冷家油田冷603井區(qū)復(fù)合堵水技術(shù)研究與應(yīng)用

摘要：受邊底水侵入影響，冷603井區(qū)蒸汽吞吐開發(fā)中存在回采水率大、油井水淹嚴重問題，且常規(guī)機械堵水難度大、化學(xué)堵水體系單一，為此開展復(fù)合堵水技術(shù)研究，包括化學(xué)藥劑體系優(yōu)選、濃度優(yōu)化、性能評價等，并對現(xiàn)場施工參數(shù)、生產(chǎn)管理參數(shù)優(yōu)化研究，現(xiàn)場應(yīng)用13井次，累增油5027.7噸，創(chuàng)效370.9萬元，低油價下實現(xiàn)提質(zhì)增效目的。

關(guān)鍵詞：蒸汽吞吐;回采水率;邊底水侵入;復(fù)合堵水;技術(shù)研究

1 概況

冷603井區(qū)位于冷42塊西南部，屬于超深層厚層巖性-構(gòu)造特稠油邊底水油藏。相比冷42塊主體部位，冷603井區(qū)具有油層較薄、物性較好、邊水活躍等特點，儲層呈現(xiàn)中孔中滲特征，平均有效孔隙度20%，平均滲透率153mD。

冷603井區(qū)采用蒸汽吞吐開發(fā)，共有油井67口，開井43口，開井率64.2%，日產(chǎn)液733噸，日產(chǎn)油115噸，綜合含水84.3%，年產(chǎn)油量3.85萬噸，占冷42塊年產(chǎn)量的45.7%?？偩當?shù)67口，目前開井43口，油井日產(chǎn)液733噸，日產(chǎn)油115噸，綜合含水84.3%，平均單井蒸汽吞吐11.5輪次，階段油汽比0.32。

2 生產(chǎn)中存在問題

2.1 油井出水量大，見水早

1999年以來，受邊底水侵入影響，冷603井區(qū)水淹嚴重，綜合含水從2010年78.1%上升至2016年84.9%，井區(qū)內(nèi)單井累計回采水率200%以上29口，占總井數(shù)43%，其中大于500%的8口，占總井數(shù)的12%。

2.2層狀發(fā)育，隔層厚度小，機械堵水難度大

冷603井區(qū)儲層主要表現(xiàn)為層狀特征，各單層間隔夾層厚度小，發(fā)育狀況差，加上井筒技術(shù)狀況影響（井況差井占比71.6%），機械堵水難度大，難以有效調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)。

2.3原有化學(xué)堵水體系單一

原有的植物纖維顆粒進入地層半徑有限，且為非選擇性堵水。而純凝膠耐溫性能不足，封堵強度低。以冷37-71-5100為例，其實施兩輪堵水措施，根據(jù)效果對比分析，第一輪有效期較長，第二輪有效期僅為4個月。目前堵水技術(shù)效果逐漸變差，急需探索新的堵水技術(shù)。

3 主要研究內(nèi)容

3.1 研究思路

前段注入聚丙烯酰胺溶液，作為犧牲端塞，吸附在儲層表面，減少凝膠捕集損失。中段注入凝膠體系，具有良好的流動性能，可以進入地層深部，擴大措施半徑，延長措施有效期。后段注入植物纖維顆粒，對封堵路徑壓實封口，并防止高溫蒸汽對凝膠產(chǎn)生傷害。

3.2室內(nèi)實驗

實驗一：在60℃條件下，穩(wěn)定劑質(zhì)量分數(shù)=2‰、交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)=5‰，分析聚丙烯酰胺質(zhì)量分數(shù)對成膠影響。分別選取不同質(zhì)量分數(shù)的聚丙烯酰胺。當聚丙烯酰胺質(zhì)量分數(shù)大于5‰后，其制備的堵劑體系可以達到目標粘度，且穩(wěn)定性良好。

實驗二：在60℃條件下，穩(wěn)定劑質(zhì)量分數(shù)=2‰、聚丙烯酰胺質(zhì)量分數(shù)=5‰，分析交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)對成膠影響。分別選取不同質(zhì)量分數(shù)的交聯(lián)劑。當交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)大于5‰后，其制備的堵劑體系可以達到目標粘度，且穩(wěn)定性良好。

