可动油。

分布特点：其生产潜力的分布特点除与裸眼上部中低渗透含油缝洞段相同以外，其区别仅在于未动用或动用程度较低的含油缝洞尚未射开。

1.3 含油饱和度较高的低渗透缝洞

存在原因：无论是人工井底不断上移的剖面调整或是钻井揭开程度不足等原因，都会使得生产井段变得很小，且当油井进入高含水期时，其渗透率较高的缝洞水驱油效率高，含水饱和度增长很快，并且由于它的干扰，低渗透含油缝洞的生产潜力很难完全发挥出来。

保存条件：在不同渗透缝洞同时共存，相互制约的生产条件下，高渗透缝洞所需生产压差小，驱油效率高，而渗透率较小的缝洞段，则难以在同样的压差下发挥相同的作用，导致采油过程的不完全性［2］，使得低渗透保留了较高的含油饱和度。

分布特点：其生产潜力主要分布在低渗透含油缝洞中。

2 选井条件分析

2.1 优选多缝洞段特别是具有致密层分隔的多缝洞段组合油井

由于沉积环境和岩溶作用的差异性，使得缝洞型碳酸盐岩油藏形成了具有渗流屏障作用的致密灰岩段［3］。其岩性以致密泥微晶灰岩为主，孔洞、裂缝均不发育，测井曲线响应特征表现为自然伽马值低，三孔隙度测井反映的孔隙度值低，测井解释的渗透率小，储层评价为非储层。地震属性呈现出反射特征连续性较好，振幅变化率弱以及高阻抗等特征。这种致密层段，在油藏开发过程中能够在一定时间和范围内阻止底水的窜进，同时为油井的堵水挖潜提供天然屏障。评判致密层段的优劣程度，特别是对于其上的低渗透潜力段进行小型酸压改造时，能够较好地避免沟通下部水体，至少需要满足以下条件：一是要具有一定的分隔厚度。矿场实践表明一般单层厚度要大于10 m以上；二是平面分布要具有一定的范围。利用地震属性特征，能够对致密层横向分布距离进行预测。但若定性判断，当致密层纵向厚度较大时，其平面分布也应该较长；三是致密层段的分布位置。当致密层段位于生产井段底部时，能够有效地防止底水的快速窜进，延长油井的无水期或中低含水期，改善水驱效果，但当油水界面淹过致密层段以后，对于堵水措施而言作用已不大。当致密层段位于生产井段顶部时，对于堵水已无实际意义。只有当致密层段位于生产井段中部，上下皆分布生产层，其作用才能得到较好的发挥。总之，这种致密层段分隔明显的多缝洞段组合油井，可获得显著的增产效果，应作为油井堵水挖潜措施的首选。对于致密层段厚度薄分隔弱的多缝洞段组合油井，当主要产水段来自下部时，采用深部堵水方式，有效封堵出水大孔道，发挥上部含油缝洞的生产潜力，仍可取得较好的增产效果。因此，对这种多缝洞段组合油井，实施堵水挖潜措施，也要给予高度重视。

需要指出的是，前述两种多缝洞段组合油井实施的堵水挖潜措施，皆属剖面调整的范畴。对于已无剖面调整余地或为单一缝洞段组合油井，其内部油水混杂分布，总体特征表现为高渗透缝洞水淹严重，中低渗透缝洞水波及程度较低，具有一定的生产潜力。只有在有效封堵出水大孔道以后，才能较好地发挥中小含油缝洞的生产潜力。它属于缝洞系统内部的调整，其难度较大，特别是对堵水工艺技术的要求更高。

