特超稠油郑6区块出水原因分析及对策

赵晓飞

【摘 要】胜利油田郑6区块为裂缝性块状底水稠油油藏，由于存在活跃的边底水，随着开采的进行，底水锥进使油井过早见水，加之该区块在低含水开采期无合理临界产能，部分油井因强采在一定程度上缩短了低含水周期，产油量骤减，含水快速上升，并导致水处理费用增加和开发成本升高。2011年4月开始，对郑6区块实施堵水作业，已取得一定成效，具有继续应用和推广的价值。

【关键词】堵水；稠油；底水锥进；控水增油

1.郑6区块概述

郑6区块构造位于东营凹陷北部边缘郑家潜山南部，处于王庄、单家寺三维拼接处，工区面积约17km2， 地质储量619.91万吨，可动用储量494万吨。郑6块原油具有密度高，粘度大的特点，密度平均1.0212g/cm3，粘度平均6900mpa.s/80℃，属特超稠油油藏。区块共分3个开发单元：潜山、沙一、馆陶，主力开发单元为潜山及沙一：其中郑6潜山以寒武系碳酸盐岩为主，裂缝及沿裂缝溶孔发育；郑6区块沙一段具有边底水的超稠油生物灰岩油藏，属中高孔、中渗透层。

该区块于2004年进入全面开发，2005年9月产量峰值达到日产液水平253吨，日产油水平达到188吨，含水25.7%，之后含水迅速上升，产量大幅度下降。开发过程中采用的工艺和控水增油措施存在的主要问题为：

①油稠，油水流度比大，油藏为碳酸岩裂缝油藏，油藏能量充足，造成生产中控水稳油比较困难，提高生产压差，含水就会大幅上升，这是该油开发受制约的主要问题[1]。

②水平井优势没有充分发挥；

③本区块不适宜注汽开采；

④降压开采（关井压水锥）控水增油措施效率低；

⑤开采初期缺乏合理临界产能；

⑥个别井存在强采现象，对油井过早见水产生了不利影响。

2.出水原因分析及对策

2011年4月在郑6块开始进行堵水措施作业，降低含水率，提高产油能力。本文将以第1口堵水井郑6-1井为例介绍郑6区块目前所使用的化学堵水工艺。

2.1 郑6块堵水工艺

郑6块油井堵水思路确立为从相应油井基础资料及井史生产数据查明油井出水原因，通过对测井资料及区块生产资料分析油井堵水的潜力，确定堵水的基本方法后，进行堵剂的选择性配置及堵剂用量的确定：

2.1.1 出水原因分析

郑6-1井2004.3.24投产，截止2007.5月累计产油8041t，累计产水11217t。从该井生产可划分为以下几个阶段：

第一阶段，2004.3.24开井-06年初，低水稳产阶段。

初期产量：日产液9.4t，日产油8.7t，含水：7.4%，动液面103m，油汽比为3.307。至05年底，含水基本稳定在20%以内，06年初开始含水迅速上升至87%，累计产油6628t，累计产水1634t。属低含水，稳产阶段。

第二阶段，2006年3月-2010年10月，高含水生产，控水稳油井段。

2006年4月17日—5月17日上作业测压10.73Mpa，22006-5-16日注汽注汽汽压15.8Mpa，汽温346℃，干度71.4%，烟温214℃，注汽速度9t/h，日注汽量216t，累计注汽量3004t，后放喷、下泵生产。

含水迅速上升，后采用控水稳油措施，控制日产液量在10t左右，含水85-95%左右，此阶段累计产油1413t，累计产水9583t。

第三阶段，2010年6月-目前，含水100%，无油产出。

初步分析：该井投产2年后，含水由20%很快上升至100%，后采用控水稳油措施，再经注蒸汽生产，含水量在85%-95%之间逐步上升，到后期含水已达到100%。从前期生产过程中来看，油藏出现快速的急性水淹，根据岩心表观分析，水进通道以裂缝为主，基本确认为大裂缝沟通底水造成。

