缝洞型油藏不动管柱堵水技术研究

侯献海

(中国石化西北油田分公司，新疆 轮台 841604)

塔河油田是位于沙雅隆起上经过多期构造岩溶作用形成的以溶洞、溶蚀孔隙、裂缝为主要储集空间的碳酸盐岩缝洞型底水油藏[1-2]。油藏埋深5 200～6 500 m，温度为120～140 ℃，矿化度为20×104mg/L，具有高温、高压、高矿化度的特点[3]。储层中高角度裂缝发育，多数井控储油空间通过复杂的裂缝通道与底水沟通，底水突破优势通道后，造成油井含水快速上升，剩余油被屏蔽，产量大幅递减[4-5]。前期油田主要通过水泥堵水的方式进行控水治水，但是水泥堵水封堵深度有限，在裂缝发育、无隔层或隔层发育不好的缝洞型油藏中有效率很低[6-7]。并且需要修井机动管柱作业，单井费用高达150万元以上，不能满足效益开发的要求[8]。为了更好地解决缝洞型油藏快速水淹的问题，塔河油田自2019年进行不动管柱堵水试验，通过深化油藏认识、丰富调流药剂体系，完善了施工工艺，逐步形成一套适用于塔河缝洞型油藏的不动管柱堵水技术体系，并在矿场试验中取得了较好应用效果。

1 储层结构分析

根据油井钻时曲线和生产曲线分析，将塔河缝洞型储层分为3类[9-10]：

(1)裂缝沟通型：钻时无放空漏失，主力产油段在上部，底部有比较均匀的微裂缝与底水连通，出水部位主要集中在底部。当产量超过临界值时，可能形成水锥，油井生产动态表现为有一定的无水采油期，见水后，只要在稳定状态下生产，则在某一含水段有一个相对稳定期。含水上升特征表现为台阶式上升或缓慢上升类型。

(2)缝洞沟通型：钻时存在小规模漏失或放空。塔河油田发育着大型溶洞和大型溶蚀裂缝，且以高角度裂缝为主。若井位在平面上处于裂缝发育带，那些大裂缝和大溶洞很有可能在纵向上使裸眼段与底水连通起来。出水部位不定，可能在下部也可能在上部，甚至上下均出。表现在油井生产动态上，无水采油期短或没有无水采油期，含水上升特征表现为台阶式上升。

(3)溶洞沟通型：钻时存在大量泥浆漏失或放空。此类井生产能量较强，初期具有无水产油期，随着生产油水界面抬升至出油口，油井含水快速上升，甚至暴性水淹，关井压锥效果差。

不动管柱堵水使用的是液态堵剂，液态堵剂在地面常温、常压条件下为液态，可以流动，在地层高温、高压条件下经过一定时间才成胶固化，具备封堵强度[11-12]。因为封堵尺寸较大溶洞需要巨大的药剂用量，成本上难控制，所以不动管柱堵水一般选择裂缝沟通型、缝洞沟通型储层，易于实现有效封堵。

2 不动管柱堵水机理

裂缝型油藏见水规律可视化模型如图1所示。油水在裂缝、缝网、缝洞中的流动规律是：裂缝同时流动→大裂缝流动优势逐渐明显→大裂缝水相贯通→小裂缝停止流动。主要竞争和屏蔽2个阶段：第1阶段是见水前大小通道中油水竞争流动，油井开始间断出水；第2阶段是优势通道水相突破后，由于油水流度比差异，水相通道对油相通道形成突变的屏蔽，导致油井连续出水。不动管柱堵水机理主要是将可流动的液体堵剂注入地层中，堵水优先进入大尺寸的出水优势通道，在地层温度和压力下交联成胶，封堵大尺寸的优势通道，增大出水通道的启动压差，扩大底水“绕流”面积，释放次级通道屏蔽剩余油。

图1 裂缝型油藏见水规律可视化模型Fig.1 Visualized model of water breakthrough in fractured reservoir

3 主要材料与施工程序

3.1 主要材料

3.1.1 淀粉胶

淀粉胶体系通过改性淀粉(质量分数为4%)、聚丙烯酰胺(质量分数为4%)、交联剂(质量分数为0.1%)及不同质量分数的引发剂(质量分数分别为0.01%、0.03%、0.05%和0.07%)和硫脲在120 ℃下形成的胶体，成胶后强度达Ⅰ级，如表1所示。