2.2 优选后续接替潜力较大的油井

前面主要从有无致密层分隔角度对选井条件作了一些分析，但从后续接替潜力方面综合分析不够，也直接影响着措施的成效。为此，有必要对其生产潜力大小加以综合评判。一是单井剩余可采储量规模对选井质量的影响，它的大小是影响堵水成效的资源基础。特别是对于缝洞系统内部调整挖潜的油井更为重要。一般而言，剩余可采储量越多，表明生产层段离油水界面较远，纵向上剩余含油高度较大，横向上含油面积较宽，其治理挖潜也会取得较好的增产效果，反之亦然。堵水挖潜实践表明，油井高含水期单井剩余可采储量大于1×104t以上时，才能取得较好的措施效果。二是上部剩余潜力对选井质量的影响。不论是致密层分隔明显还是分隔弱的多缝洞段组合，评价其上部生产潜力大小，除了单井剩余可采储量规模以外，更要注重利用钻井放空漏失、地质录井以及测井解释成果进行综合分析。例如矿场实践证明，当单井测井解释Ⅱ类储层厚度大于3 m、单层厚度大于1 m以上时，其油层生产能力较高，后续接替潜力较大。因此，对于上部缝洞比较发育，生产潜力较大的油井，应优先选择堵水措施。相反，对于上部非储层发育，或者仅间夹少量Ⅲ类储层的油井，选择堵水措施就要慎重对待。三是不同储层类型对选井质量的影响。该油藏储层划分为三种基本类型，分别为溶洞型、裂缝孔洞型以及裂缝型。其中裂缝孔洞型储集体，是由不同规模、不同尺度的裂缝、溶洞以及孔隙相互交织在一起，以不同形式和数量在空间组合而成。它的缝洞孔均比较发育，储层均质性较强，既有利于堵剂的驻留，也有利于剩余可动油潜力的释放，是实施深部堵水较为有利的储层类型。溶洞发育占优势的储集体，其水驱油几乎是以活塞式方式推进，当油水界面抬升到溶洞发育段以后，油井含水快速上升甚至暴性水淹。此时溶洞内含水饱和度很高，并且堵剂驻留难度很大，因此堵水效果差。但如果剖面组合为多溶洞段特别是致密层分隔明显的多溶洞段时，有效封堵下部出水大孔道以后，仍能够较好地发挥上部生产潜力。裂缝发育占优的储集体，其通过天然的或人工酸压大裂缝与下部水体连通，底水沿着裂缝快速窜入到井底，造成油井含水快速上升，油井生产能力迅速下降。此时大裂缝水淹程度高，封堵难度较大，堵水效果差。但当剖面组合为多裂缝段特别是致密层分隔较好的多裂缝段，在有效封堵下部出水裂缝段的前提下，可以较好地释放上部裂缝段生产潜力。

2.3 优选产液剖面分布差异较大且位置较佳的油井

从矿场油井产液剖面测试解释成果来看，多数油井产液剖面的分布是极不均衡的，具体表现为3种状态：主要产液段在下部、中部、上部。当油井进入高含水期以后，下部为主要产水层段且上部具有接替潜力时，就需对下部出水缝洞采取封堵措施，实现纵向上产量接替。对于高产水层段位于中部，其上部仍有接替力的油井，亦可采取堵水措施，封埋中下部出水段，发挥上部中小含油缝洞生产潜力，属剖面调整。但对于主要产水层段位于上部的油井，一般不适宜堵水。

2.4 优选单井天然能量较强的油井

单井天然能量弱的油井，其周边多为低渗透致密基岩遮挡，储油体规模小，与水体的沟通较差，边底水不活跃，地层压力和产油量递减很快，高含水后生产能力接替差。这种弱能量油井堵水以后，原本不高的储层渗透性变得更低，若没有配套的工艺措施对其解堵，将导致地层供液能力严重不足，甚至不产液。但对于单井天然能量属于强—中类型的油井，本身储油体规模较大，内部连通性较好，并与水体沟通程度较高，底水锥进的动力较强。对这种强能量油井，经过封堵出水大孔道以后，虽然高渗透产水缝洞的渗透率有所降低，但不足以影响地层的供液能力。

2.5 优选见水特征为层状或裂缝见水类型的油井

前苏联专家梅尔库洛哇为了给碳酸盐岩多重介质油井堵水提供依据，对其油井见水特征提出了如下评判公式［4］

式中，Qo（t）、Qw（t）分别为油井含水采油期t时累积产油和累积产水，m3；Qoe（to）、Qwe（to）为分析日期to时累积产油和累积产水，m3。

根据曲线形态把油井见水划分为层状、裂缝、水锥以及条带见水。其中适合于堵水措施首推层状见水，其次为裂缝见水，其余2种类型则适应性较差。

层状见水油井表现为含水上升为阶梯状，反映了井筒周围多个缝洞系统的见水特征，其堵水增产效果明显。裂缝见水油井含水快速上升，对出水层段明确的多缝洞段组合，采取堵水措施，亦可获得一定的增产效果。

