DH油田塊狀底水油藏堵水技術(shù)的優(yōu)化與實(shí)施

摘要：塊狀底水油藏在注水開發(fā)過(guò)程中存在水驅(qū)突進(jìn)嚴(yán)重，底水上升快等問(wèn)題，從而影響采收率。本文以DH油田為例，分析調(diào)堵技術(shù)的地質(zhì)條件，優(yōu)化選井指標(biāo)，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選合適的耐溫耐鹽的封堵體系，從而提高采收率，在實(shí)際應(yīng)用中也取得很好的生產(chǎn)效果。

關(guān)鍵詞：塊狀底水油藏;堵水技術(shù);采收率

DH油藏CⅢ段儲(chǔ)層屬海灘沉積的前濱和臨濱微相沉積，砂巖沉積厚度250m，巖性為石英砂巖，砂體走向平行于構(gòu)造走向，東河砂巖縱向上可分為10個(gè)巖性段。DH油藏具有統(tǒng)一油水界面和壓力系統(tǒng)，其油藏類型為塊狀底水油藏。

對(duì)研究區(qū)統(tǒng)計(jì)各種巖性的發(fā)育程度，通過(guò)9口取心井行巖心觀察結(jié)果表明，DH1井區(qū)東河砂巖主要為灰白色或綠灰色（含油為棕褐色）細(xì)砂巖、粉砂巖。其頂部有薄層礫巖，中上部主要為細(xì)砂巖，下部為細(xì)砂巖夾薄層粉砂巖。

東河砂巖石英含量41.8%～85%，平均71.7%;長(zhǎng)石含量1%～22%，平均5.7%;巖屑含量9%～38%，平均22.6%。井區(qū)內(nèi)巖性主要分為長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖和巖屑砂巖。通過(guò)X衍射，東河1井區(qū)粘土礦物絕對(duì)含量低于5%，其中主要粘土礦物為高嶺石、伊利石、伊蒙混層和綠泥石。

1 油藏特征及開發(fā)規(guī)律

1.1隔夾層特征

CⅢ油藏各小層之間隔夾層較發(fā)育，夾層巖性為泥質(zhì)粉砂巖、灰質(zhì)粉砂巖、泥灰質(zhì)粉砂巖三種類型。夾層單層厚度較小，主要在0.5m以內(nèi)，除7砂層組頂部夾層分布較廣外，其余夾層橫向連續(xù)性較差。其中21、22小層頂部夾層發(fā)育在西北部，呈條帶狀分布，以泥質(zhì)夾層為主，個(gè)別井發(fā)育泥灰質(zhì)夾層，分布范圍在2-3個(gè)井距;51小層頂部發(fā)育泥質(zhì)和泥灰質(zhì)夾層，泥質(zhì)夾層自北東向南西呈條帶狀發(fā)育，走向與砂體展布方向一致，泥灰質(zhì)夾層呈席狀、塊狀發(fā)育在泥質(zhì)夾層兩側(cè)，井區(qū)西南部區(qū)域不發(fā)育夾層;52、53小層頂部夾層在中部及南部發(fā)育，6砂層組頂夾層分布范圍小，僅在中部及北部局部井點(diǎn)處分布。

1.2開發(fā)特征及規(guī)律

DH1井區(qū)石炭系東河砂巖油藏共有油水井40口，其中油井30口，注水井10口。油藏采油曲線所示，近幾年油水井開井?dāng)?shù)穩(wěn)定，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油呈快速遞減趨勢(shì)，綜合含水率快速上升。

（1）產(chǎn)量遞減大。全油藏產(chǎn)量遞減大，最高遞減率達(dá)到22.7%，2010年后無(wú)新井接替，含水上升及高產(chǎn)井異常是主控因素。

（2）含水上升加快。全油藏進(jìn)入中高含水階段，含水上升速度快，2010年至2013年含水上升率都超過(guò)5%，最高年含水上升速度達(dá)到7.4%。

（3）注水利用率降低。注水無(wú)效循環(huán)增大：存水率、水驅(qū)指數(shù)下降，耗水指數(shù)上升，注入水利用率降低III類水平，水驅(qū)狀況差：開發(fā)調(diào)整效果2000年顯著，2007年低于預(yù)期，目前急劇變差。

（4）優(yōu)勢(shì)通道普遍發(fā)育。根據(jù)優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別結(jié)果可知，該油藏共發(fā)育38條優(yōu)勢(shì)通道，其中C21小層共發(fā)育7組優(yōu)勢(shì)通道，發(fā)育類型分別為為優(yōu)勢(shì)通道順層發(fā)育型和優(yōu)勢(shì)通道本層向下發(fā)育型。C22小層共發(fā)育3組優(yōu)勢(shì)通道，發(fā)育類型為優(yōu)勢(shì)通道本層向上發(fā)育型。C31小層共發(fā)育7組優(yōu)勢(shì)通道，發(fā)育類型分別為優(yōu)勢(shì)通道順層發(fā)育型、優(yōu)勢(shì)通道本層向上發(fā)育型和優(yōu)勢(shì)通道本層向下發(fā)育型。