表1 不同引发剂质量分数下淀粉胶成胶时间

3.1.2 高温冻胶

高温冻胶体系通过引入高温聚合物+助稳剂+锁水剂后，除提高热稳定性外，还能有效抑制高矿化度水腐蚀，形成稳定结构，提升耐温性能，适应环境温度达105～145 ℃，耐矿化度达24×104mg/L以上，具有较好稳定性和强度，如表2所示。

表2 不同聚合物质量分数下高温冻胶稳定性和强度

3.2 泵注流程

现场施工设备需700型泵车，施工过程泵注设备“一用一备”，避免施工过程中途停泵造成堵剂井筒内堆积。注入工艺上采用不动管柱，对于光管柱优先选用正注，对于机抽管柱选择油套环空反注，保证堵水施工过程的连续性，最后顶替一个井筒容积的盐水，冲扫井筒内残留的堵剂。

3.3 工艺设计

由于裂缝沟通型储层发育裂缝尺度较小、调堵剂用量及施工排量过大易造成次级通道污染，油井后期生产供液不足，一般设计低堵剂量50～80 m3，施工排量低于20 m3/h。缝洞沟通型单井底水能量强，调堵剂溶液易因稀释造成成胶困难或胶体强度降低，工艺设计采取多段塞施工，将调堵剂在近井预交联后顶替至远井，提高调堵剂的成胶质量与封堵概率，堵剂设计量在100～150 m3。

4 现场应用效果

4.1 整体实施效果

自2019年开始尝试缝洞型油藏不动管柱堵水调验，目前已经开展矿场试验13井次，其中8井组有效，有效率为61.5%，年增油超过1.7万t，形成一套针对缝洞型油藏低成本堵水技术，成为塔河油田缝洞型油藏治水控水的有效手段，并得到推广应用。整体实施情况如表3所示。

表3 不动管柱堵水实施效果表

4.2 选井原则

以油藏地质为基础，充分结合油井静态和动态资料相互验证，从宏观到微观，构建合理的油藏模型[14]， 建立“六项基础”分析法，对油井储层特征、连通方式、油水赋存状态、见水机理、剩余油潜力及井筒条件进行综合分析和分类评价，确定堵水井潜力，如表4所示。

表4 缝洞型油藏不动管柱堵水选井原则

4.3 应用实例

S1井完钻井深6 240 m(垂)/6 552 m(斜)，完钻层位奥陶系鹰山组。钻井过程中无放空漏失，酸压完井。该井无水生产期长达720 d，后含水呈一定的斜率波动上升。该井受控于干断裂，供液充足，区域油井累产基础好，剩余可采储量丰富。S1井地质模型如图2所示。由图2中可以看出，主储集体位于底部，井筒通过酸压与储集体沟通，高渗主通道直接沟通底水。本井无水自喷后期，随着油体能量下降，底水逐渐沿高渗主通道锥进，油井开始含水，随着单一水体高渗通道水淹，低渗通道侧向剩余油被彻底压差屏蔽，油井表现为持续高含水。

图2 S1井地质模型刻画Fig. 2 Description of the geological model of Well S1

堵水思路为对水侵主通道进行封堵，弱化水侵强度，释放溶洞内的屏蔽剩余油。2019年6月实施堵水作业，分2个段塞注入淀粉胶100 m3。施工采用700型泵车，施工最大排量1.8 m3/min，最高压力20.5 MPa。施工结束7 d后，开井评价，效果较好。S1井生产曲线如图3所示。由图3可以看出，含水稳定在35%～60%之间，套压稳定在10～11 MPa，油压稳定在3.5～4.5 MPa，稳定自喷470 d，累计增油7 200 t。

图3 S1井生产曲线Fig. 3 Production curve of Well S1

5 结论

(1)缝洞型油藏由于裂缝发育程度高，生产过程中底水沿裂缝突进到井底，水相通道对油相通道形成突变的屏蔽，导致油井连续出水。

(2)不动管柱堵水机理主要是将可流动的液体堵剂(淀粉胶、冻胶)注入地层中，在地层温度和压力下交联成胶，封堵大尺寸的优势通道，释放次级通道屏蔽剩余油。

(3)不动管柱堵水在矿场试验13井组，其中8井组有效，有效率为61.5%，累计增油超过1.7万t，现场应用效果较好，且对于缝洞型油藏控水治水工作，不动管柱堵水具有良好应用前景。