冀中地区高含水水平井治理工艺模式

闫海俊，谢刚，巨登峰，秦忠海，刘萌，3

（1.中国石油华北油田公司采油工程研究院，河北任丘062552；2.天津大学化工学院化学工艺系，天津300072；3.西南石油大学材料学院，四川成都610500）

冀中地区高含水水平井治理工艺模式

闫海俊1，2，谢刚1，巨登峰1，秦忠海1，刘萌1，3

（1.中国石油华北油田公司采油工程研究院，河北任丘062552；2.天津大学化工学院化学工艺系，天津300072；3.西南石油大学材料学院，四川成都610500）

经过20多年的规模开发，冀中地区部分主力油藏水平井不同程度地出现含水上升过快、产油急剧下降甚至关井等状况。分析认为，边水或注入水沿正韵律沉积主河道底部突进和底水沿潜山缝洞锥进，是油田典型砂岩油藏和雾迷山裂缝性块状油藏的主要水淹特点。针对高渗条带状分布的砂岩储层，依据水电相似性设计模拟电桥电路，并改进了水平井深部堵水工艺决策方法。采用该方法对高渗条带深部（即渗透带到水平井边界距离20～40 m）封堵，能够显著改善中、低渗透带的驱动压力场分布和流量，同时迫使液流转向至低渗透带，使其流量最高可增加55.3%。针对雾迷山碳酸岩盐裸眼完井水平井，借鉴潜山油井堵水工艺模式，封堵裸眼段下部出水层段，发挥上部含油层段的生产潜力。结合水平井堵水堵剂体系，设计了2种堵剂组合工艺模式，通过5井次水平井堵水先导应用，获得了显著的降水增油效果。由此形成的水平井堵水配套技术，对于改善油田开发后期高含水水平井的开发效果具有积极借鉴意义。

水平井；堵水；水淹特点；电桥电路；工艺；冀中地区

水平井堵水技术涉及油藏、工艺、化学剂、测井和完井方式等多方面。由于水平井的特殊性，作业工艺复杂，测井（找水）资料少，加之现场试验成功率低（仅为20%），都为堵水增加了难度。目前，水平井堵水技术国内外都处在研究探索阶段［1-5］，很多学者对于水平井水淹规律、开发后期提高采收率和治理进行了诸多研究。Qian Sang等［6］发现了水相对裂缝的侵入导致相对低渗透层的剩余油富集。Liu Yuzhang等［7-8］基于X-ray CT和物模提出了利用水平井深部置胶成坝技术提高水驱采收率。由于对水平井堵水的笼统注入工艺仍缺乏认识，堵剂段塞、用量和压力等施工参数只能参照直井堵水的经验，导致国内现场堵水成功率很低［1］。本文针对冀中地区油藏沉积特点和水平井出水特点，利用电路模拟和堵剂组合探讨了2类油藏水平井的堵水模式及配套工艺，为堵剂深部放置技术提供了新思路。

1　砂岩水平井堵水工艺模式

1.1出水特点

冀中地区以留楚和八里庄油田为代表的砂岩储层，沉积微相为河流相及辫状河河道，储层非均质性强，油水关系复杂。受揭开的河道主流线在井段中的投影面积决定，沉积相带分布所导致的边水和注入水沿高渗条带的不均匀推进是水淹的内在原因，水淹表现为沿正韵律沉积主河道底部突进［9］。统计显示，其水平井开井后见水时间早。产液剖面测试表明，受水平段轨迹非均质性和垂相渗透率的影响［10-11］，水平井趾部垂向高渗透带既是主产液段，也是主要水淹段（见表1）。

表1　典型高含水水平井产液剖面测试资料

1.2堵水模式

1.2.1水电模拟

1.2.1.1水电相似原理

水电相似性已成功用于研究水平井渗流机理和开发理论［12-13］，可实现油藏渗流压力场量和电路恒电流场量之间的转换：式中：Cp为压力相似系数，V/MPa；CL为几何相似系数；CKμ为流度相似系数，（mPa·s）/（Ω·m3）；CQ为流量相似系数，A·d/m3；Q为储层渗流量，m3/d；I为电路电流，A；R为电阻，Ω；K为储层渗透率，10-3μm2；l为长度，m；s为截面积，m2；μ为黏度，mPa·s；n为流度系数，Ω·m3。

1.2.1.2油藏及电路模型

根据砂岩油藏高渗条带与水平井井眼轨迹的分布状况模拟储层，即并列分布2条高、低渗透层带，以定压供给边界正对水平井的开采模式。定压边界布置在模型上部第2层，水平井在下部第6层。油藏低、高渗透层带的渗透率分别为100×10-3，500×10-3μm2，地下原油黏度为2 mPa·s，定压压差为20 MPa。油藏模型x方向网格数为30，网格步长为4 m；y方向网格长为2 m；z方向划分为6个模拟小层，每层厚度为20 m。

