高含水层段堵水技术——以高升油田高246块底水油藏为例

李鼎一中国石油大学，北京102200

高含水层段堵水技术
——以高升油田高246块底水油藏为例

李鼎一*
中国石油大学，北京102200

提 要 通过对高246块水平井出水特点的研究，结合水平井储层物性、原油性质、出水水质、出水井段及生产情况，确定了高含水层段分段堵水工艺。堵水的关键技术是封堵材料和注入工艺。根据现有的堵水材料，进行筛选、复配和改性，试验成功了液体桥塞、化学封隔材料和无机堵水剂。利用测井解释和产液剖面测试结果，制定了堵水方式和堵剂的用量。并成功应用于现场，取得了明显的增油效果。

关键词堵水工艺 堵水材料 方案 效果

高246块位于高升油田南部，开发的目的层为第三系沙河街组莲花油层，油层埋深1430m～1690m，平均油层厚度57.74m，含油面积2.39km2，地层条件下原油粘度147～255mPa·s，地面脱气油粘度900～3000mPa·s。地面原油密度在0.9～0.94g/cm3，胶质+沥青质42%～46%。

高246块构造形态为一近南北向、被一条断层切割的似马鞍形构造，属于底水油藏。是高升采油厂水平井开发技术试验与大规模应用的主力区块，于1977年投入开发，1988年转入蒸汽吞吐开采阶段，1998年进入注水开发阶段， 2006年4月区块全面停注，开始实施二次开发，利用水平井技术提高底水油藏储量动用程度，同时对剩余油富集区域实施开窗侧钻水平井挖潜，提高采收率。随着高246块水平井的规模扩大和深入开发，逐渐暴露出底水锥进严重，堵水困难等问题，由于水平井的井身与油藏平行，一旦发生底水锥进，很容易大量产水，导致产油量骤减，含水急剧上升，甚至导致整个油井“水淹”。

1 高246块油藏出水特点

（1）底水锥进严重，含水上升速度快 高 246块为厚层块状底水稠油油藏，区块东部隔层发育较好，油水界面基本保持在1670m，区块中西部地区L5、L6砂体间隔层较薄、采出程度高、地层亏空大，油水界面上移较大，约为1650～1660m。底水沿高渗透带突进，使油井含水升高，造成水淹严重。区块有26口先后发生底水锥进，占总井数38%。虽然采用堵水、间开、控制提液量等手段，见到一定效果，但仍然未从根本上解决问题。

（2）储层非均质强，油井水窜严重 高246块砂体层内非均质性强：小层的砂体变异系数值均大于0.4，小层的夹层频率几乎都在10%以上；5砂体渗透率比4砂体低1038×10-3µm2，突进系数高2.04；5砂体渗透率比6砂体低758×10-3µm2，渗透率突进系数高1.77。由于储层非均质性，导致注水井注水时发生水窜、油井含水饱和度高，油井产能降低。主力油层L5、6砂体平面上非均质性强，油水粘度比大，吞吐阶段单井采出程度差异大，注入水易沿高渗带、高亏空方向单向窜流，导致油井平面受效不均。油井发生水窜后，表现出产液量基本平稳，含水快速上升，产油快速下降。2007年9月开始到2014年初，日产油量由245t/d下降至77t/d，综合含水由56%上升到75%。

（3）出水水质复杂 高246块地层水中钠钾离子含量为2600mg/L，矿化度为7614 mg/L，注入蒸汽冷凝水中钠钾离子含量为1230mg/L。从出水水质分析来看，其中高2-莲H602和高2-莲H603产出水中钠钾离子含量介于两者之间，判断这两口水平井产出水为地层水与注入蒸汽冷凝水的混合。高2-莲H601产出水中钠钾离子含量接近注入蒸汽冷凝水，判断该井产出水以注入蒸汽冷凝水为主。

