HJS 油田H4 区长4+5 油藏油水井双向堵水研究

朱向前，朱雨沫，董传宾，安 然，胡晓雪，陈 立，刘昱瑭，王 舸，蒋园园，赵 婷

（1.中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710020；2.中国石油长庆油田分公司第一输油处，陕西西安 710000）

1 油藏概况

H4 区长4+5 油藏平均油层厚度8.4 m，空气渗透率0.6×10-3μm2，孔隙度13.5%，含油饱和度50.0%，原油黏度2.3 mPa·s，饱和压力7.65 MPa，气油比71.1 m3/t，岩石表面润湿性以中性～亲水特征为主，敏感性试验结果为弱～无水敏、弱～中等偏弱速敏、弱酸，属于超低渗油藏，驱动类型为弹性溶解气驱。平面上物性变化较大，纵向上长4+52物性好于长4+51。

2 开发现状及矛盾[1]

2.1 开发现状

H4 区投产初期措施方式主要为水力压裂，平均加砂量29 m3，平均砂比32%，平均排量2.2 m3/min。H4 区目前油井总数953 口，开井821 口，日产液2 096 m3，日产油670 t，综合含水61.9%，平均动液面1 729 m，地质储量采油速度0.67%，地质储量采出程度8.94%。注水井总井数389 口，开井346 口，日注水7 129 m3，平均单井日注水22 m3，月注采比3.5，累计注采比3.1。水驱控制程度94.7%，水驱动用程度63.1%。平均地层压力14.7 MPa，压力保持水平94.8%。自然递减15.1%；综合递减13.9%，含水上升率4.6%。

2.2 开发矛盾

2.2.1 纵向发育多套砂体、多层系矛盾突出 H4 长4+5 油藏纵向发育6 个小层19 套单砂体，空间叠置关系复杂，平面上多期河道改道频繁非均质性强。多小层开发导致高水淹段与低水淹段相间分布，油井见水层位识别及治理难度大。

2.2.2 水驱规律复杂、油井多方向见水 剖面上：纵向多套单砂体叠置，非均质性强导致层间、层内矛盾突出；注入水沿高渗层段突进（剖面吸水不均占比27.8%），低渗层剩余油难动用。平面上：注入水沿高渗水驱通道突进，存在NE45°、NE75°等多个见水方向；加密后与水线距离缩短、动态缝不断延伸，缝网规律复杂，水驱规律复杂，见水风险增加。

2.2.3 低产低效井多，治理难度大 全区低产井327 口，占开井数的40.6%，其中孔隙性见水井133 口，占比42.0%。见水井逐年增多是导致H4 区低产井占比大的主要原因；见水层位及方向识别难度大，见水井治理有效率低，制约油藏长期稳产开发。

3 油井堵水技术原理及技术体系评价

3.1 油、水井堵水技术原理

在注水井堵水调剖空间和油井堵水空间注入堵剂，都可封堵高渗层，改变注入水的驱替方向，从而提高水驱波及系数从而提高水驱采收率。曲线拐点至注水井一侧为注水井调剖空间，曲线拐点至油井一侧为油井堵水空间（见图1）。

图1 油水井间压力分布曲线

油井堵水选择性堵水剂采用了改性聚合物（见图2），亲油疏水基团能够增加聚合物的吸附量，具有良好的聚合和吸附特性，增强了对油的选择性。聚合物吸附在孔壁上形成凝胶，降低了孔道的水流截面，对水流有明显的限流作用。当水经过时聚合物及凝胶亲水膨胀，阻碍了水的流动；当油流过时，它收缩，对油流动影响小。的本质是降低多孔介质的渗透率。

图2 油井选择性堵水机理示意图

图3 注水井堵水调剖示意图

渗流力学的基本理论：

降低高渗层水流速度的主要因素：黏度μ：聚合物驱的目标控制因素；孔隙度Φ：调剖的目标控制因素；比表面积S：聚合物微球调驱的目标控制因素，通过纳米级微球增大比表面积。

3.2 油、水井堵水技术异同

相同点：油、水井堵水都是利用聚合物的黏度降低水相流速，同时，利用体膨颗粒、PEG-1 等凝胶颗粒填充高渗通道，聚合物和凝胶颗粒共同作用，降低水相渗透率。

不同点：注水井堵水后持续注水，不必担心堵剂反吐；油井堵水后恢复生产，应防止堵剂反吐，增加了无机封口段塞。油井堵水主要封堵近井的高渗孔隙，注水井端堵水应向深部驱替，封堵深部高渗带。