电路模式为基于惠斯登电桥的双臂非平衡电桥，高、低渗透条带以并联形式分别由可变电阻串联组成，层间窜层以高渗透层的电阻率表示，水平井采用铜棒，定压边界流向油井就是电动势降低的方向。电路响应值依据表2转换。

表2　水电相似性系数参考值

计算表明，油藏模型网格每格的封堵面积相当于等厚度封堵半径5 m的地层。输入电流后，由接触式调压器调节加在模拟油藏储层和水平井（金属铜管）之间的最大压差，可通过数字电压表和电流表测试不同部位的模拟电阻，从而得到对应的驱动压差和流量。实验时，保持总电动势不变，根据式（3）依次改变距铜棒不同位置的可变电阻阻值，读取桥路电流和模拟电阻的开路电压，计算得到储层的驱动压力分布和流量变化。1.2.1.3试验结果与分析

堵水前，低渗透带流量仅占总渗流量的16.6%；堵水后，由于驱动压力的重新分布，低渗透带对应位置的流量明显升高，深部（从储层渗透带到水平井边界的距离L=20～40 m）和浅部（L=0～20 m）强堵后，低渗透带流量所占比例分别提高至71.9%和46.4%。这表明，堵水——特别是深部堵水——使液流转向［14］，极大地改善了低渗透带储层的渗流效果，明显地提高了其动用程度。堵水强度实验表明，堵水后产液量下降，而且高渗透带强堵的降液效果明显高于弱堵（见表3。表中，IQ为电路中的桥路电流）。

表3　高渗透带堵水对低渗带流量及井产液量的影响

不同于高渗透带，低渗透带水平井浅部流量和驱动压力（p）均有所增加（见图1）。与封堵前相比，强堵和弱堵后低渗透带流量所占比例分别提高至46.4%和20.8%，表明强堵对改善低渗透带的渗流情况更有效。

以水平井段浅部强堵为例研究渗透率级差的影响。设计低渗透带渗透率为100×10-3μm2，高渗透带渗透率在200×10-3～1 000×10-3μm2。试验结果表明，储层非均质性对水平井堵水措施的选择有较大影响，层间渗透率相差越大的储层，强堵后降液效果越好，而低渗透带流量也相应降低。

图1　水平井高、低渗透带驱动压力场分布

综合考虑，渗透率级差小于7、大于3时，水平井堵水对储层的适应性较好（见图2）。

图2　渗透率级差对低渗带流量及井产液量的影响

1.2.2砂岩水平井堵水工艺模式

通过调整堵水剂在油水渗流通道的堵水位置和封堵强度，可迫使高、低渗透带的驱动压力重新分布。特别是深部强堵（储层渗透率下降99%），迫使液流转向至中、低渗透区域，从而有效改善低渗透带的渗流状况。

根据实际砂岩油藏储层特性、压力分布和找水测试结果，应用电路技术设计相对应的模拟电路模型推演实施油井堵水过程。根据电路响应结果选择预期的堵水剂强度及放置位置，优化堵水施工工艺，并预测堵水后的实施效果。在工艺上，由于油水关系极为复杂，重点突破自选择堵水技术，并结合泡沫凝胶体系或石灰乳体系进行有机整合。以泡沫凝胶作为深部封堵的主体，设计用量按实测主产液井段单向垂直条带30～40 m的地层孔隙体积计算；以油溶性树脂作为承压主体，设计用量按实测主产液井段单向垂直条带2～3 m的地层孔隙体积计算；顶替液量按实测主产液井段单向垂直条带5 m的地层孔隙体积加上井筒容积计算［15］。

1.3典型井例

留西油田射孔完井L36-11井，投入开发后因高含水而关井。为挖掘生产潜力，根据水平井找水测试结果得到的主、次产液层分布，通过电模模拟推演了实施堵水后的效果（见表4）。

表4　L36-11井电路模拟预测结果与堵水施工效果

在前期试验论证的基础上，决定采取深部堵水措施。选用改性交联聚合物泡沫冻胶深部封堵高渗透通道，采用低排量笼统挤注和过顶替工艺，对2 240.0～2 325.0 m井段以段塞方式依次注入泡沫冻胶、顶替液、封口剂和顶替液，注入排量控制在0.10～0.20 m3/ min，共计1 600 m3。实施堵水措施恢复生产后，日产液由34.39 m3降至23.98 m3，日产油由0增至15 t，累计增产原油3 363 t。堵水起到了很好的降水增油效果，实施效果与预测值相符。

2　雾迷山油藏水平井堵水工艺模式

2.1出水特点

以任丘雾迷山为代表的裂缝型块状底水油藏，储层特征是丛式发育的构造裂缝连通溶蚀孔洞。古潜山水平井基本上是在老区打的调整井，长期注采使地层原始压力变化很大，同时绝大多数为中长半径水平井，井眼轨迹一般是沿潜山山坡布置，实际上可视为超大斜度井［9］。水淹规律受水平段轨迹和底水锥进的影响，具有复合裂缝性油藏开采特征。即油井一旦见水，产油量就进入快速递减期，低、中、高含水阶段含水率月上升速度为5%～10%，产油量月递减达10%以上，直至油井进入特高含水期（含水率大于80%）以后，产油量才以相对缓慢的速度下降（见图3）。