2.1.2 堵水潜力分析

（1）储集体类型：该井储集类型为郑6断块沙一段，沙一段主要为生物灰岩，粒屑以螺、藻类、介形虫为主。细晶结构。粒间孔、生物体腔孔、溶孔发育，有时见裂缝含油。根据岩性分析资料（郑602、608等4口井）统计，沙一段孔隙度最小值0.2%，最大值44%，平均为29%；渗透率最小值0.02×10-3μm2，最大值6490×10-3μm2，平均值524×10-3μm2。

（2）剩余油潜力：该井投产两年，产油量就占该井累计产油量的83%，从生产曲线上看出，属急性水淹，产油量突降，从区块分析资料和测井曲线、生产曲线上分析，该井1158.1-1171.0m储量潜力很大。

2.1.3 堵水思路分析

从该井测井资料和生产资料分析，首先考虑封堵串通大通道的问题。因此制定以下堵水技术思路：

深部堵水：采用具有选择性堵水的化学堵剂，进行深部堵水，以克服高强度堵剂不能有效进入储层深部的弊端[1]；

近井地带高强度堵水：采用高强度堵剂进行近井地带封堵，确保化学堵剂的有效性，抑制底水沿原通道再次串流需要；

过量顶替，考虑采用过量顶替工艺，把堵剂过量挤入出水通道，让出井筒周围1米左右空间，以便于下步酸洗的有效性。

鉴于以上分析，将用流动性好、强度低，具有选择性的聚丙烯酰胺堵剂进行深部堵水，利用高强度的KFD堵剂和油基水泥浆对近井地带大通道的封堵并进行过量顶替[2]。

2.1.4 堵剂用量设计

根据裂缝解释结果，利用下式计算堵剂用量。

V=aφπR2 h

其中，Q—堵剂用量，m3；

Df—裂缝宽度（经验值），3mm；

Lf—裂缝长度（经验值估算），80m；

hf—裂缝高度（经验值估算），30m；

V—堵剂进入地层的量，m3；

a—地层封堵率（经验值）2/3；

R—堵剂进入地层厚度，取值15m；

Φ—有效孔隙度，%（单井估算值，以近井裂缝为主，不考虑溶洞，取值1.5%）；

h—地层有效厚度，25m（参考值）。

计算堵水剂用量为176m3，现场配制深层化学堵剂（铬冻胶）150m3，KFD堵剂15m3，油基水泥浆5m3。

2.2 郑6-1井堵水效果

2011年4月23日进行堵水作业，措施前日产液0.8t，含水100%，堵水作业开井后平均日产液6.7t，日产油2.5t，含水61.9%，截止到2012年6月，日产液量10.9t，日产油量2.8t，含水73.6%，累计增油1079t，措施效果显著。

3.总结及认识

郑6区块实施堵水措施的19口井，堵水前平均含水高达90.2%，底水锥进现象明显。根据措施前后对比，措施后有14口井见到一定效果，堵水措施有效率达到了73.7%。总的来看，区块实施堵水见到以下成效：

（1）降低油井含水，提高油井产能。14口堵水见效井平均含水由措施前的89.3%下降到60.4%，含水下降了近30个百分点，累计增产原油4806t。堵水增油效果较好。

（2）水淹长停井得到恢复，提高了区块油井利用率。堵水见效井中，共有5口因高含水而停井恢复的油井（郑6-1井，郑6-12井，郑601-6井，郑6-斜5井，郑422井），经过堵水措施后恢复了生产，共计增产原油2131t，平均日产13.8t。

（3）挖掘油井油层潜力，提高油层采出程度。部分高含水负效井在实施化学堵水后，堵水剂起到封堵高渗层、调整产液剖面的作业，从而充分发挥中、低渗透层的产油潜力。

参考文献：

[1] 高红岩.锦州油田稠油堵水新技术应用效果分析[J].内蒙古石油化工，2009（6）：139～140.

[2] 贺永军，戴宝萍，潘义等.底水油藏化学堵水技术的应用[J].石油天然气学报，2010，（32）2：355～357.