3 堵水工艺分析

3.1 堵水机理

无论采用何种堵剂和方式堵水，其本质都是排除或减小高渗透出水缝洞的干扰，发挥中低渗透含油缝洞的生产潜力。最终目的是改善油藏开发效果。根据油藏工程的基本概念，水驱采收率等于驱油效率和波及体积系数的乘积。而波及体积系数又是波及面积系数和波及厚度系数的乘积。由于储层的非均质性强，当生产井段下部水淹或者出水大缝大洞的干扰，纵向上波及厚度系数是比较低的。因此，采用堵水工艺，有效封堵出水大孔道，发挥中小含油缝洞的生产潜力，能够增大波及厚度系数，从而提高水驱采收率。具体而言，对多缝洞段组合的高含水井，不论其为裸眼井或射孔井，均可采用堵水工艺，封埋下部产水井段，发挥上部含油缝洞段的生产潜力，实现产油量的纵向接替。对油井揭开厚度较小或灰面上抬后剩余厚度很小的单一缝洞段，封堵高渗透水淹大孔道，释放中小含油缝洞生产潜力，属缝洞系统内部调整挖潜。

3.2 堵剂类型

矿场堵水实践表明：该油藏属高温、高压、高含盐地下环境，进行以化学堵剂为主的有机堵水，由于堵剂胶联强度不够而水解，其适应性差，有效率低。但对于包括可固化颗粒类堵剂和可溶性碳酸盐堵剂在内的无机堵剂，则适应性较强，成功率较高，增产控水效果较明显。因此，今后在矿场堵水措施中，应以无机类堵剂为主，并通过段塞的持续优化组合，进一步提高适应范围，实现对出水孔洞的有效封堵。

3.3 封堵方式

根据矿场堵剂用量以及堵剂进入地层的深浅，将堵水分为井筒堵水和深部堵水两大类。井筒堵水堵剂用量的设计，一般依据裸眼封堵段井筒容积并附加一定余量实施一次性堵水，封堵不成可采取多轮次反复充填直至封堵成功。深部堵水堵剂用量，可利用常规经验法、裂缝体积法以及酸化曲线校正法等进行预测，并考虑一定的余量进行设计。井筒堵水适用于致密层分隔明显的多缝洞组合油井，对致密层段以下主要产水层进行封堵以后，发挥其上的中小含油缝洞的生产潜力，实现产油量纵向上的接替。深部堵水适用于致密层段薄分隔弱的多缝洞段组合以及单一缝洞段组合的油井，其堵剂用量大，推入半径远，在有效封堵出水大孔道前提下，能够较好地发挥中低渗透含油缝洞的生产潜力。

3.4 堵水井型

随着油藏持续开发侧钻水平井不断增多，对其实施选择性堵水已成为必然。但由于其复杂的储层特征和裸眼完井的井筒条件，给油井堵水带来了一些困难，包括出水位置难以准确判断，使得堵水井段不明确；由于重力沉降等原因，使得堵剂的展布难以控制等。因此，除了继续开展侧钻水平井堵水技术攻关以外，目前堵水挖潜的井型应以裸眼、射孔完成的直井以及侧钻井为主。

3.5 井段长短

对于裸眼井段小于30 m，并且缝洞段集中分布的油井，进入高含水期以后，现有的技术手段尚不能很好地适应治水挖潜的需要。因此，要继续开展短裸眼井段堵水技术攻关。目前堵水挖潜应以生产井段较长的多缝洞段组合油井为主。

3.6 投产措施

根据储层特征、施工状况以及堵后吸液能力，综合拟定配套投产工艺。常用的配套措施有：小型酸压、射孔酸化以及转轴等。对于接替缝洞潜力较差的油井，在堵水方案设计时便将配套措施一并考虑，便于连续施工，降低施工成本。对于堵水效果较好的油井，适当放大生产压差，提高油井产液量，有利于发挥堵水效益。

4 综合配套技术

综上所述，油井高含水期堵水挖潜综合配套技术，主要包括3个方面：一是单井生产潜力成因、保存以及分布特点研究技术。通过此项技术分析，目前已经认识到并且有的已见到明显增产效果的生产潜力共有3种基本类型，分别是裸眼上部中低渗透含油缝洞段；油层套管封固且未射开的含油缝洞段以及含油饱和度较高的低渗透缝洞。二是高含水期油井选井条件分析技术。在研究的基础上提出了5个优选，即优选多缝洞特别是致密层分隔明显的多缝洞组合、后续接替潜力较大、产液剖面差异较大且分布位置较佳、单井天然能量较强以及见水特征为层状或裂缝见水的油井。三是油井堵水工艺技术，包括堵水机理，堵剂类型、封堵方式、堵水井型，井段长短以及投产配套措施等。这3项单项技术，各有侧重，缺一不可，整体构成了针对性较强适用范围较广的高含水期堵水挖潜综合配套技术。

