塔河缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水工艺研究

秦 飞 何 星 詹兆文 欧阳冬 王 瑞

（中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011）

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水工艺研究

秦 飞 何 星 詹兆文 欧阳冬 王 瑞

（中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011）

堵剂优选困难、堵剂漏失严重、堵漏措施难以配套，是塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水亟待解决的难题。为解决这些难题，针对碳酸盐岩缝洞型油藏的堵水现状，开展了堵剂漏失的预判和原因分析，分析研究了适合塔河油田特色的暂堵和堵漏工艺，主要包括中密度固化颗粒、颗粒型体膨堵剂、可溶性硅酸盐凝胶3项暂堵工艺；复合密度选择性堵水、瓜胶液前置多级复合段塞堵水2项堵漏工艺。经现场应用表明，针对不同漏失程度的井，3项暂堵和2项堵漏工艺应用效果较好。

塔河油田；缝洞型储层；碳酸盐岩；漏失井；堵水工艺

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是经过多期次的古构造—岩溶叠加改造作用而形成的古潜山型油藏。油藏埋深为5 300～7 000 m，地层温度125～160℃，地层水总矿化度（20～25）×104mg/L，地层压力系数1.1，发育底水但无统一油水界面，具有超深、高温、高矿化度［1］、非均质性极强等特点，其复杂的地质条件及开采难度在世界上都非常少见。受构造作用和古岩溶作用的影响，储渗空间形态多样、大小悬殊、分布不均，储层分为裂缝型、裂缝—孔洞型、裂缝—溶洞型等［2］，其中裂缝型和裂缝—溶洞型在钻井和修井过程中易发生漏失［3-4］，严重漏失的油井使堵剂难以在目的层段有效驻留，最终导致堵水无效。统计显示，堵水无效井中有55%的井存在堵剂漏失的情况。鉴于此，应针对不同漏失类型，开展漏失井堵水工艺研究，提高碳酸盐岩堵水有效率，直接为堵水现场服务。

1 碳酸盐岩油藏堵水现状

缝洞型碳酸盐岩高含水井堵水始于2001年，经过近年来的科研攻关和扩大试验，顺利实现了从机械堵水到化学堵水的转型，目前进入规模化深部化学堵水阶段，形成了以不同密度可固化颗粒堵剂和可溶性硅酸盐堵剂为主的堵剂系列。截止2011年底，碳酸盐岩油井堵水累计173井次，有效91井次，有效率53.9%，累计增油29.2×104t，平均单井增油1 570.8 t。碳酸盐岩油藏堵水井次虽逐年增加，但有效率、平均单井增油量、有效期仍处于较低水平［5］，堵水工艺技术尚不能满足高含水井的治理需要（图1）。目前存在的问题是，堵水目标井缝、洞发育规模及尺寸无法实现量化；堵水机理不清，选井选层、堵剂优选、工艺配套优化困难；多轮次堵水的可行性和有效性需要开展评价；复杂结构井如侧钻水平井、短裸眼段井、严重漏失井堵水亟待进一步攻关。

图1 塔河油田碳酸盐岩油藏堵水井数统计

2 碳酸盐岩油井堵剂漏失分析

2.1 堵剂漏失的预判

在缝洞型碳酸盐岩油藏的开发过程中，漏失是一种普遍现象，所反映的是地面流体如钻井液、修井液以及措施流体入井后，不能建立循环、上返或注入压力异常的情况。一般来讲，凡是前期有漏失现象的油井，后期无直接证据证明漏失有所改善，堵水时都必须重点考虑堵漏。目前对堵剂漏失的预判主要是基于钻井、修井、酸压施工、前期堵水施工、生产动态等方面。钻井过程中有放空、钻井液大量漏失、钻时加快等现象［6］，就可以确定近井溶洞的存在。修井过程中，根据漏失位置和漏失量的大小可以判断溶洞的发育位置及规模。一般严重漏失井具备以下条件：钻井过程中存在明显放空；钻井过程中钻井液漏失量大于300 m3；修井过程中累计漏失量大于500 m3。酸压施工时漏失井反应也较明显，如施工开始即沟通储集体，施工压力低，套压低；前期施工压力高，中间压力瞬间有大幅度下降。堵水施工中不产生注入压力，或中途注入压力陡降都能说明漏失的存在。动态上油井短期含水突然升高、开发初期高产液高含水、后期暴性水淹，也可能是漏失的征兆。