（4）出水井段难确定，水平井生产井段长，堵水难度大 高246块莲花油层夹层主要发育在5、6砂体，其它砂体不发育。储集层内的夹层，主要为泥质、钙质物性夹层，岩石成熟度低，成岩性差，泥质胶结，同时出水井段难确定，机械堵水难度大。水平井平均油层厚度为267.4m，平均含水为42.9%，水平井堵水涉及问题复杂，堵水工艺要求高，难度大。

针对底水油藏水平井综合含水高，油井产能降低，储量动用不均等问题，为抑制底水锥进，防止水窜，降低油井含水，提高油井产能，开展了高含水层段堵水技术研究。

2 堵水工艺

针对高246块水平井生产实际情况，通过对国内外底水油藏堵水技术研究，根据水平井储层物性、原油性质、出水水质、出水井段及生产情况等特点，采取液体桥塞分段堵水工艺即利用液体桥塞的暂堵性能将油层保护起来，然后向出水层段注入堵剂，最后用化学或物理方法将液体桥塞解除，实现水平井分段堵水。

2.1 堵水方式

（1）预堵未出水层段 采用地面智能泵注系统，向地层以最小排量笼统注入具有一定耐温性的复合段塞堵水调剖剂，以便堵剂更好的选择性进入出水通道，当注入到一定压力时，在保证地层不漏的情况下，停止注入堵剂。

（2）液体桥塞保护脚尖 向地层注入一定量的液体桥塞，对未出水井段进行暂堵，保护未出水部位的油层。

（3）封堵出水层段 先向出水层段注入具有一定耐温性的复合段塞堵水调剖剂，压制底水，再向出水层段注入耐高温的封口剂，进行封口，然后注汽解除液体桥塞，正常注汽生产。

2.2 堵水材料和工艺管柱

2.2.1 水平井液体桥塞 研究了一种具有触变性、可解除、高封堵率的液体桥塞。液体桥塞液主要由聚合物增粘剂、成胶液、交联剂、促凝剂、破胶剂及添加剂等组成，在30℃的低温条件下即可形成封堵性能较强的成胶体，封住预封堵的层位。

成胶时间在0.5～30h可控。根据井况的需要，可以进行较长时间的封堵，室内实验在60℃密封的条件下，封堵时间可以达到两个月以上。

破胶方式有2种：选择合适的破胶剂，使其在地层温度下4～7天破胶；也可以使用热破胶方式。

2.2.2 环空化学封隔材料 对化学胶凝材料进行了筛选【1】，以富铁低碳硫铝酸盐水硬性胶凝材料为基础，通过复配、改性，得到了一种具有高固结强度、高度触变性、耐高温湿热的无机胶凝材料。具有早强、快硬、高强、低渗、抗冻、耐蚀、低碱度等一系列优良性能的水气两硬性胶凝材料。添加缓凝剂、分散剂、高分子乳胶等材料，得到一种触变性好、固化强度高、耐温性突出的环空化学封隔材料。

2.2.3 双激发无机堵水剂 双激发无机堵水剂由双激发无机非金属胶凝剂、激活剂、缓凝剂、分散剂等，按适当比例复配而成的新型堵水材料。堵水剂中的主要成分—双激发无机胶凝材料具有潜在的硬化性能，常温常压下呈化学惰性。40℃以上的温度、特殊的无机/有机复合活化剂是激发其反应活性的两个必要条件，因此称其为“双激发无机非金属胶凝材料”。在地层条件下，堵水剂经活化期、水硬期、强度增长期三个阶段，生成高强度的凝胶体，降低出水层段的渗透性，达到堵水的目的。

2.2.4 强凝胶研究 主剂为低分子聚丙烯酰胺【2】，交联体系为树脂交联，并加入增强剂来提高堵剂强度和耐温性能。调堵剂成胶前粘度较低，成胶时间可调，可长时间施工挤注。成胶后强度高，具有较强的封堵能力，对非均质严重的地层有较好的封堵作用。

