HJS 油田H4 區(qū)長4+5 油藏油水井雙向堵水研究

朱向前，朱雨沫，董傳賓，安 然，胡曉雪，陳 立，劉昱瑭，王 舸，蔣園園，趙 婷

（1.中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710020；2.中國石油長慶油田分公司第一輸油處，陜西西安 710000）

1 油藏概況

H4 區(qū)長4+5 油藏平均油層厚度8.4 m，空氣滲透率0.6×10-3μm2，孔隙度13.5%，含油飽和度50.0%，原油黏度2.3 mPa·s，飽和壓力7.65 MPa，氣油比71.1 m3/t，巖石表面潤濕性以中性～親水特征為主，敏感性試驗結(jié)果為弱～無水敏、弱～中等偏弱速敏、弱酸，屬于超低滲油藏，驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)。平面上物性變化較大，縱向上長4+52物性好于長4+51。

2 開發(fā)現(xiàn)狀及矛盾[1]

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

H4 區(qū)投產(chǎn)初期措施方式主要為水力壓裂，平均加砂量29 m3，平均砂比32%，平均排量2.2 m3/min。H4 區(qū)目前油井總數(shù)953 口，開井821 口，日產(chǎn)液2 096 m3，日產(chǎn)油670 t，綜合含水61.9%，平均動液面1 729 m，地質(zhì)儲量采油速度0.67%，地質(zhì)儲量采出程度8.94%。注水井總井數(shù)389 口，開井346 口，日注水7 129 m3，平均單井日注水22 m3，月注采比3.5，累計注采比3.1。水驅(qū)控制程度94.7%，水驅(qū)動用程度63.1%。平均地層壓力14.7 MPa，壓力保持水平94.8%。自然遞減15.1%；綜合遞減13.9%，含水上升率4.6%。

2.2 開發(fā)矛盾

2.2.1 縱向發(fā)育多套砂體、多層系矛盾突出 H4 長4+5 油藏縱向發(fā)育6 個小層19 套單砂體，空間疊置關(guān)系復雜，平面上多期河道改道頻繁非均質(zhì)性強。多小層開發(fā)導致高水淹段與低水淹段相間分布，油井見水層位識別及治理難度大。

2.2.2 水驅(qū)規(guī)律復雜、油井多方向見水 剖面上：縱向多套單砂體疊置，非均質(zhì)性強導致層間、層內(nèi)矛盾突出；注入水沿高滲層段突進（剖面吸水不均占比27.8%），低滲層剩余油難動用。平面上：注入水沿高滲水驅(qū)通道突進，存在NE45°、NE75°等多個見水方向；加密后與水線距離縮短、動態(tài)縫不斷延伸，縫網(wǎng)規(guī)律復雜，水驅(qū)規(guī)律復雜，見水風險增加。

2.2.3 低產(chǎn)低效井多，治理難度大 全區(qū)低產(chǎn)井327 口，占開井數(shù)的40.6%，其中孔隙性見水井133 口，占比42.0%。見水井逐年增多是導致H4 區(qū)低產(chǎn)井占比大的主要原因；見水層位及方向識別難度大，見水井治理有效率低，制約油藏長期穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)。

3 油井堵水技術(shù)原理及技術(shù)體系評價

3.1 油、水井堵水技術(shù)原理

在注水井堵水調(diào)剖空間和油井堵水空間注入堵劑，都可封堵高滲層，改變注入水的驅(qū)替方向，從而提高水驅(qū)波及系數(shù)從而提高水驅(qū)采收率。曲線拐點至注水井一側(cè)為注水井調(diào)剖空間，曲線拐點至油井一側(cè)為油井堵水空間（見圖1）。

圖1 油水井間壓力分布曲線

油井堵水選擇性堵水劑采用了改性聚合物（見圖2），親油疏水基團能夠增加聚合物的吸附量，具有良好的聚合和吸附特性，增強了對油的選擇性。聚合物吸附在孔壁上形成凝膠，降低了孔道的水流截面，對水流有明顯的限流作用。當水經(jīng)過時聚合物及凝膠親水膨脹，阻礙了水的流動；當油流過時，它收縮，對油流動影響小。的本質(zhì)是降低多孔介質(zhì)的滲透率。

圖2 油井選擇性堵水機理示意圖

圖3 注水井堵水調(diào)剖示意圖

滲流力學的基本理論：

降低高滲層水流速度的主要因素：黏度μ：聚合物驅(qū)的目標控制因素；孔隙度Φ：調(diào)剖的目標控制因素；比表面積S：聚合物微球調(diào)驅(qū)的目標控制因素，通過納米級微球增大比表面積。

3.2 油、水井堵水技術(shù)異同

相同點：油、水井堵水都是利用聚合物的黏度降低水相流速，同時，利用體膨顆粒、PEG-1 等凝膠顆粒填充高滲通道，聚合物和凝膠顆粒共同作用，降低水相滲透率。

不同點：注水井堵水后持續(xù)注水，不必擔心堵劑反吐；油井堵水后恢復生產(chǎn)，應防止堵劑反吐，增加了無機封口段塞。油井堵水主要封堵近井的高滲孔隙，注水井端堵水應向深部驅(qū)替，封堵深部高滲帶。

