密度选择性堵水工艺在缝洞型油藏中的应用

何星，吴文明，李亮

（中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐830011）

0 引言

塔河油田碳酸盐岩油藏储集体非均质性强，发育规律和控制因素复杂，纵向上受构造-岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制；空间分布上具有不连续性，基质不具备储渗能力，油水关系复杂［1-3］。储层经过一段时间开采后，油井含水率不断上升，有些井在短期内就出现暴性水淹。油田大面积出水导致开发的整体效果变差，必须采取稳油控水措施以降低含水率。然而，油藏实施间开、关井压锥等措施效果较差，在满足油田生产要求（即油井以较大产量生产）的前提下，堵水技术是降水增油的最好措施。

塔河油田从2001年开始尝试堵水，2007年以前堵水井次较少，主要措施为填砂、倒灰、挤水泥，2009年后随着单井基础条件变差，开始加大化学堵水实施力度。由于缝洞型油藏埋藏深、无统一油水界面、易漏失，且塔河地层水高温、高矿化度，常规选择性堵剂难以适用，加之对缝洞型储层特征认识程度有限，导致堵水工艺配套困难，堵水有效率较低。

目前国内外虽然有很多关于碳酸盐岩堵水方面的研究和技术［4-7］，但很少涉及缝洞型油藏储层特征分类及堵水配套工艺研究。本文提出密度选择性堵水工艺，并将缝洞型储层划分为3 种类型，根据不同储层特征提出配套堵水工艺，较大幅度地提高了缝洞型油藏的堵水有效率。

1 堵水机理

密度选择性堵水工艺利用堵剂与油水之间密度差进行分异，在油水界面上形成一定强度的隔板，实现缝洞型油井的深部封堵。一般采用“前置液+超低密度可固化颗粒+隔离液+高强度固化颗粒+顶替液”的复合段塞。前置液采用一定黏度的聚合物进行托举（一般采用质量分数为0.4%的胍胶溶液），对于漏失较为严重的油井则采用高温凝胶托堵；主体堵剂为超低密度可固化颗粒，密度为1.13～1.14 g/cm3，该堵剂耐稀释性能好，流动过程中只会初凝（初始稠度6 BC），静态时固化，施工过程中可保证注入的安全性；最后采用少量高强度固化颗粒封口，堵水后视吸水情况决定直接求产或“控压”酸化后求产。

2 储层分类

缝洞型储层是塔河地区奥陶系碳酸盐岩的主要储集类型之一，主要为次生溶蚀孔洞，以大型洞穴为特征，是油气储集的良好空间。裂缝在这类储层中主要起渗滤通道和连通孔洞的作用［8-11］。缝洞型储层可以根据裂缝和溶洞的相对位置分为上缝下洞型、上洞下缝型、洞-缝-洞型（见图1）。

图1 储层模型

2.1 上缝下洞型

上部储层以孔、缝发育为主，下部发育溶洞（见图1a）。该类储层包含一整套喀斯特岩溶体系，一般为钻遇放空漏失完井。投产初期产量高，视溶洞大小决定油井稳产期和采油量［12-16］；大多表现为暴性水淹，产液剖面往往显示底部产液段为纯水产出，上部储层油水同出或产纯油。

TK831 井于2004年11月完钻，钻至5 688.9～5 700.1 m 井段放空，累计漏失1.10 g/cm3钻井液180 m3，漏失1.10 g/cm3油田水120 m3。投产后自喷生产，日产油68 t，自喷523 d 后停喷，累计产油34 566 t，转机抽后开井即水淹，具有典型的“上缝下洞型”产水特征。

由图2a可看出，该井上部井段5 603.0～5 679.0 m 主要发育溶孔和裂缝，下部井段5 692.0～5 704.0 m 发育溶洞； 产液剖面显示5 694.0 m 以下为主产液段，目前已水淹，储层上部5 624.0～5 628.0 m，5 637.0～5 642.0 m 油水同出。含水上升的主要原因是底水沿高角度裂缝窜进。

2.2 上洞下缝型

该类储层上部岩溶带和渗流带较短，一般为钻遇放空漏失后强钻一段再完井，或是下部储层采完回填（见图1b）。投产初期产量高，溶洞大小决定油井稳产期和采油量；见水后，中、低含水率生产一段时间即暴性水淹，产液剖面往往显示下部多段油水同出，上部可能局部产少量纯油。

TK10104 井于2005年12月投产，自喷期间一直无水生产，日产油63 t，无水开采期长达534 d，累计产油33 709 t。该井转抽后含水率开始上升，生产56 d 后暴性水淹，之后一直关井，间开生产，呈典型的“上洞下缝型”产水特征。