2.2.5 化学注入工艺管柱设计结合堵剂的性能和注入部位，对化学注入管柱完成初步设计。研制出水平井专用化学药剂注入工艺管柱，如图1所示，包括液压扩张封隔器、节流注入阀、扶正器、注入球座等，能够将堵水材料注入到预定层段。

达到的技术指标：化学注入阀：开启压力：1MPa；耐温：120℃；承压差15MPa。

3 堵水工艺方案

图1　化学药剂注入工艺管柱示意图Fig.1 Sketch map of infusing agents into cuvette

高2-莲H602井底水锥进严重，问题比较突出，因而选取高2-莲H602井作为试验井。

3.1 高2-莲H602出水原因分析

3.1.1 油藏分析 由于高246块为砂岩底水油藏（如图2），油水界面为-1690m，水平段A点距油水界面45.5m，B点距油水界面45.3m，可以排除钻遇水层而导致的出水。高2-莲H602生产层位是6砂体，将水平段细分为6个小段。测井解释的结果显示，整个水平段油层为中孔低渗，其中1863～1920m物性较好，渗透率最高，即位于脚跟到水平段中部具有较大的渗透率级差，有高渗层带存在，而在脚尖部位均为低渗透，渗透率差异基本不大。因此，脚跟A点部位具有潜在的水窜通道，容易从脚跟部位发生底水锥进突破。

图2　高2-莲H602地层水平段示意图Fig.2 Sketch map of H602 stratum

3.1.2 产出水分析 高246块油藏原始地层水Na+、K+含量为2600.15mg/L，总矿化度为7614.3mg/L，而注入蒸汽冷凝水中钠钾离子含量为1230mg/L，矿化度为2700mg/L，2014年1月16日对该井的水样进行了分析，Na+、K+含量为1327.3mg/L，总矿化度为4005.1mg/L，矿化度和Na+、K+含量介于地层水与注入水之间，因此可以判定出水的水源为地层水与注入水的混合水。

3.1.3 注汽生产情况分析 该井2007年9月首轮注汽，设计注汽量为8000t，实际注汽量5963t，注汽管柱下到油层中部井段，出汽口在1950~1960m处，略靠近脚跟位置。由于脚跟部油层物性明显好于脚尖，因此，注入蒸汽很可能大部进入脚跟处，导致脚跟处形成汽窜、水窜通道，诱发底水上升，而脚尖部未得到动用。

3.1.4 产液剖面测试情况 2014年6月对该井水平段进行了产液剖面测试（如图3），以确定出水井段位置。测试井段设计为1863～2092m。

图3　高2-莲H602井产液剖面测试图Fig.3 Profile test pattern of H602 well liquid

根据测试结果分析，1935～2092m为低动用层段，产液量7.37t/d，占20%，出水部位集中在1863～1935m处，约72m井段，该段产液量为29.07t/d，占总量的80%，可以判断为主要出水段。

综上可以判断，高2-莲H602在注汽和生产过程中，底水沿脚跟部位的高渗层突进，导致油井出水，含水快速上升。

3.2 堵水方案设计

根据高2-莲H602井出水分析设定1863～1940m为堵水施工井段。为了使堵剂具有针对性地进入出水目的层，先利用复合段塞调剖堵水剂和液体桥塞将1940～2092m井段暂堵，然后用复合段塞堵水调剖剂及无机封口剂对1863～1940m井段进行封堵，最后利用分段注汽工艺对1940～2092m井段进行注汽解堵并求产。

3.2.1 预堵1940～2092井段 采用分段注入工艺管柱（球座+节流阀+扶正器+LK344-128封隔器+扶正器+油管）下到1940m处打压座封，向该井段注入复合段塞堵水调剖剂Ⅱ，实施预堵。