3.3 油、水井堵水技术体系

室内评价聚合物冻胶基液黏度≤150 mPa·s，注入性好。成胶时间可控，最长可达72 h，且在地层温度老化6 个月之后，黏度仍≥4 000 mPa·s。

交联聚合物冻胶、PEG 单相凝胶均有良好的封堵性，封堵率大于85%（见表1，表2）。

表1 交联聚合物冻胶主要性能

表2 PEG 单相凝胶与聚合物冻胶、体膨颗粒性能对比

3.4 油井堵水施工参数确定

式中：R，r-不同位置化学剂的内外环半径，m；h-油层厚度，m；φ-地层中高渗透层的孔隙度，%；α-突进系数，%。

采取“活性剂洗油+冻胶颗粒+高强度封口+顶替”结合的封堵工艺（见图4），利用冻胶颗粒的变形移动能力，对远端裂缝及大孔道进行深部封堵，利用无机高强度堵剂对近井出水孔道进行填充、封堵。

图4 油井堵水段塞设计思路

3.5 注水井堵水调剖施工参数确定

式中：R，r-不同位置化学剂的内外环半径，m；h-油层厚度，m；φ-地层中高渗透层的孔隙度，%；α-突进系数，%；β-方向系数，%。

采取“交联聚合物冻胶+凝胶颗粒”交替注入的封堵工艺（见图5）。利用交联聚合物冻胶的强黏性，前置挂壁造架；利用凝胶颗粒对远端裂缝及大孔道进行深部封堵；交替注入深推堵剂，延长有效期。

图5 注水井堵水调剖段塞设计思路

4 实施效果分析

4.1 整体实施情况

2019 年在H4 区长4+5 油藏试验油、水井双向堵水9 口（见表3，图6），措施后油井含水均有不同幅度下降，液量较措施前下降约70 m3，最大增油量达12 t，9 口井累增油量2 396 t。

图6 2019 年双向堵水井归一生产曲线

表3 2019 年双向堵水井生产情况表

4.2 先从油井端封堵高渗通道，利于水井堵剂向其他高渗孔隙运移

安167-27 井2019 年5 月油井堵水，本井降水增油效果显著；7 月对注水井实施调剖后，井组内2 口油井含水大幅下降，调剖施工结束后持续有效。

认识：优先从油井端对高渗通道进行封堵，在后续实施注水井堵水过程中，更有利于堵剂向其他深部高渗孔隙进行驱替，继而降低侧向油井含水。类似井：安163-29。

4.3 双向堵水对高渗通道封堵性更强，更利于侧向油井见效

安加166-313 井2019 年3 月油井堵水，液量下降明显，降水效果一般；5 月对注水井实施调剖，井组内2口井见效明显，含水下降，产量上升，调剖有效期得到延长。

认识：油、水井双向堵水在封堵高渗通道的同时，也扩大了水驱波及体积，促使侧向油井见效。类似井：安加166-272。

4.4 双向堵水能够阻止优势见水通道的形成，避免造成无效注水循环

安169-32 井位于H4 区优势见水方向上，2019 年6 月补孔压裂后见水自喷，油井堵水后开抽，液量下降明显；同年10 月、2020 年4 月对两侧注水井进行调剖，有效阻止了优势见水通道的行程。

认识：油、水井双向堵水能够阻止优势见水通道的形成，避免水线注水强度过大、沿水线窜流、无法有效动用水线两侧剩余油。类似井：安169-28。

5 认识及下步建议

5.1 取得认识

（1）油、水井双向堵水能恢复水淹油井产能，同时避免了注水沿水淹通道窜流，避免了无效注水循环，更有利于油藏高效开发；

（2）先从油井端封堵高渗通道，利于水井堵剂向其他高渗孔隙运移；

（3）双向堵水对高渗通道封堵性更强，更利于侧向油井见效；

（4）双向堵水能够阻止优势见水通道的形成。

5.2 下步建议

（1）堵水时机选择至关重要，油井见水初期治理效果好；

（2）双向堵水应先在油井端治理，油井正常生产后，再进行水井调剖，避免油井堵水施工排量过大形成见水通道；同时，也有利于堵剂向深部高渗孔隙运移。