2.2 堵剂漏失原因分析

裂缝—溶洞型储层堵水漏失的根源在于，高角度裂缝和大型洞穴发育。高角度裂缝起着渗滤和连通的双重作用［7］，酸压完井和储层改造使裂缝网络更加复杂［8］，极易沟通近井溶洞。因此，压力传递快，导流能力强，在注入堵剂的过程中很容易把堵剂挤入溶洞中，导致封堵失败。大型洞穴是油气储集的良好空间，孤洞以及裂缝网络贯穿的洞群都会引起堵剂漏失。根据洞缝的组合位置及关系可以分为上洞下缝、上缝下洞、洞缝洞以及缝洞缝4种类型，其中上缝下洞、洞缝洞类型可以考虑开展油井堵水（图2）。由于高角度裂缝和洞穴的存在，水体的赋存形式和流体的渗流通道有所不同，含水上升表现出巨大差异，缝洞与水体沟通以纵深沟通型和水平窜进型为主。这2种类型油层直接或间接与溶洞体沟通，堵剂本身存在一定的流动性，加之高角度裂缝中的重力沉降作用，会迅速向溶洞流动，使堵剂难以形成有效驻留导致堵水失败。前期堵水无效井中因堵剂难以有效驻留的占70%以上，漏失井存在漏失情况难以有效预测、漏失方式难以确定、堵漏措施难以配套等问题。

图2 堵水易漏失缝洞型储层示意图

3 不同阶段堵漏工艺

对于漏失井，堵漏是堵水的前提。塔河油田漏失井堵水的基本方向是：先堵漏、再深堵，若过堵或堵死则实施控压酸化。深堵阶段也可以通过段塞组合和工艺调整强化堵漏效果。

3.1 挤堵前暂堵工艺

3.1.1 中密度固化颗粒暂堵 中密度固化颗粒常用于碳酸盐岩油藏油井深部堵水作封口剂，其配方中主要成分是水泥、粉煤灰、膨胀剂、氧化钙，主要性能指标为：密度 1.4～1.6 g/cm3，120 ℃、80 MPa实验条件下稠化时间494 min，抗压强度14.7 MPa，体积不收缩。其特点是耐高温、强度高、可酸解，但不具备油水选择性。TH10402井历次作业漏失量3 681.5 m3，油层中深5 632.06 m其静压值仅32.84 MPa，2012年7月该井堵水之前预先设计了80 m3中密度可酸解固化颗粒堵漏，结果施工过程中一直未起压。分析原因是该堵剂不适合大漏井，原因有三：堵剂的注入性差，进入地层深度浅；堵剂的密度大，自身重力沉降作用不可忽视；堵剂在地层中固化后，不能在储层岩壁上形成有效支撑。鉴于此，中密度固化颗粒只能用于治理较小漏失（漏失量在80 m3以内）。

3.1.2 颗粒型体膨堵剂暂堵 颗粒型体膨堵剂是一种预交联高分子聚合物。注入地层后吸水膨胀［9］，膨胀后是一种高黏弹性胶体，占据裂缝空间。一方面，堵剂有很好的耐温性且具有一定强度，对生产过程中的出水有封堵作用；另一方面，在缝洞系统比较发育的地层，如果采用多级段塞封堵，体膨堵剂可以为后续堵剂架桥［10］，防止堵剂漏失。其主要性能指标为：pH值5～9，固相含量大于等于80%，粒径0.2～4.0 mm，膨胀倍数10～50倍，耐温小于等于140℃，膨胀时间0.5～3.0 h。其特点是可根据不同地层条件，控制原材料和添加剂的比例，生产具有不同膨胀倍数、不同强度和密度的产品。也可根据地层喉道、裂缝大小，选择相匹配的粒径。TK1123井储层属于缝洞型储层，注入水泥堵剂111 m3之后，泵压套压均无显示，同排量添加0.2%～0.4%浓度的体膨型颗粒堵剂之后，泵压5.5 MPa，套压6 MPa，暂堵效果明显。TH10420X属于溶洞型储层，注入水泥堵剂187 m3之后，泵压7.2 MPa，加体膨型颗粒堵剂前后，泵压略有增大，暂堵效果差。可见该堵漏剂对溶洞型油井的适应性较差。鉴于此，体膨型颗粒堵剂只可对一般漏失（150 m3以内）发挥暂堵作用。

