水平井化学堵水技术应用

2017-03-03林朋中国石油辽河油田公司兴隆台采油厂辽宁盘锦124010

化工管理 2017年31期

林朋(中国石油辽河油田公司兴隆台采油厂，辽宁盘锦 124010)

水平井化学堵水技术应用

林朋(中国石油辽河油田公司兴隆台采油厂，辽宁盘锦 124010)

水平井受底水锥进影响，含水上升速度快，导致水窜、水淹问题严重，根据先找水，再治水的思路，以水平井出水类型及原因分析为出发点，在前期堵水工艺、堵水材料、堵水工艺管柱研究的基础上，形成了一套水平井化学分段堵水技术体系，为区块稳油控水提供了技术支持，取得了水平井堵水重大技术突破，确保了水平井开发效果，实现了区块高效二次开发。

底水锥进；水平井；化学分段；堵水

在油田开发不同阶段，水平井与直井相比，在开层、动用边部储量、老区挖潜、边底水油藏开发方面优势明显，为区块的高效开发提供了有力的技术支持。高升油田高246块为厚层块状底水稠油油藏，区块中部和西部地区由于L5、L6砂体隔夹层很薄，而且采出程度高达39%，地层亏空非常大，油水界面上移至目前的1650-1660m，上升了10m左右，因此，底水脊进或沿高渗通道窜进，造成油井含水升高，水淹严重。

目前区块有26口先后发生底水锥进，占总井数38%。虽然采用堵水、间开、控制提液量等手段，见到一定效果，但仍然未从根本上解决问题。高2-莲H603井注汽投产后，一直处于高含水生产，平均液量45m3，油3.9t；目前日产液量39.3m3，日产油量2.8t，含水92%。分析认为有外来水体侵入，给生产造成不利影响。因此，通过对水平井出水原因及类型分析，开展了水平井化学分段堵水技术试验。

1 出水原因分析

(1)钻井因素高2-莲H603井所处的Ⅵ砂体为底水油藏，油水界面为-1690m，水平段A点距目的层顶面4m，距底面21m，B点距目的层顶面5m，距底面17m，因此，可以排除钻遇水层而导致的出水。

(2)油藏因素从高2-莲H603测井解释的结果来看，整个水平段油层为中孔低渗，但在1789.0～2001.8m井段，即位于脚跟到水平段中部具有较大的渗透率级差，最大为1.18μm2，有高渗层带存在，而在脚尖部位均为低渗透，渗透率差异基本不大。因此，脚跟(A点)部位具有潜在的水窜通道。

(3)水性分析对高2-莲H603井的水样进行了分析，Cl-含量为1879.38 mg/L，总矿化度为6951.47mg/L，而该油藏原始地层水Cl-含量为2101mg/L，总矿化度为7614mg/L，而注入水Cl-含量为1218.2mg/L，总矿化度为4592.87mg/L，因此，可以判定出水的水源为地层水。

2 堵水工艺方案设计

根据对高2-莲H603井以上综合分析，判断该井是脚跟部位出水，导致油井高含水。因此，将采用复合段塞堵剂和液体桥塞暂堵工艺相结合的堵水方式，对未出水部位油层暂堵的同时，对脚跟出水部位进行封堵，从而解决油井出水矛盾，提高水平井动用程度，增加油井产量。

(1)凝胶段塞预堵1875-2113井段为了使预堵剂进入目的层，采用分段注入工艺管柱(球座+节流阀+扶正器+LK341-128封隔器+扶正器+油管)下到1875m处，向1875—2113井段注入凝胶堵剂，实施预堵。

预堵剂采用复合段塞堵水调剖剂Ⅰ，成胶强度高，封堵效果好，在注汽条件下可分解破胶。处理半径设计为2m，预堵剂用量为：

Q预堵剂= π×22×238×16.7% = 500m3

(2)液体桥塞保护脚尖利用原管柱注入液体桥塞，使之充满脚尖部井段和近井地带，48h后形成高强度凝胶体，达到暂堵保护的目的。液体桥塞为地下聚合有机凝胶。在地面配制成低粘度的液体，注入地层后，在温度和引发剂的作用下，生成高强度的弹性凝胶体，具有较高的承压作用和封堵能力。在注汽条件下可分解破胶。处理半径设计为0.5m，液体桥塞用量为：

Q液体桥塞= π×0.52×238×16.7% ≈ 30m3

(3)脚跟部堵水起出原管柱，下入光管，对目标井段实施封堵。封堵段塞采用复合段塞堵水调剖剂Ⅱ+复合段塞堵水调剖剂Ⅲ组合段塞方式，其中，复合段塞堵水调剖剂Ⅱ为强凝胶，起到推水和深部封堵的作用，注入剂量较大；复合段塞堵水调剖剂Ⅲ为无机封口剂，耐温性能好，起到封口和防止强凝胶被蒸汽破坏的作用，注入剂量较少。由于1875—2113井段被暂堵保护，堵剂将进入1805—1875井段。堵剂用量计算如下：

Q强凝胶= π×42×70×16.7% ≈ 600m3

Q无机封口剂= π×12×70×16.7% ≈ 40m3

2.4分段注汽后复产封堵结束后，提出施工管柱，下入分段注汽管柱，对1890—2113井段求产。