图3　雾迷山4口水平井开发后含水率随产油量的变化

2.2堵水工艺模式

借鉴直井堵水的成熟对策经验，选择自下而上缝洞发育具有类似砂岩正韵律特点的油井，封堵下部产水层段，挖掘上部含油低渗透储层的生产潜力。工艺上选择笼统注入堵控水技术。根据油水关系极为复杂的客观实际，重点突破自选择堵水技术，并将凝胶体系和选择性树脂进行有机整合［16-18］。针对任丘雾迷山裂缝型块状底水油藏的裸眼水平井，下施工管柱喇叭口至水平井拐弯处以上10～15 m处。堵剂的选择与组合是：1）泡沫凝胶作为封堵底水的主体，设计用量按实测主产液井段所形成的水脊高度（50 m）裂缝孔隙体积计算；2）乳化油溶性树脂选择性堵水剂作为承压主体［15］，设计用量按实测主产液井段水脊高度2～3 m的裂缝孔隙体积计算；3）顶替液量按井筒容积计算。

在任丘雾迷山油藏开展水平井堵水实验4井次，工艺成功率100%，堵水累计增油591 t。其中的R5井，是一口碳酸盐岩油藏裸眼采油井，为断面进山，属构造高部位。采用泡沫凝胶120 m3和乳化油溶性树脂选择性堵调剂40 m3，控制排量和压力爬坡速度，注入速度0.26 m3/min，注入压力2～9 MPa；关井候凝3 d后，按原工作制度下泵投产。该井实施堵水措施后，日产油由6.58 t增至11.05 t，含水率由84.77%降至77.22%，累计增产原油382 t，措施有效期270 d。

3　结束语

针对冀中地区2类油藏水平井以底水脊进和边水、注入水推进为主的出水特点，建立了一套包括堵剂强度设计和放置位置在内的水平井堵水决策方法，并结合满足不同需求的水平井堵水堵剂组合及其工艺模式，现场试验控水增油效果显著。本研究对于改善水平井开发效果具有积极意义。如深入研究这种方式，可减少大量岩心物模实验，有推广潜力。下一步应继续加强多条高、低渗透条带交错分布储层、注水井网等复杂油藏水平井开采电路模拟研究，提高技术成熟度。

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（编辑李宗华）

Technologies of chemical plugging for high water-cut horizontal wells in Jizhong District

YAN Haijun1，2，XIE Gang1，JU Dengfeng1，QIN Zhonghai1，LIU Meng1，3
（1.Oil Production Engineering Research Institute，Huabei Oilfield Company，PetroChina，Renqiu 062552，China；2.Department of Chemical Technology，School of Chemical Engineering&Technology，Tianjin University，Tianjin 300072，China；3.School of Material Science and Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China）

After 20 years development the horizontal wells of typical reservoirs in Jizhong District gradually expose serious problems such as fast water cut rising，sharp oil production decrease even shut-in.Analysis shows that the chief water output types of horizontal wells in sandstone reservoir with fluvial sedimentary is edged or injected water breakthrough along the bottom of ancient river course deposited by positive rhythm，whereas to carbonate reservoir of the Wumishan Formation that is the bottom water coning which penetrates into the seam or hole.Based on bridge-circuit simulation designed by distribution of high and low permeability zones，the technology decision of deep water plugging is developed.Results indicate that the driving pressure and seepage of midlow permeability channel could be greatly improved by strong in-depth water plugging in high permeability channel，and flow rates in low permeability channel compulsively increase to a maximum of 55.3%.Unlike in sandstone reservoir，the water plugging mode adopt by vertical well experience in buried hill is that sealing the water production layer below and tapping the potential production of oil layer section upward.Combined with two kinds of blocking agents，the successful field experiments show that new kinds of water-plugging technologies provide steps for the oil promotion and water reduction with single well，which can be used as guidance for development of horizontal wells during late period of oil exploit.

horizontal well；water shut-off；water-flooded characteristics；bridge circuit；technology；Jizhong District

中国石油股份公司重大专项“水平井控水技术研究——华北油田套管射孔完井水平井找堵水管柱研究”（2008D-1501-04）；中石油华北油田公司重大科技项目“机采水平井生产测试及卡堵水技术研究”（2011-HB-C13）

TE358+.3

A

10.6056/dkyqt201605023

2016-01-19；改回日期：2016-07-16。

闫海俊，男，1985年生，工程师，硕士，2010年毕业于天津大学化学工艺专业，现从事油田化学研究工作。电话：0317-2756406；E-mail：yanhaijun@tju.edu.cn。

引用格式：闫海俊，谢刚，巨登峰，等.冀中地区高含水水平井治理工艺模式［J］.断块油气田，2016，23（5）：648-651，654.

YAN Haijun，XIE Gang，JU Dengfeng，et al.Technologies of chemical plugging for high water-cut horizontal wells in Jizhong District［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：648-651，654.