3.1.3 可溶性硅酸盐凝胶暂堵 可溶性硅酸盐凝胶堵剂暂堵的主要思路是，用可溶性硅酸盐堵剂建立一定强度的封堵带，发挥其托堵作用和易附着作用。常规凝胶型堵剂主要利用水玻璃的酸敏和热敏特性，在地层温度下，硅酸根可以与自身水解生成的H+及弱酸性地层水中的H+结合生成硅酸凝胶。其性能指标为：堵剂粒径80～112 μm，溶液黏度小于20 mPa·s，胶体强度大于 0.15 MPa/m，130 ℃未接触地层水时不成胶，接触地层水时成胶时间小于5 min。具有很强的钙镁敏感性、热敏特性及酸敏特性。其特点是耐高温、耐高盐、成本低、具有一定油水选择性但强度略低［11］。在水玻璃溶液中加入适当的胶凝剂，可以在成胶时间可控的条件下提高凝胶强度。岩心封堵实验证明，该堵剂注入过程中不起压，凝胶形成后驱替压力迅速上升，直至水驱突破（突破压力梯度2 MPa/m以上）后压力稳定，封堵率95%以上，已超过现用的同类堵剂。该方法前期共应用2井次，有效率50%，累计增油533 t，平均有效期30 d，平均单井增油267 t。该工艺适合在严重漏失井（漏失量300 m3左右）进一步推广。如果储层以溶洞体为主，漏失量更大，可采用架桥与充填联合的暂堵段塞，即在注入凝胶之后，采用悬浮能力较强，体积相对较大的堵漏材料如麻绳、棉籽壳、核桃壳和锯末等进行充填。

3.2 挤堵时堵漏工艺

3.2.1 堵漏剂复合密度选择性堵水工艺 该工艺是利用重力分异作用，使堵剂自动在大裂缝和溶洞中铺展，进而在油水界面形成隔板［12］，使底水绕流，达到控水增油的技术目的。同时堵剂密度低，易于驻留在连通溶洞的裂缝中，不会直接漏失，聚合物增黏稳定，耐水稀释，适合于油水同段产出储层。该工艺的主体堵剂为超低密度固化颗粒堵剂，其堵剂性能为：密度 1.13～1.14 g/cm3，稠化时间 78 min/6.0Bc，抗压强度大于0.8 MPa。其特点是漏失慢，抗稀释，在孔洞等较发育的储集和流动通道中，可利用密度差形成油水隔板，阻止底水侵入。浆体动态只初稠，静止方能固化，深部堵水施工安全。对于漏失严重井，现场施工时需要采用高排量，速度控制以短时间内能够建立起稳定的压差为宜，以便形成近井快速堆积，使得后续固结体能够获得相对比较稳定的支撑，待固结后形成桥堵。2011年工艺试验8井次，有效6井次，有效率75%，累计增油8 750 t。

为了避免漏失，通常选择在密度选择性堵剂加入过程中复合添加有机类堵漏材料，如锯末、棉籽壳、核桃壳（或杏仁壳）、蛭石以及麻绳等。堵漏材料进入地层后在复杂缝洞系统中起缠绕架桥作用，最终实现暂堵目的，防止堵剂漏失［13］。TH10420X是一口大漏井， 2011年6月2日化学堵水作业中，在注入主体堵剂前，先用含棉籽壳和锯末的瓜胶溶液40 m3对地层中的缝洞体进行预充填，后注入大剂量高温胶凝堵剂69 m3（含棉籽壳和锯末等堵漏材料）在地层中形成较高强度的堵剂隔板，最后用可酸解的高强度水泥87 m3封口，注入堵剂过程中虽未能建立爬坡压力，但后续灵活调整封口剂量保证井筒留塞，小规模酸化后自喷生产30 d，最高油压达到8 MPa。从目前堵水作业情况来看，该有机类堵漏材料具有一定的应用前景，特别是在大漏失井的堵漏作业中，还需要进一步优化有机类堵漏材料的用量、粒径大小等参数，以取得最优的暂堵效果。

