塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏漏失井堵水工藝研究

秦 飛 何 星 詹兆文 歐陽冬 王 瑞

（中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011）

塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏漏失井堵水工藝研究

秦 飛 何 星 詹兆文 歐陽冬 王 瑞

（中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011）

堵劑優(yōu)選困難、堵劑漏失嚴重、堵漏措施難以配套，是塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏堵水亟待解決的難題。為解決這些難題，針對碳酸鹽巖縫洞型油藏的堵水現(xiàn)狀，開展了堵劑漏失的預(yù)判和原因分析，分析研究了適合塔河油田特色的暫堵和堵漏工藝，主要包括中密度固化顆粒、顆粒型體膨堵劑、可溶性硅酸鹽凝膠3項暫堵工藝；復(fù)合密度選擇性堵水、瓜膠液前置多級復(fù)合段塞堵水2項堵漏工藝。經(jīng)現(xiàn)場應(yīng)用表明，針對不同漏失程度的井，3項暫堵和2項堵漏工藝應(yīng)用效果較好。

塔河油田；縫洞型儲層；碳酸鹽巖；漏失井；堵水工藝

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏是經(jīng)過多期次的古構(gòu)造—巖溶疊加改造作用而形成的古潛山型油藏。油藏埋深為5 300～7 000 m，地層溫度125～160℃，地層水總礦化度（20～25）×104mg/L，地層壓力系數(shù)1.1，發(fā)育底水但無統(tǒng)一油水界面，具有超深、高溫、高礦化度［1］、非均質(zhì)性極強等特點，其復(fù)雜的地質(zhì)條件及開采難度在世界上都非常少見。受構(gòu)造作用和古巖溶作用的影響，儲滲空間形態(tài)多樣、大小懸殊、分布不均，儲層分為裂縫型、裂縫—孔洞型、裂縫—溶洞型等［2］，其中裂縫型和裂縫—溶洞型在鉆井和修井過程中易發(fā)生漏失［3-4］，嚴重漏失的油井使堵劑難以在目的層段有效駐留，最終導(dǎo)致堵水無效。統(tǒng)計顯示，堵水無效井中有55%的井存在堵劑漏失的情況。鑒于此，應(yīng)針對不同漏失類型，開展漏失井堵水工藝研究，提高碳酸鹽巖堵水有效率，直接為堵水現(xiàn)場服務(wù)。

1 碳酸鹽巖油藏堵水現(xiàn)狀

縫洞型碳酸鹽巖高含水井堵水始于2001年，經(jīng)過近年來的科研攻關(guān)和擴大試驗，順利實現(xiàn)了從機械堵水到化學堵水的轉(zhuǎn)型，目前進入規(guī)?；畈炕瘜W堵水階段，形成了以不同密度可固化顆粒堵劑和可溶性硅酸鹽堵劑為主的堵劑系列。截止2011年底，碳酸鹽巖油井堵水累計173井次，有效91井次，有效率53.9%，累計增油29.2×104t，平均單井增油1 570.8 t。碳酸鹽巖油藏堵水井次雖逐年增加，但有效率、平均單井增油量、有效期仍處于較低水平［5］，堵水工藝技術(shù)尚不能滿足高含水井的治理需要（圖1）。目前存在的問題是，堵水目標井縫、洞發(fā)育規(guī)模及尺寸無法實現(xiàn)量化；堵水機理不清，選井選層、堵劑優(yōu)選、工藝配套優(yōu)化困難；多輪次堵水的可行性和有效性需要開展評價；復(fù)雜結(jié)構(gòu)井如側(cè)鉆水平井、短裸眼段井、嚴重漏失井堵水亟待進一步攻關(guān)。