根據(jù)上述實驗，選取三種藥劑匹配，通過分析150℃條件下脫水率及粘度的變化曲線，最終研制了滿足以下技術(shù)指標的藥劑配方：成膠溫度為50-70℃;成膠時間為24-72h可調(diào);成膠粘度≥10000mPa·s;在溫度為150℃下，凝膠體系脫水率小于10%。

3.3施工參數(shù)優(yōu)化

冷603井區(qū)具有油井見水早，能力足，經(jīng)過多年吞吐生產(chǎn)，水侵通道逐漸增大的特點。為保證堵水工藝措施有效性，通過對歷年堵水無效井措施進行分析，確定加大堵劑用量，擴大封堵半徑的思路。具體計算公式為：Q=πR2Hφ，式中：Q為堵劑用量，m3; R為處理半徑，m; H為封堵井段厚度，m;φ為孔隙度，%，其中處理半徑要求5～6m，確保堵水效果。

施工排量的要求：措施最小有效壓力大于邊底水水侵壓力;措施最大允許壓力小于最大關(guān)井套壓及稠油熱采注汽壓力;以此為基準，前期采用15-20m3/h的注入速度，后期調(diào)整注入速度在10-15 m3/h之間;頂替壓力的要求：應(yīng)小于施工最大壓力，根據(jù)現(xiàn)場施工情況進行選擇。

3.4生產(chǎn)參數(shù)管理

注汽方面首先是措施完成后，待壓力恢復(fù)到0，再進行作業(yè)，防止藥劑反吐;其次是措施完成后24h，再進行注汽，確保藥劑成膠時間。舉升方面應(yīng)注意：舉升方面采取長沖程，低沖次生產(chǎn)，在生產(chǎn)初期，控制采液強度生產(chǎn)，保障措施有效率。

4實施效果及效益評價

4.1實施效果

典型井一：冷37-85-5100井，2017年大修后的第9輪未堵水直接注汽生產(chǎn)，周期生產(chǎn)時間短周期產(chǎn)油量低。本輪應(yīng)用復(fù)合堵水技術(shù)后周期產(chǎn)油量上輪386噸上升至1148噸，周期平均含水由93.5%下降至88%。從日產(chǎn)曲線可以看出，該井堵水注汽后生產(chǎn)效果表現(xiàn)為“一升一降一延長”特征，即日產(chǎn)油上升，含水下降，生產(chǎn)周期延長。

典型井二：冷37-79-598井，吞吐生產(chǎn)第一周期已見水，第2輪開始連續(xù)堵水生產(chǎn)，后應(yīng)用復(fù)合堵水技術(shù)后周期產(chǎn)油量由上輪由1126噸上升至1313噸。與上輪同期對比，初期日產(chǎn)油明顯增加;初期含水較上輪明顯下降。目前該井上產(chǎn)效果與上輪持平，且繼續(xù)有效。

2017年以來，冷603井區(qū)共實施復(fù)合堵水技術(shù)13井次，累增油5027.7噸，累降水8076.9噸，平均單井增油386.8噸。

4.2效益評價

冷603井區(qū)開展的復(fù)合堵水技術(shù)累增油5027.7噸，創(chuàng)經(jīng)濟效益370.9萬元。

5結(jié)論

（1）復(fù)合堵水技術(shù)實現(xiàn)了“一井多劑”，充分發(fā)揮各個堵劑的特點，可在地層形成不同體系、不同強度的多個封堵段塞，有效提高堵水效果。

（2）優(yōu)化施工參數(shù)，可以保證堵水效果，有效提高措施有效率。

（3）合理的生產(chǎn)參數(shù)是冷603井區(qū)穩(wěn)油控水生產(chǎn)的重要保證。

（4）復(fù)合堵水技術(shù)是針對邊底水油藏研究的，現(xiàn)場應(yīng)用切實有效，在同類油藏中具有廣泛的應(yīng)用前景。

參考文獻：

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作者簡介：

張佩佩，女，1989年11月出生遼寧盤錦，漢族，工程師，2012年畢業(yè)于哈爾濱石油學(xué)院，現(xiàn)于中國石油遼河油田冷家油田開發(fā)公司工藝研究所，從事修井作業(yè)方案設(shè)計以及油井舉升配套技術(shù)研究工作。