由图2b可以看出，该井上部井段5 590.0～5 592.0 m 为部分泥质填充的溶洞，下部井段5 596.0～5 600.0 m，5 606.0～5 608.0 m，5 615.0～5 633.0 m，5 655.0～5 661.0 m 发育裂缝。高含水生产期间的产液剖面显示，5 590.0～5 592.0 m 为主产液段，储层下部不产液，转机抽后井底的生产压差增大，导致近井地带的裂缝沟通底水。

2.3 洞-缝-洞型

该类储层包含多套喀斯特岩溶体系（见图1c）。投产初期产量高，溶洞大小决定油井稳产期和采油量；产水后多呈暴性水淹，产液剖面往往显示仅有一个底部产液段为纯水产出，上部不产或少量产油。

TK12210 井钻至6 315.2 m 时发现井漏，钻至6 322.9 m 已漏失钻井液18.75 m3，累计漏失163 m3。该井于2008年9月投产，一直零星含水生产，日产油50 t，没有无水开采期，累计产油71 407 t。

由图2c可以看出，该井上部井段6 266.0～6 229.0 m 为溶洞，中部6 291.0～6 310.0 m 发育高阻隔层，下部井段6 319.0～6 337.0 m 为泥质充填溶洞，测试结果显示为水层。

图2 测井曲线特征

3 配套堵水工艺

2011年以来，塔河油田针对不同特征的储层，采用密度选择性堵水配套工艺，实施缝洞型油藏堵水49井次，有效率达61.2%，累计增油3.1×104t。

3.1 上缝下洞型

上缝下洞型储层水体能量一般由底水供给，底水锥进至井底或通过酸蚀裂缝底部产出，上部孔缝型储层富存剩余油。产液剖面若显示底部为纯产水段，则可采用超低密度固化颗粒堵剂回填至上部储层下界，根据堵后吸水情况决定是否酸化或酸压投产； 产液剖面若显示上部储层油水同出，则采用超低密度可固化颗粒堵剂过顶替打隔板堵水。如果存在较为严重的漏失，需要进行预堵漏，一般在水玻璃中适当加入颗粒类的堵漏材料，超低密度堵剂深部封堵，中密度堵剂封口，塞面控制在上部储层下界，堵后若吸水较好则直接评价生产，若吸水较差则“控压”酸化求产。

3.2 上洞下缝型

上洞下缝型储层一般漏失严重，堵水难度较大，需要先用聚合物托堵，再利用超低密度可固化颗粒堵剂在油水界面建立隔板。若产液剖面显示上部储层产纯水，下部油水同出，则可保护下部油水同出层，对上部水层实施留塞封堵；若显示供液不足，则钻塞后采用超低密度可固化颗粒对下部油水同出层过顶替堵水。

3.3 洞-缝-洞型

洞-缝-洞型储层水体能量由底水供给，底水锥进至井底或酸蚀裂缝底部产出。部分油井中部发育高阻隔层，上部溶洞型储层富存剩余油。一般采用分次施工的方式封堵产水段，钻塞后，采用超低密度可固化颗粒对下部油水同出层过顶替堵水。此类油井由于上部储层发育良好，堵水施工中容易造成污染，也可能存在较为严重的漏失，因此建立一定强度的塞面和防止上部储层污染是堵水的关键。对于井筒产出、漏失不严重的油井，可直接采用超低密度堵剂深部封堵，中密度堵剂封口； 对于酸蚀裂缝产出或漏失严重的油井，则采用“多级托堵”的方法；部分高阻隔层发育明显的油井，可以采用中密度可酸解水泥挤堵的方法。

4 实施效果

目前，密度选择性工艺对上缝下洞型储层堵水效果最好，堵水有效率为65.6%；对上洞下缝型和洞-缝-洞型储层堵水效果较差，主要是因为漏失量较大，密度选择性堵剂难以驻留，导致有效率较低，仅为35.5%。

TK831 井于2010年堵水，累计增油342 t，有效期105 d，堵水效果较好；TH12210 井于2010年堵水，累计增油116 t，有效期78 d，堵水效果一般；TH10104 井因漏失严重，堵剂无法驻留，导致堵水无效。

5 结论

1）根据裂缝和溶洞的相对位置，将缝洞型储层分为3 种类型：上缝下洞型、上洞下缝型、洞-缝-洞型。这3 类储层在测井资料、产水特征、产液剖面上均有较好反映。

2）针对缝洞型油藏特点及不同类型储层特征，提出了密度选择性堵水工艺，经过现场实施，该工艺对上缝下洞型储层堵水效果最好，上洞下缝型次之，洞-缝-洞型基本无效。

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