5 井例分析

试验井为直井，揭开目的层113.5 m，其中上部被套管封固地层厚度79.28 m，下部34.22 m为裸眼井段，堵水前油井含水高，生产能力低。潜力类型为油层套管封固且未射开的上部含油缝洞段。剖面组合为致密层分隔明显的多缝洞剖面组合。位于中部的致密层段由干层和Ⅲ级储层组合而成，总厚度39 m，单层致密层最大为12.5 m。下部缝洞发育，测井解释Ⅱ级储层4层18.5 m，储层类型以裂缝型为主，上部缝洞段测井解释也比较好。根据乙型水驱曲线回归计算 ，单井剩余可采储量约有2万t，剩余可采储量比例54.2%，表明油井仍有较大的生产潜力。从套管封固且未射开的储层来看，测井解释储层4层15 m，其中单层厚度最大的Ⅱ级储层10.5 m，溶孔比较发育，亦反映该井有较好的接替潜力。

由于该井裸眼段较短没有进行产液剖面测试，但分析认为油井高产水是底水沿高角度裂缝上窜所致，来水方向为下部的产水缝洞段，为层状见水特征，属强能量井。

利用致密层段，实施井筒堵水，注灰封埋下部裸眼产水段，然后对上部套管封固的含油缝洞段进行射孔和酸化改造。堵水后对井筒灰塞深度以上的Ⅱ级储层2层3.5 m进行射孔酸化，投产后获得了显著的增产效果。

6 结论与认识

（1）高含水期油井堵水挖潜共有3种基本类型，分别是裸眼上部中低渗透含油缝洞、油层套管封固且未射开的上部含油缝洞段以及含油饱和度较高的低渗透缝洞。它们是缝洞型碳酸盐岩今后堵水挖潜的主要对象。

（2）优选多缝洞段特别是致密层分隔明显的多缝洞剖面组合，后续接替潜力较大，产液剖面分布差异较大且位置较佳、单井天然能量较强以及油井见水特征为层状、裂缝见水的油井，堵水效果较好。前三项条件尤为重要，核心是后续接替能力较强。

（3）以无机类堵剂为主并优化段塞组合提高封堵强度；根据致密层发育状况以及挖潜对象，确定采用井筒堵水或是深部堵水；依据油井堵水施工状况，配套投产措施。

（4）由于受到现有堵水工艺的限制，对于短裸眼井段和侧钻水平井应继续开展找堵水工艺攻关，目前油井堵水应该以裸眼井段较长和直井以及侧钻井为重点。

（5）应用缝洞型碳酸盐岩油井高含水堵水挖潜综合配套技术，既可改善油藏开发效果，又可为同类型油藏治理提供借鉴。

［1］ 刘仁达.潜山油藏后期开发的潜力分布及挖潜方法［M］. 北京：石油工业出版社，1994：09.

［2］ 范子仪，秦荣章. 裂缝性碳酸盐岩油藏油井堵水技术［J］.石油钻采工艺，1988，10（4）：23-32.

［3］ 潘昭才，袁晓满，谷雨，等.缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期关井压锥技术优化［J］.石油钻采工艺，2013，35（4）：65-69.

［4］ 刘德华，陈利新，缪长生.具有边底水碳酸盐岩油藏见水特征分析［J］.石油天然气学报，2008，30（4）：137-139.

（修改稿收到日期 2013-08-27）

Water plugging and tapping potential integrated technology for fracture-vug carbonates oil wells at high water-cut stage

PAN Zhaocai1, YUAN Xiaoman1, GU Yu1, WANG Junfang1, BU Lulu1, REN Baoyu2
（1. Development Department,Tarim Oilfield Company,Korla841000,China;2. Oil Production Engineering Research Institute,Huabei Oilfield Company,Renqiu062552,China）

Aiming at the low success rate and poor economic conditions of water plugging and tapping potential in X region fracture-vug carbonates oil wells at high water-cut stage, Important nodes of production potential types and formation mechanism of single well, well selection criteria and process engineering were deeply researched and analyzed to form a more perfect integrated supporting technologies. And all of these are finished according to the system engineering concepts and methods. These research results can significantly improve the effectiveness of potential tapping in the future at high water cut stage, and also provide reference for the same type of reservoir to carry out the similar study.

high water-cut stage; production potential; well selection criteria; water plugging measures; integrated matching technical

潘昭才，袁晓满，谷雨，等.缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期堵水挖潜综合配套技术［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：92-96.

TE357.1

：A

1000–7393（2013） 05–0092–05

潘昭才，1972年生。1996年毕业于西南石油学院采油工程专业，从事油气田开发研究工作，高级工程师。电话：0996-2171359。E-mail：panzc-tlm@petrochina.com.cn。

〔编辑 付丽霞〕