姬塬油田油水井双向调堵技术研究与应用

2020-03-18王玉功唐冬珠

石油化工应用 2020年2期

王玉功，唐冬珠，武龙

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

姬塬油田属于低渗、特低渗且裂缝发育的砂岩油藏，油井需要经过压裂后投产，超前注水时间长导致水驱前沿快速突破水淹，无水采油期短，部分油井甚至射开油层后立即自喷出水、完全水淹。随着油田的开发，层间、层内平面矛盾突出，非均质性增强，注入水易沿主裂缝方向单向突进，侧向低渗储层水驱波及效率低，形成无效循环，最终采收率低。因此，同时从油井堵水和水井调剖双向出发，通过研究分析油藏地质特征和流体性质，借助各种监测方法理清注采关系，准确判断来水方向，找出水淹的主要矛盾，选择相适应的油水井双向调堵施工工艺和堵水调剖剂，最终形成油水井双向调堵技术，为改善姬塬油田罗1 区块整体开发效果起到指导作用。

1 姬塬油田罗1 区块概况

姬塬油田区域构造属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，由侏罗系延安组和三叠系延长组构造组成，本区构造形态为一个近东西向倾伏的平缓单斜形态。砂体以水下分流河道为主，平面上主要呈西北至东南条带状展布，西部砂体较东部砂体发育，沿分流河道展布方向砂体连通性好。姬塬油田长81砂层平均厚度为13.7 m，油藏埋深2 500 m，孔隙度平均为10.6 %，渗透率平均为0.85 mD，物性相对较差。地层原油密度为0.73 g/cm3，地层原油黏度为1.34 mPa·s，油层压力为17.5 MPa，地层温度为80.40 ℃，气油比为102.70 m3/t，属未饱和油藏。油藏无边底水，受岩性和物性控制，原始驱动类型为弹性溶解气驱。储层属于低孔、低渗、高矿化度、裂缝发育、非均质性强的岩性油藏，开采油层普遍进行过压裂改造，注水方向性明显，水驱效率低[1]。

2 开发过程中存在的问题

随着姬塬油田的开发，罗1 区块暴露出严重问题，突出表现在：（1）超前注水易造成水驱前缘推进过快，油井压裂投产后，在人工裂缝的沟通下，注水前缘很快突破而水淹，无水采油期短，甚至部分油井射开油层即自喷出水、完全水淹。（2）部分见水井组出现水井注水、油井水淹，水井停注、油井低能的现象，注采关系非常敏感，注入水在很狭窄的通道或裂缝中循环。（3）同一井组，位于主砂体发育侧翼或裂缝线侧向的油井，水驱波及不到，能量不能有效补充，只能低产低能生产。（4）油井生产动态表明，见水具有多向性的特点。其原因可能是主砂体走向、地层微裂缝发育、压裂裂缝等共同作用的结果。这些为油藏认识和治理带来难度。因此，如何有效封堵裂缝、治理高渗带，从而改变水驱方向、增加吸水厚度、扩大水驱波及体积、控制含水上升是进一步提高此类油藏开发水平的关键[2]。

3 油水井双向调堵技术原理

油水井双向调堵技术是将注水井调剖和油井堵水有机结合起来的一种综合性堵水技术。它既不同于单一的油井堵水，也不同于一般的以水井为中心的单一井组调剖。它是将堵水调剖区块的油层看成一个整体，根据分析区块内井组生产动态数据、吸水剖面测试结果、电位法测井结果等，准确地判断来水方向，通过油井和水井同时双向调堵来达到改变注入水在油井水平方向的流动和纵向上的分配，控制注入速度，改变水驱方向，相应地改善注水井吸水剖面和油井生产能力，从而能更有效地达到增加原油产量和提高采收率的目的[3，4]。油水井双向调堵技术原理（见图1）。

图1 油水井双向调堵技术原理图

4 调堵剂的选择

4.1 油井堵水剂

针对姬塬油田罗1 区块的低孔、特低渗储层、裂缝微裂缝发育、非均质性强和储层温度80 ℃左右这些特征，选择中温凝胶堵水剂体系G542-DQ（见图2），该体系具有成胶强度较大，选择能力好，封堵能力强，长期稳定性好的特点，适合封堵见水孔隙和天然微裂缝；封口剂选择高强度的G521-LDN（见图3），该体系成胶时间可控，强度大且弹性好，有一定的吸水膨胀能力，耐酸碱，难解除，作为合适的封口剂。

图2 堵水剂G542-DQ

图3 堵水剂G521-LDN

4.2 水井调剖剂

针对罗1 区块低渗透裂缝性油藏调剖存在的问题，结合各种调剖剂的调剖机理，选择聚合物冻胶TP-1（见图4）和聚合物微球WQ-1（见图5）这两种调剖剂体系，聚合物冻胶TP-1 能形成选择性好的黏弹性可动冻胶，发挥其黏弹性提高洗油效率的优势。聚合物微球体系WQ-1 的粒径为纳微米级，易于进入地层深部，能吸水膨胀，可在孔喉处架桥滞留，改变液流方向；且为黏弹性球体，在地层压力波动下可变形移动，产生多次封堵。同时体系中因含有表面活性剂，可大大降低界面张力，具有表面活性剂驱的特点，提高洗油效率且可降低注入压力。

图4 调剖剂TP-1

图5 调剖剂WQ-1

综合两种调剖剂的性能特征，聚合物冻胶通过控制延缓交联时间、聚合物微球通过控制微球半径，发挥协同效应，进行深部调驱，不仅可以有效封堵裂缝和大孔隙，改善地层非均质性，而且可以扩大后续流体的波及体积，从而达到增油降水，最终达到提高原油采收率的目的。

5 现场应用

5.1 选井条件

（1）储层天然裂缝发育，以及在压裂过程中形成复杂裂缝并高含水的油井及对应水井，封堵目标是高含水裂缝段。

（2）具有裂缝性见水特征、综合含水高（＞80 %）、以注入水为主、出水层位明显，注采关系清楚，目前供液能力强，水淹时间短的油井及对应水井，封堵目标是高含水层段。

（3）初期产能高，累计产油量低，动用程度低，剩余油饱和度较高区块的油井及对应水井。

（4）油井地层非均质，出水层渗透率大于出油层渗透率，垂直渗透率接近水平渗透率。

（5）油井动液面高，因高液面产水量超过了泵抽能力，通过降低产水量，使液面下降，可提高产油所需的压差。

（6）选择注水井调剖时，选取注入压力低，注水和吸水能力强，调剖剂易注入的注水井。

5.2 井组概况

姬塬油田罗1 区块X175-15 和X175-16 所在的井组为目标，首先根据区块内井组生产动态分析数据、吸水剖面测试结果、电位法测井结果以及区块整体调剖决策分析等，选择具有堵水和调剖增产潜能的油井X175-16 和对应水井X175-15 作为施工井。X175-16井于2010 年4 月实施水力压裂，投产层位长811、长812层分压合排。X175-16 井2010 年12 月含水突升至66.1 %、液面上升718 m，随后对X175-15 井下调配注（20 m3下降到15 m3）观察，两个月后产液量、含水、动液面均下降，动态变化明显。2011 年8 月起含水再次缓慢上升，后期基本稳定在70.0 %左右。2013 年7 月含水突升至100 %，液量、动液面上升，随后对注水井X175-15 停注观察，油井X175-16 液量、含水、动液面均呈下降趋势，注水调整动态反映明显，堵前该井日产油1.3 t、含水85.6 %、动液面846 m。这两口井注采关系对应明显，决定对这两口井实施油水井双向调堵，降低油井含水。