圖1 塔河油田碳酸鹽巖油藏堵水井數(shù)統(tǒng)計

2 碳酸鹽巖油井堵劑漏失分析

2.1 堵劑漏失的預(yù)判

在縫洞型碳酸鹽巖油藏的開發(fā)過程中，漏失是一種普遍現(xiàn)象，所反映的是地面流體如鉆井液、修井液以及措施流體入井后，不能建立循環(huán)、上返或注入壓力異常的情況。一般來講，凡是前期有漏失現(xiàn)象的油井，后期無直接證據(jù)證明漏失有所改善，堵水時都必須重點考慮堵漏。目前對堵劑漏失的預(yù)判主要是基于鉆井、修井、酸壓施工、前期堵水施工、生產(chǎn)動態(tài)等方面。鉆井過程中有放空、鉆井液大量漏失、鉆時加快等現(xiàn)象［6］，就可以確定近井溶洞的存在。修井過程中，根據(jù)漏失位置和漏失量的大小可以判斷溶洞的發(fā)育位置及規(guī)模。一般嚴重漏失井具備以下條件：鉆井過程中存在明顯放空；鉆井過程中鉆井液漏失量大于300 m3；修井過程中累計漏失量大于500 m3。酸壓施工時漏失井反應(yīng)也較明顯，如施工開始即溝通儲集體，施工壓力低，套壓低；前期施工壓力高，中間壓力瞬間有大幅度下降。堵水施工中不產(chǎn)生注入壓力，或中途注入壓力陡降都能說明漏失的存在。動態(tài)上油井短期含水突然升高、開發(fā)初期高產(chǎn)液高含水、后期暴性水淹，也可能是漏失的征兆。

2.2 堵劑漏失原因分析

裂縫—溶洞型儲層堵水漏失的根源在于，高角度裂縫和大型洞穴發(fā)育。高角度裂縫起著滲濾和連通的雙重作用［7］，酸壓完井和儲層改造使裂縫網(wǎng)絡(luò)更加復(fù)雜［8］，極易溝通近井溶洞。因此，壓力傳遞快，導(dǎo)流能力強，在注入堵劑的過程中很容易把堵劑擠入溶洞中，導(dǎo)致封堵失敗。大型洞穴是油氣儲集的良好空間，孤洞以及裂縫網(wǎng)絡(luò)貫穿的洞群都會引起堵劑漏失。根據(jù)洞縫的組合位置及關(guān)系可以分為上洞下縫、上縫下洞、洞縫洞以及縫洞縫4種類型，其中上縫下洞、洞縫洞類型可以考慮開展油井堵水（圖2）。由于高角度裂縫和洞穴的存在，水體的賦存形式和流體的滲流通道有所不同，含水上升表現(xiàn)出巨大差異，縫洞與水體溝通以縱深溝通型和水平竄進型為主。這2種類型油層直接或間接與溶洞體溝通，堵劑本身存在一定的流動性，加之高角度裂縫中的重力沉降作用，會迅速向溶洞流動，使堵劑難以形成有效駐留導(dǎo)致堵水失敗。前期堵水無效井中因堵劑難以有效駐留的占70%以上，漏失井存在漏失情況難以有效預(yù)測、漏失方式難以確定、堵漏措施難以配套等問題。

圖2 堵水易漏失縫洞型儲層示意圖

3 不同階段堵漏工藝

對于漏失井，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，若過堵或堵死則實施控壓酸化。深堵階段也可以通過段塞組合和工藝調(diào)整強化堵漏效果。

3.1 擠堵前暫堵工藝

3.1.1 中密度固化顆粒暫堵 中密度固化顆粒常用于碳酸鹽巖油藏油井深部堵水作封口劑，其配方中主要成分是水泥、粉煤灰、膨脹劑、氧化鈣，主要性能指標為：密度 1.4～1.6 g/cm3，120 ℃、80 MPa實驗條件下稠化時間494 min，抗壓強度14.7 MPa，體積不收縮。其特點是耐高溫、強度高、可酸解，但不具備油水選擇性。TH10402井歷次作業(yè)漏失量3 681.5 m3，油層中深5 632.06 m其靜壓值僅32.84 MPa，2012年7月該井堵水之前預(yù)先設(shè)計了80 m3中密度可酸解固化顆粒堵漏，結(jié)果施工過程中一直未起壓。分析原因是該堵劑不適合大漏井，原因有三：堵劑的注入性差，進入地層深度淺；堵劑的密度大，自身重力沉降作用不可忽視；堵劑在地層中固化后，不能在儲層巖壁上形成有效支撐。鑒于此，中密度固化顆粒只能用于治理較小漏失（漏失量在80 m3以內(nèi)）。