3.3 油、水井堵水技術(shù)體系

室內(nèi)評價聚合物凍膠基液黏度≤150 mPa·s，注入性好。成膠時間可控，最長可達72 h，且在地層溫度老化6 個月之后，黏度仍≥4 000 mPa·s。

交聯(lián)聚合物凍膠、PEG 單相凝膠均有良好的封堵性，封堵率大于85%（見表1，表2）。

表1 交聯(lián)聚合物凍膠主要性能

表2 PEG 單相凝膠與聚合物凍膠、體膨顆粒性能對比

3.4 油井堵水施工參數(shù)確定

式中：R，r-不同位置化學劑的內(nèi)外環(huán)半徑，m；h-油層厚度，m；φ-地層中高滲透層的孔隙度，%；α-突進系數(shù)，%。

采取“活性劑洗油+凍膠顆粒+高強度封口+頂替”結(jié)合的封堵工藝（見圖4），利用凍膠顆粒的變形移動能力，對遠端裂縫及大孔道進行深部封堵，利用無機高強度堵劑對近井出水孔道進行填充、封堵。

圖4 油井堵水段塞設計思路

3.5 注水井堵水調(diào)剖施工參數(shù)確定

式中：R，r-不同位置化學劑的內(nèi)外環(huán)半徑，m；h-油層厚度，m；φ-地層中高滲透層的孔隙度，%；α-突進系數(shù)，%；β-方向系數(shù)，%。

采取“交聯(lián)聚合物凍膠+凝膠顆?！苯惶孀⑷氲姆舛鹿に嚕ㄒ妶D5）。利用交聯(lián)聚合物凍膠的強黏性，前置掛壁造架；利用凝膠顆粒對遠端裂縫及大孔道進行深部封堵；交替注入深推堵劑，延長有效期。

圖5 注水井堵水調(diào)剖段塞設計思路

4 實施效果分析

4.1 整體實施情況

2019 年在H4 區(qū)長4+5 油藏試驗油、水井雙向堵水9 口（見表3，圖6），措施后油井含水均有不同幅度下降，液量較措施前下降約70 m3，最大增油量達12 t，9 口井累增油量2 396 t。

圖6 2019 年雙向堵水井歸一生產(chǎn)曲線

表3 2019 年雙向堵水井生產(chǎn)情況表

4.2 先從油井端封堵高滲通道，利于水井堵劑向其他高滲孔隙運移

安167-27 井2019 年5 月油井堵水，本井降水增油效果顯著；7 月對注水井實施調(diào)剖后，井組內(nèi)2 口油井含水大幅下降，調(diào)剖施工結(jié)束后持續(xù)有效。

認識：優(yōu)先從油井端對高滲通道進行封堵，在后續(xù)實施注水井堵水過程中，更有利于堵劑向其他深部高滲孔隙進行驅(qū)替，繼而降低側(cè)向油井含水。類似井：安163-29。

4.3 雙向堵水對高滲通道封堵性更強，更利于側(cè)向油井見效

安加166-313 井2019 年3 月油井堵水，液量下降明顯，降水效果一般；5 月對注水井實施調(diào)剖，井組內(nèi)2口井見效明顯，含水下降，產(chǎn)量上升，調(diào)剖有效期得到延長。

認識：油、水井雙向堵水在封堵高滲通道的同時，也擴大了水驅(qū)波及體積，促使側(cè)向油井見效。類似井：安加166-272。

4.4 雙向堵水能夠阻止優(yōu)勢見水通道的形成，避免造成無效注水循環(huán)

安169-32 井位于H4 區(qū)優(yōu)勢見水方向上，2019 年6 月補孔壓裂后見水自噴，油井堵水后開抽，液量下降明顯；同年10 月、2020 年4 月對兩側(cè)注水井進行調(diào)剖，有效阻止了優(yōu)勢見水通道的行程。

認識：油、水井雙向堵水能夠阻止優(yōu)勢見水通道的形成，避免水線注水強度過大、沿水線竄流、無法有效動用水線兩側(cè)剩余油。類似井：安169-28。

5 認識及下步建議

5.1 取得認識

（1）油、水井雙向堵水能恢復水淹油井產(chǎn)能，同時避免了注水沿水淹通道竄流，避免了無效注水循環(huán)，更有利于油藏高效開發(fā)；

（2）先從油井端封堵高滲通道，利于水井堵劑向其他高滲孔隙運移；

（3）雙向堵水對高滲通道封堵性更強，更利于側(cè)向油井見效；

（4）雙向堵水能夠阻止優(yōu)勢見水通道的形成。

5.2 下步建議

（1）堵水時機選擇至關(guān)重要，油井見水初期治理效果好；

（2）雙向堵水應先在油井端治理，油井正常生產(chǎn)后，再進行水井調(diào)剖，避免油井堵水施工排量過大形成見水通道；同時，也有利于堵劑向深部高滲孔隙運移。