预堵剂采用复合段塞堵水调剖剂Ⅱ。该堵剂为强凝胶堵剂，成胶强度高，封堵效果好，在注汽条件下可分解破胶。设计处理半径为3m。预堵剂用量为：950m3

3.2.2 液体桥塞暂堵1940～2092井段 液体桥塞为地下聚合有机凝胶。在地面配制成低粘度的液体，注入地层后，在温度和引发剂的作用下，生成高强度的弹性凝胶体，具有较高的承压作用和封堵能力。在注汽条件下可分解破胶。

3.2.3 封堵1863～1940井段 暂堵结束后，利用原管柱注入复合段塞堵水调剖剂Ⅱ和复合段塞堵水调剖剂Ⅲ（无机封口剂）的复合段塞堵剂，对目标井段进行封堵。由于1940～2092井段被暂堵保护，堵剂将进入1863～1940井段。先注入复合段塞堵水调剖剂Ⅱ480m3，压制底水；再注入复合段塞堵水调剖剂Ⅲ120m3进行封口。无机封口剂具有耐温性好、封堵强度高的特点，在注蒸汽条件下，可保持良好的封堵效果。同时可利用稀盐酸解除封堵。

4 现场实施及效果分析

（1）措施井基本情况 高2-莲H602井于2007年8月12日筛管完井，2007年9月23日注汽投产，初期日产液45t/d，日产油20.2t/d，生产3个月后含水逐渐上升；2009年1月起，含水突然升高至90%以上，为了避免底水锥进，采取间开的方式生产。措施前油井日产液量27.3t/d，日产油量0.6t/d，含水98%，截止2014年1月6日累产油6355t，累产水30226m3。

（2）现场施工情况 根据堵水工艺方案设计及工程设计施工要求，高2-莲H602井于2014年7月29日开始堵水施工，8月22日结束，设计注入量1553.8t，实际注入量为1707.8t。

为了提高该井产量，于8月28日12：30开始注汽，9月14日停注，设计注入量3000t，实际注入量为3036t，9月26日注转抽，开始返排。

（3）措施效果分析 高2-莲H602井于2014 年7月29日堵水，2014年9月26日复产，经过96天的返排期后，产液量从35.2m3/d下降到22m3/d，日产油量从0.5t/d上升到3.3t/d，含水从98%下降到85%，累产原油278 t，见到了明显的增油降水效果。

5 结论

通过对底水油藏高含水层段分段堵水技术的室内研究、试验与现场应用，主要得出以下结论：

（1）针对水平井筛管完井特点，研究出一套高含水层段堵水工艺技术体系，形成了液体桥塞分段堵水工艺、堵水材料及工艺管柱配套技术，成功解决了底水油藏水平井堵水难题。

（2）高含水层段堵水技术的成功实施为区块稳油控水提供了技术支持，取得了水平井堵水重大技术突破，为解决类似油藏水平井底水锥进难题，提供了一种新的方法和技术手段。

参 考 文 献

1 赵福麟. 油田化学[M]. 山东东营：中国石油大学出版社，2006:117~128

2 王中华. 油田化学品实用手册[M].北京：中国石化出版社，2004:14~108

WATER SHUT TECHNOLOGY OF HIGH WATER BEARING SECTION ILLUSTRATED BY NO.246 BOTTOM WATER RESERVOIR OF GAOSHENG OIL FIELD

Li Dengyi China University of petroleum, Beijing,102200

Abstract

The paper confirm the stepping water shut technology of high water reservoir section according to the research on waterexit features of No.246 lateral well, accompany with the deposit section and oil property, waterexit quality and section as well as the production conditons. The shutting materials and afflux technics are the most important process for water shutting technology.The liquid bridge plug with chemical airproof materialsand abio-agent are successfully used in the shutting examination. Water shutting manner and agent dosage are confirmed durling well logging explain and liquid profile test

Keywords:water shutting technology, water shutting materials, plan, effect

收稿日期：2015-04-20；改回日期：2015-05-21

* 作者简介：李鼎一（1994～），男，中国石油大学（北京），石油工程2012级创新班，学生

中图分类号：TE144:TE358.3

文献标识码：A

文章编号：1006–5296（2015）02–123–06