3.1.2 顆粒型體膨堵劑暫堵 顆粒型體膨堵劑是一種預(yù)交聯(lián)高分子聚合物。注入地層后吸水膨脹［9］，膨脹后是一種高黏彈性膠體，占據(jù)裂縫空間。一方面，堵劑有很好的耐溫性且具有一定強度，對生產(chǎn)過程中的出水有封堵作用；另一方面，在縫洞系統(tǒng)比較發(fā)育的地層，如果采用多級段塞封堵，體膨堵劑可以為后續(xù)堵劑架橋［10］，防止堵劑漏失。其主要性能指標為：pH值5～9，固相含量大于等于80%，粒徑0.2～4.0 mm，膨脹倍數(shù)10～50倍，耐溫小于等于140℃，膨脹時間0.5～3.0 h。其特點是可根據(jù)不同地層條件，控制原材料和添加劑的比例，生產(chǎn)具有不同膨脹倍數(shù)、不同強度和密度的產(chǎn)品。也可根據(jù)地層喉道、裂縫大小，選擇相匹配的粒徑。TK1123井儲層屬于縫洞型儲層，注入水泥堵劑111 m3之后，泵壓套壓均無顯示，同排量添加0.2%～0.4%濃度的體膨型顆粒堵劑之后，泵壓5.5 MPa，套壓6 MPa，暫堵效果明顯。TH10420X屬于溶洞型儲層，注入水泥堵劑187 m3之后，泵壓7.2 MPa，加體膨型顆粒堵劑前后，泵壓略有增大，暫堵效果差?？梢娫摱侣﹦θ芏葱陀途倪m應(yīng)性較差。鑒于此，體膨型顆粒堵劑只可對一般漏失（150 m3以內(nèi)）發(fā)揮暫堵作用。

3.1.3 可溶性硅酸鹽凝膠暫堵 可溶性硅酸鹽凝膠堵劑暫堵的主要思路是，用可溶性硅酸鹽堵劑建立一定強度的封堵帶，發(fā)揮其托堵作用和易附著作用。常規(guī)凝膠型堵劑主要利用水玻璃的酸敏和熱敏特性，在地層溫度下，硅酸根可以與自身水解生成的H+及弱酸性地層水中的H+結(jié)合生成硅酸凝膠。其性能指標為：堵劑粒徑80～112 μm，溶液黏度小于20 mPa·s，膠體強度大于 0.15 MPa/m，130 ℃未接觸地層水時不成膠，接觸地層水時成膠時間小于5 min。具有很強的鈣鎂敏感性、熱敏特性及酸敏特性。其特點是耐高溫、耐高鹽、成本低、具有一定油水選擇性但強度略低［11］。在水玻璃溶液中加入適當?shù)哪z凝劑，可以在成膠時間可控的條件下提高凝膠強度。巖心封堵實驗證明，該堵劑注入過程中不起壓，凝膠形成后驅(qū)替壓力迅速上升，直至水驅(qū)突破（突破壓力梯度2 MPa/m以上）后壓力穩(wěn)定，封堵率95%以上，已超過現(xiàn)用的同類堵劑。該方法前期共應(yīng)用2井次，有效率50%，累計增油533 t，平均有效期30 d，平均單井增油267 t。該工藝適合在嚴重漏失井（漏失量300 m3左右）進一步推廣。如果儲層以溶洞體為主，漏失量更大，可采用架橋與充填聯(lián)合的暫堵段塞，即在注入凝膠之后，采用懸浮能力較強，體積相對較大的堵漏材料如麻繩、棉籽殼、核桃殼和鋸末等進行充填。

3.2 擠堵時堵漏工藝

3.2.1 堵漏劑復(fù)合密度選擇性堵水工藝 該工藝是利用重力分異作用，使堵劑自動在大裂縫和溶洞中鋪展，進而在油水界面形成隔板［12］，使底水繞流，達到控水增油的技術(shù)目的。同時堵劑密度低，易于駐留在連通溶洞的裂縫中，不會直接漏失，聚合物增黏穩(wěn)定，耐水稀釋，適合于油水同段產(chǎn)出儲層。該工藝的主體堵劑為超低密度固化顆粒堵劑，其堵劑性能為：密度 1.13～1.14 g/cm3，稠化時間 78 min/6.0Bc，抗壓強度大于0.8 MPa。其特點是漏失慢，抗稀釋，在孔洞等較發(fā)育的儲集和流動通道中，可利用密度差形成油水隔板，阻止底水侵入。漿體動態(tài)只初稠，靜止方能固化，深部堵水施工安全。對于漏失嚴重井，現(xiàn)場施工時需要采用高排量，速度控制以短時間內(nèi)能夠建立起穩(wěn)定的壓差為宜，以便形成近井快速堆積，使得后續(xù)固結(jié)體能夠獲得相對比較穩(wěn)定的支撐，待固結(jié)后形成橋堵。2011年工藝試驗8井次，有效6井次，有效率75%，累計增油8 750 t。