2 DH油藏調(diào)堵選井選層的優(yōu)化與實(shí)施

根據(jù)DH油藏實(shí)際情況制定如下油水井調(diào)剖堵水選井原則。

選取水井調(diào)驅(qū)井：①該注水井目前井況是否正常，有無(wú)套損;②該注水井是否發(fā)育優(yōu)勢(shì)通道;③該注水井注水層位是否位于油水界面之上;④該注水井固井質(zhì)量好，發(fā)育隔夾層，無(wú)竄槽和層間竄漏現(xiàn)象;⑤對(duì)應(yīng)的油井竄流類型是否為注入水竄流。

選取油井堵水井：①該生產(chǎn)井目前井況是否正常，有無(wú)套損;②該生產(chǎn)井產(chǎn)能低，是否處于中高含水階段;③該生產(chǎn)井是否已經(jīng)發(fā)育優(yōu)勢(shì)通道，以及水竄類型是否為注入水竄流;④該生產(chǎn)井周圍的隔夾層是否發(fā)育;⑤ 該生產(chǎn)井其它層剩余油潛力是否高。

以 DH1-7-8注水井為例具體闡述，DH1-7-8在1994年5月投注，2016年1月注水層位為C13-6。

調(diào)驅(qū)的有利因素是吸水剖面不均勻：主要吸水層位為4砂層組，需要調(diào)整同時(shí)發(fā)育一定程度的竄流通道：1-7-8井和1-6-8、1-7-7、1-7-12和1-7-7T井之間都發(fā)育優(yōu)勢(shì)通道。

調(diào)驅(qū)的不利因素包括①井間隔夾層不發(fā)育：1-7-8和對(duì)應(yīng)油井間的隔夾層大多屬于部分遮擋型。②注水井調(diào)驅(qū)層位在油水界面之下：DH1-7-8井的C21～6層目前在油水界面之下。③對(duì)應(yīng)的生產(chǎn)井優(yōu)勢(shì)通道狀態(tài)：生產(chǎn)井目前的優(yōu)勢(shì)通道多為曾經(jīng)發(fā)育。④注采井距過(guò)大：DH1-7-8井注采井距都比較大。⑤注水壓力過(guò)高：25～30MPa，已達(dá)泵注壓力極限，要調(diào)驅(qū)除非用井口增壓設(shè)備。

3 DH油藏調(diào)堵井的堵水劑優(yōu)化與實(shí)施

采用耐溫耐鹽的封堵體系，通過(guò)目測(cè)代碼法評(píng)價(jià)交聯(lián)聚合物調(diào)剖體系的成膠狀態(tài)，通過(guò)倒置裝有交聯(lián)調(diào)剖體系的試樣瓶，觀察凝膠舌長(zhǎng)來(lái)直觀地評(píng)價(jià)凝膠強(qiáng)度。根據(jù)凝膠強(qiáng)度代碼以確定凝膠強(qiáng)度類型，結(jié)果表明對(duì)苯二酚-烏洛托品交聯(lián)劑體系的凝膠耐溫、耐鹽性能優(yōu)良，耐溫時(shí)間可以達(dá)到5個(gè)月并且成膠后的強(qiáng)度較大;而酚醛樹脂交聯(lián)劑體系的凝膠耐溫、耐鹽較好，耐溫時(shí)間可以達(dá)到3個(gè)月但是成膠后的強(qiáng)度較小，故針對(duì)DH油藏地層條件優(yōu)選對(duì)苯二酚-烏洛托品交聯(lián)劑體系的凝膠配方。

由于堵劑在油田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，地層水的礦化度不盡相同，不同礦化度的水對(duì)配制的交聯(lián)體系的成膠狀況及凝膠的穩(wěn)定性產(chǎn)生影響。耐溫聚合物的粘度隨時(shí)間的推移變化平緩，20h時(shí)耐溫聚合物的粘度依然穩(wěn)定在100 mPa?s以上，具有較強(qiáng)的耐溫能力。因此實(shí)際采用耐溫聚合物和不耐溫聚合物分子量均在500-700萬(wàn)，其中耐溫聚合物中引入了耐溫單體AMPS單體（2-丙烯酰胺基 -2- 甲基丙磺酸）。AMPS單體的引入可以大大增強(qiáng)聚合物的耐溫能力。

參考文獻(xiàn)：

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作者簡(jiǎn)介：

李琳琳，男，1982年10月出生，2009年7月畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)于中國(guó)石油遼河油田勘探開發(fā)研究院從事油氣田開發(fā)工作。