安塞油田高含水油井化学堵水研究与现场应用

魏学刚，刘德来，刘雨峰，郑 波，钟智勇，柴明成

（1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.中国石油长庆油田第一采油厂，陕西 延安 716000）

安塞油田经过近30 年的开发，受注入水见水及底水上升影响，主力油层长6 综合含水达63.7%，含水上升率1.8%，常规增产工艺适应性差，稳产难度加大。从单井来看全油田含水60%以上的油井现有3105 口，占总井数的40.0%，含水80%以上的油井有1670 口，占总井数23%，此外还有906 口井因水淹地关。因此，应用化学堵水是改善注水开发效果、实现油藏稳产的有效手段。

1 堵水效果评价方法

采用含水特征曲线法来评价油井堵水工艺效果，对措施效果进行定性及定量分析评价。含水特征曲线表示在含水采油期间，累积产油量占累积产液量的百分数随累积产液量增长的变化情况。如图1。

当油井实施堵水等措施后，油井含水特征曲线一般将发生转折，一般分为三类（图1）：

a）类曲线表示堵水措施后含水上升速度减慢，堵水措施有效；

b）类曲线表示堵水效果甚微，基本为零；

c）类曲线表示含水增长率加快，堵水措施无效且有负作用。

图1 三类含水特征曲线图

2 堵剂选择与段塞设计

2.1 裂缝型高含水井堵剂与段塞设计

裂缝型见水类型油井段塞设计为四段塞，堵剂体系为交联聚合物冻胶+裂缝填充剂+高强度裂缝封堵剂+选择性堵水颗粒+树脂。

第一段塞注入交联聚合物冻胶，其中裂缝填充剂用于填充深部的裂缝，封堵深部水窜通道，高分子三元共聚物和TP-100 交联剂能够良好的封堵中裂缝中发育的孔隙。第二段塞注入交联聚合物冻胶+裂缝填充剂，能够封堵原有裂缝深部或储层由于微裂缝发育而含水饱和度升高的部位。第三段塞注入高强度裂缝封堵剂，该堵剂通过能力强，用于封堵中远端裂缝。第四段塞注入交联聚合物冻胶+选择性堵水颗粒+高强度裂缝封堵剂+树脂，封堵中近端裂缝，增强堵剂的强度，以保证不反吐药剂。

2.2 裂缝-孔隙型高含水井堵剂与段塞优化

裂缝-孔隙型见水类型油井段塞设计为三段塞，堵剂体系为交联聚合物冻胶+体膨颗粒类+封口段塞。

第一段塞注入交联聚合物冻胶，该堵剂中聚丙烯酰胺类堵剂强度较低，通过能力强，优先选择封堵大孔道，同时交联剂能够有效降低空间位阻效应，便于堵剂进入油层深部，对深层孔道进行封堵。第二段塞注入体膨颗粒，同时采用聚合物携带，运移至裂缝及高渗带深部，其中预交联剂具有胶强度高、遇油收缩和不膨胀、遇水逐渐膨胀等特性，能够形成堵塞屏障，并提高堵剂体系封堵屏障的充满度。第三段塞注入封口剂段塞，以保证不反吐药剂，固化封口。

3 现场应用效果评价

2019 年10 月，油井化学堵水技术共实施了3井次，堵水成功率是100% ，堵水有效期较长，且增油降水效果显著。下面具体介绍1 口井的施工效果。

山13-039 井于2010 年10 月投产，生产长4+513 层。初期日产液4.41m3，日产油3.34t，含水9.8%，动液面524m。对应注水井2 口注水井山013-391、山013-40，均对长4+513 层注水，与该井注采层位对应，累注水分别为：1.2469×104m3、8.3202×104m3。目前注水正常。该井2011年11 月见水，含水由9.2%上升至70.0%左右，见水后通过对对应注水井调整及堵水调剖，该井含水略有下降，但有效期均较短。2016 年3 月对该井高含水地关，2016 年9 月复产，复产后该井保持1t 以上产能生产，含水80%左右。2018 年4 月该井含水再次上升，12 月含水上升至100%地关，累计产油4108t，该井见水周期18 个月，属于裂缝-孔隙型见水。

图2 山13-039 井见水特征曲线

根据山13-039 井含水特征曲线（图2），可以看到在2019 年10 月17 日开始堵水后该井含水特征曲线微微上抬，与横坐标夹角变小，含水上升趋势变缓，属于a 类含水特征曲线。结合生产数据，堵水后含水由措施前100%，下降至措施后的90%，日增油0.46 吨。产油量上升，含水率下降，说明堵水有效。

4 结语

1）针对安塞油田2 中不同的见水类型，分别进行了堵剂与段塞的优化设计，形成了配套的工艺技术。2）安塞油田已初步探索出适合本区域的化学堵水技术，现场试验结果表明：封堵取得良好的效果，达到降水增油的目的。3）油井堵水后的生产过程中，应强化堵后合适生产参数的研究，避免注入水快速突破封堵层再次导致油井含水上升。