3.2.2 瓜胶液前置多级复合段塞堵水工艺 碳酸盐岩油藏地层条件复杂，因此除了出水部位清晰的底水油藏，在水淹情况严重的前提下，除采用改型水泥对底部出水层位进行永久性封堵外，其余情况应优先考虑采用复合段塞封堵工艺。瓜胶液是一种聚合物溶液，在注入主体堵剂之前挤入瓜胶液，能增加堵剂黏度，防止堵剂扩散，可用于前期暂堵，也可用于后期重点托堵。针对碳酸盐岩严重漏失油井，通过常规堵剂的复合段塞组合，逐级“托堵”，有效地解决了因堵剂严重漏失而难以驻留封堵难题。

其中，氯化钙溶液段塞补充钙离子，提高后续堵剂反应强度；硅酸盐堵剂段塞与前一段塞反应形成托堵，并具有一定选择性，促凝下一段塞；可固化颗粒堵剂段塞与前一段塞反应，快速固化形成有效封堵，也可代替封窜剂。具体施工时要视缝洞的规模定不同的段塞组合，对于漏失严重的井可实施两轮，甚至多轮堵水。TK838井属于缝洞型储层，油水同出，大修转抽期间累计漏失1 506 m3。2011年采用可溶性硅酸盐（105 m3）前置托堵，高温封窜剂（48 m3）中部封堵，纳米封窜剂（5 m3）封口。堵后恢复自喷，有效期130 d，累增油1 300多吨。截止2011年底该工艺累计应用7井次，有效5井次，有效率71%，增油6 571 t，较有效地解决了漏失的堵水难题。

4 结论及认识

（1）缝洞型碳酸盐岩油藏油井堵水堵剂漏失的根本原因在于，储层中高角度裂缝和大型洞穴发育。高角度裂缝极易沟通近井溶洞，形成堵剂的快速导流通道；孤洞和裂缝网络贯穿的洞群都易成为堵剂的堆积空间。

（2）漏失井堵水前暂堵实现架桥、支撑和充填，对后续主体堵剂注入十分有利。现场可以根据漏失量和漏失规模，合理采用中密度固化颗粒、颗粒型体膨堵剂和可溶性硅酸盐凝胶暂堵，必要时还可以往暂堵剂中加适量的堵漏剂。

（3）主体堵剂深部注入阶段可以通过段塞组合和工艺调整强化堵漏效果，密度选择性堵水和多级复合段塞堵水都能在很大程度上防止堵剂漏失，现场还可以根据实际情况实施多轮次堵水，或者采用“先过堵、再解堵”的堵酸联作技术。

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（修改稿收到日期 2013-06-01）

Study on water shutoff technology for leaking wells in fracture-vuggy carbonate reservoir in Tahe Oilfield

QIN Fei, HE Xing, ZHAN Zhaowen, OUYANG Dong, WANG Rui
（Research Institute of Engineering Technology,SINOPEC Northwest Oilfield Company,Urumqi830011,China）

Water shutoff work for fracture-vuggy carbonate reservoirs in Tahe Oilfield encounters some difficulties, including difficult water shutoff agent optimization, serious agent leaking, and unmatched leakage plugging treatment. To solve the problem, the paper analyzed the present status of the water shutoff technique for fracture-vuggy carbonate reservoirs, and conducted the anticipation and cause analysis on agent leaking. And it also summarized the temporary plugging and leakage plugging agents, including three kinds of temporary plugging agents, which were middle density solidified particles, expansion particles and soluble silicate gel, and two kinds of water plugging techniques, which were composite density selective plugging with bridging particle and multistep composite slugs plugging with guanidine gum liquid as preflush. Field tests proved that the temporary plugging and leakage plugging techniques showed good effect for different leakage degree wells.

Tahe Oilfield; fracture-vuggy reservoir; carbonate reservoir; leaking wells; water shutoff technology

秦飞，何星，詹兆文，等. 塔河缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水工艺研究［J］. 石油钻采工艺，2013，35（4）：97-100.

TE358.3

：A

1000–7393（2013） 04–0097–04

国家973项目“碳酸盐岩缝洞型油藏开采机理及提高采收率基础研究”（编号：2011CB201006）资助。

秦飞，1985年生。2011年毕业于中国地质大学（武汉）油气田开发工程专业（硕士），现主要从事油气田开发地质、油藏工程、采油工程研究工作。电话：18290886594。E-mail：qinfeifeifei@sina.com。

〔编辑 薛改珍〕