林朋(中國石油遼河油田公司興隆臺(tái)采油廠，遼寧 盤錦 124010)

水平井化學(xué)堵水技術(shù)應(yīng)用

林朋(中國石油遼河油田公司興隆臺(tái)采油廠，遼寧 盤錦 124010)

水平井受底水錐進(jìn)影響，含水上升速度快，導(dǎo)致水竄、水淹問題嚴(yán)重，根據(jù)先找水，再治水的思路，以水平井出水類型及原因分析為出發(fā)點(diǎn)，在前期堵水工藝、堵水材料、堵水工藝管柱研究的基礎(chǔ)上，形成了一套水平井化學(xué)分段堵水技術(shù)體系，為區(qū)塊穩(wěn)油控水提供了技術(shù)支持，取得了水平井堵水重大技術(shù)突破，確保了水平井開發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)了區(qū)塊高效二次開發(fā)。

底水錐進(jìn)；水平井；化學(xué)分段；堵水

在油田開發(fā)不同階段，水平井與直井相比，在開層、動(dòng)用邊部儲(chǔ)量、老區(qū)挖潛、邊底水油藏開發(fā)方面優(yōu)勢明顯，為區(qū)塊的高效開發(fā)提供了有力的技術(shù)支持。高升油田高246塊為厚層塊狀底水稠油油藏，區(qū)塊中部和西部地區(qū)由于L5、L6砂體隔夾層很薄，而且采出程度高達(dá)39%，地層虧空非常大，油水界面上移至目前的1650-1660m，上升了10m左右，因此，底水脊進(jìn)或沿高滲通道竄進(jìn)，造成油井含水升高，水淹嚴(yán)重。

目前區(qū)塊有26口先后發(fā)生底水錐進(jìn)，占總井?dāng)?shù)38%。雖然采用堵水、間開、控制提液量等手段，見到一定效果，但仍然未從根本上解決問題。高2-蓮H603井注汽投產(chǎn)后，一直處于高含水生產(chǎn)，平均液量45m3，油3.9t；目前日產(chǎn)液量39.3m3，日產(chǎn)油量2.8t，含水92%。分析認(rèn)為有外來水體侵入，給生產(chǎn)造成不利影響。因此，通過對(duì)水平井出水原因及類型分析，開展了水平井化學(xué)分段堵水技術(shù)試驗(yàn)。

1 出水原因分析

(1)鉆井因素 高2-蓮H603井所處的Ⅵ砂體為底水油藏，油水界面為-1690m，水平段A點(diǎn)距目的層頂面4m，距底面21m，B點(diǎn)距目的層頂面5m，距底面17m，因此，可以排除鉆遇水層而導(dǎo)致的出水。

(2)油藏因素 從高2-蓮H603測井解釋的結(jié)果來看，整個(gè)水平段油層為中孔低滲，但在1789.0～2001.8m井段，即位于腳跟到水平段中部具有較大的滲透率級(jí)差，最大為1.18μm2，有高滲層帶存在，而在腳尖部位均為低滲透，滲透率差異基本不大。因此，腳跟(A點(diǎn))部位具有潛在的水竄通道。

(3)水性分析 對(duì)高2-蓮H603井的水樣進(jìn)行了分析，Cl-含量為1879.38 mg/L，總礦化度為6951.47mg/L，而該油藏原始地層水Cl-含量為2101mg/L，總礦化度為7614mg/L，而注入水Cl-含量為1218.2mg/L，總礦化度為4592.87mg/L，因此，可以判定出水的水源為地層水。

2 堵水工藝方案設(shè)計(jì)

根據(jù)對(duì)高2-蓮H603井以上綜合分析，判斷該井是腳跟部位出水，導(dǎo)致油井高含水。因此，將采用復(fù)合段塞堵劑和液體橋塞暫堵工藝相結(jié)合的堵水方式，對(duì)未出水部位油層暫堵的同時(shí)，對(duì)腳跟出水部位進(jìn)行封堵，從而解決油井出水矛盾，提高水平井動(dòng)用程度，增加油井產(chǎn)量。

(1)凝膠段塞預(yù)堵1875-2113井段 為了使預(yù)堵劑進(jìn)入目的層，采用分段注入工藝管柱(球座+節(jié)流閥+扶正器+LK341-128封隔器+扶正器+油管)下到1875m處，向1875—2113井段注入凝膠堵劑，實(shí)施預(yù)堵。

預(yù)堵劑采用復(fù)合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅰ，成膠強(qiáng)度高，封堵效果好，在注汽條件下可分解破膠。處理半徑設(shè)計(jì)為2m，預(yù)堵劑用量為：

Q預(yù)堵劑= π×22×238×16.7% = 500m3

(2)液體橋塞保護(hù)腳尖 利用原管柱注入液體橋塞，使之充滿腳尖部井段和近井地帶，48h后形成高強(qiáng)度凝膠體，達(dá)到暫堵保護(hù)的目的。液體橋塞為地下聚合有機(jī)凝膠。在地面配制成低粘度的液體，注入地層后，在溫度和引發(fā)劑的作用下，生成高強(qiáng)度的彈性凝膠體，具有較高的承壓作用和封堵能力。在注汽條件下可分解破膠。處理半徑設(shè)計(jì)為0.5m，液體橋塞用量為：

Q液體橋塞= π×0.52×238×16.7% ≈ 30m3

(3)腳跟部堵水 起出原管柱，下入光管，對(duì)目標(biāo)井段實(shí)施封堵。封堵段塞采用復(fù)合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅱ+復(fù)合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅲ組合段塞方式，其中，復(fù)合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅱ?yàn)閺?qiáng)凝膠，起到推水和深部封堵的作用，注入劑量較大；復(fù)合段塞堵水調(diào)剖劑Ⅲ為無機(jī)封口劑，耐溫性能好，起到封口和防止強(qiáng)凝膠被蒸汽破壞的作用，注入劑量較少。由于1875—2113井段被暫堵保護(hù)，堵劑將進(jìn)入1805—1875井段。堵劑用量計(jì)算如下：

Q強(qiáng)凝膠= π×42×70×16.7% ≈ 600m3

Q無機(jī)封口劑= π×12×70×16.7% ≈ 40m3

2.4分段注汽后復(fù)產(chǎn) 封堵結(jié)束后，提出施工管柱，下入分段注汽管柱，對(duì)1890—2113井段求產(chǎn)。

3 堵水效果

高2-蓮H603井 于2010年10月29日 堵 水，2010年12月26日復(fù)產(chǎn)，日產(chǎn)液量從26.6m3下降到21.0m3，日產(chǎn)油量從0.53t上升到3.0t，最高達(dá)5.9t，含水從98%下降到85.9%，最低下降至75%，見到了明顯的增油降水效果。

4 結(jié)語

(1)通過對(duì)高2-蓮H603井水平井鉆井、油藏、出水水質(zhì)等方面分析，找到了該井出水部位，為下一步水平井成功堵水提供了可靠的依據(jù)。

(2)水平井化學(xué)分段堵水技術(shù)的成功實(shí)施為區(qū)塊穩(wěn)油控水提供了技術(shù)支持，取得了水平井堵水重大技術(shù)突破，解決了稠油油藏水平井底水錐進(jìn)難題。

[1]朱懷江,等．水平井調(diào)堵技術(shù)最新進(jìn)展[J]．油田化學(xué)，2004，21(1) ：85-90，96.

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