為了避免漏失，通常選擇在密度選擇性堵劑加入過程中復(fù)合添加有機類堵漏材料，如鋸末、棉籽殼、核桃殼（或杏仁殼）、蛭石以及麻繩等。堵漏材料進入地層后在復(fù)雜縫洞系統(tǒng)中起纏繞架橋作用，最終實現(xiàn)暫堵目的，防止堵劑漏失［13］。TH10420X是一口大漏井， 2011年6月2日化學堵水作業(yè)中，在注入主體堵劑前，先用含棉籽殼和鋸末的瓜膠溶液40 m3對地層中的縫洞體進行預(yù)充填，后注入大劑量高溫膠凝堵劑69 m3（含棉籽殼和鋸末等堵漏材料）在地層中形成較高強度的堵劑隔板，最后用可酸解的高強度水泥87 m3封口，注入堵劑過程中雖未能建立爬坡壓力，但后續(xù)靈活調(diào)整封口劑量保證井筒留塞，小規(guī)模酸化后自噴生產(chǎn)30 d，最高油壓達到8 MPa。從目前堵水作業(yè)情況來看，該有機類堵漏材料具有一定的應(yīng)用前景，特別是在大漏失井的堵漏作業(yè)中，還需要進一步優(yōu)化有機類堵漏材料的用量、粒徑大小等參數(shù)，以取得最優(yōu)的暫堵效果。

3.2.2 瓜膠液前置多級復(fù)合段塞堵水工藝 碳酸鹽巖油藏地層條件復(fù)雜，因此除了出水部位清晰的底水油藏，在水淹情況嚴重的前提下，除采用改型水泥對底部出水層位進行永久性封堵外，其余情況應(yīng)優(yōu)先考慮采用復(fù)合段塞封堵工藝。瓜膠液是一種聚合物溶液，在注入主體堵劑之前擠入瓜膠液，能增加堵劑黏度，防止堵劑擴散，可用于前期暫堵，也可用于后期重點托堵。針對碳酸鹽巖嚴重漏失油井，通過常規(guī)堵劑的復(fù)合段塞組合，逐級“托堵”，有效地解決了因堵劑嚴重漏失而難以駐留封堵難題。

其中，氯化鈣溶液段塞補充鈣離子，提高后續(xù)堵劑反應(yīng)強度；硅酸鹽堵劑段塞與前一段塞反應(yīng)形成托堵，并具有一定選擇性，促凝下一段塞；可固化顆粒堵劑段塞與前一段塞反應(yīng)，快速固化形成有效封堵，也可代替封竄劑。具體施工時要視縫洞的規(guī)模定不同的段塞組合，對于漏失嚴重的井可實施兩輪，甚至多輪堵水。TK838井屬于縫洞型儲層，油水同出，大修轉(zhuǎn)抽期間累計漏失1 506 m3。2011年采用可溶性硅酸鹽（105 m3）前置托堵，高溫封竄劑（48 m3）中部封堵，納米封竄劑（5 m3）封口。堵后恢復(fù)自噴，有效期130 d，累增油1 300多噸。截止2011年底該工藝累計應(yīng)用7井次，有效5井次，有效率71%，增油6 571 t，較有效地解決了漏失的堵水難題。

4 結(jié)論及認識

（1）縫洞型碳酸鹽巖油藏油井堵水堵劑漏失的根本原因在于，儲層中高角度裂縫和大型洞穴發(fā)育。高角度裂縫極易溝通近井溶洞，形成堵劑的快速導(dǎo)流通道；孤洞和裂縫網(wǎng)絡(luò)貫穿的洞群都易成為堵劑的堆積空間。

（2）漏失井堵水前暫堵實現(xiàn)架橋、支撐和充填，對后續(xù)主體堵劑注入十分有利?，F(xiàn)場可以根據(jù)漏失量和漏失規(guī)模，合理采用中密度固化顆粒、顆粒型體膨堵劑和可溶性硅酸鹽凝膠暫堵，必要時還可以往暫堵劑中加適量的堵漏劑。

（3）主體堵劑深部注入階段可以通過段塞組合和工藝調(diào)整強化堵漏效果，密度選擇性堵水和多級復(fù)合段塞堵水都能在很大程度上防止堵劑漏失，現(xiàn)場還可以根據(jù)實際情況實施多輪次堵水，或者采用“先過堵、再解堵”的堵酸聯(lián)作技術(shù)。

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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

秦飛，何星，詹兆文，等. 塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏漏失井堵水工藝研究［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（4）：97-100.

TE358.3

：A

1000–7393（2013） 04–0097–04

國家973項目“碳酸鹽巖縫洞型油藏開采機理及提高采收率基礎(chǔ)研究”（編號：2011CB201006）資助。

秦飛，1985年生。2011年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學（武漢）油氣田開發(fā)工程專業(yè)（碩士），現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)、油藏工程、采油工程研究工作。電話：18290886594。E-mail：qinfeifeifei@sina.com。

〔編輯 薛改珍〕