稠油底水油藏水平井堵水稳产技术研究

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摘 要：新海27块为稠油底水油藏，以水平井开发为主，由于水平井油层动用不均，大部分水平井高含水。针对筛管完井方式水平井难以分隔堵水的问题，研究了水平井分段堵水管柱和堵剂组合，准确封堵目的层，保证堵水的有效率。堵水后针对稠油开采难度大和堵剂的耐热效果问题，采取注CO2和注热水降粘的方法，通过现场应用取得了很好的稳产效果。

关键词：堵水；动用不均；分段堵水管柱；堵剂组合；水平段

海外河油田新海27块为层状边底水普通稠油油藏，有45口水平井，含水大于95%的井33口，占总井数73.4%，水平井的高含水严重影响断块的开发效果。通过对水平井产出剖面分析[1]，发现水平井高含水是由于水平段油层动用不均，油层高渗透部位水淹，出液量高，而中低渗透部位动用差，出液量少。因此需要对水平井局部水平段进行堵水，来提高水平井产能。

该断块水平井堵水技术难点在于，油藏边、底水发育，水油体积比62：1，堵剂要具有良好的封堵性能；此外，水平井全部为筛管完井，割缝衬管（筛管）完井堵水困难[2]，割逢衬管（筛管）与岩石壁面之间没有隔挡，流体可以径向和横向流动，在实践上要实现分层堵水成功率很小。因此，此类水平井要堵水，必须在堵剂或工艺技术上有创新。

1、堵水技术研究

1.1堵剂组合

针对该块水平井堵水难点，此次研究应用笼统注入暂堵工艺。在实验室中我们采用以下四种封堵剂，进行配比组合，弱凝胶+液体桥塞配成暂堵剂作为保护段塞，强凝胶+无机堵剂配成封堵剂用于主体段塞。暂堵剂要求进入地层进行暂堵处理后，必须能在一定时间范围内自行破胶液化， 以免堵塞地层[3、4] 。

1.2堵水管柱研制

针对水平段出水的不同位置，为了有效的将不同堵剂注入到目的层段，减少对其他水平筛管段的污染，实现针对性分层封堵，研制了水平井分段堵水工艺管柱。管柱结构包括液压扩张封隔器、节流阀、扶正器、注入阀等[5、6]。其中，小直径长胶筒封隔器外径Φ128mm，内径Φ55mm，承压差15MPa，耐温120℃，有效密封距离为0.8～1.5m。单向节流阀，开启压力为1MPa，耐温120℃，承压差15MPa。

2、堵后降粘技术研究

由于该断块原油粘度大，堵水后会出现油稠不出现象，需要对原油降粘后生产，而堵剂不耐高温问题是一个瓶颈。针对这个问题，我们选择注热水和二氧化碳吞吐降粘生产。

2.1注热水

对油井堵水后采用无机堵剂封口，应用分段注热水降粘工艺，设计量在1000～1200m3。

2.2二氧化碳吞吐

CO2采油机理研究：

⑴CO2溶于油中使其体积膨胀、降粘。

⑵CO2溶于水中改善油水流度比。

⑶液态气化形成CO2具有气驱及解堵能力。

⑷CO2溶于水形成弱酸具有一定的酸化解堵作用。

⑸CO2溶于油中使轻质烃萃取和气化。

CO2可降低原油粘度，适合新海27块水平井的CO2设计量在200～400t，为保证充分溶解于稠油中，焖井时间在20～30d。

3、现场试验

现场对新海27块的两口水平井（海平1和新海27-H12）进行堵水试验，堵后分别注入CO2和热水进行降粘开采。

3.1海平1井堵水

海平1井是新海27块的第一口水平井，水平段长366.71m，完钻井深1971.21m，2004年7月投产，日产液稳定在100m3左右，2010年7月含水96%左右，测井解释水平段出水部位为1750～1795m，约45m井段，产液量占总液量的90%。

该井是水平段的脚尖部出水，2008年7月至9月堵水作业中，用封隔器卡封1740m处，将出水井段封隔，注入弱凝胶2000m3+强凝胶300m3组合堵剂封堵1750～1795m水平段。正挤压力5～15MPa，P套始终低于3MPa，油套压差反映封隔器起到密封作用。堵水后液降明显，液量由100m3/d降至21.1m3/d，液面由70m降至80m。油量由3.7t/d降至0.6t/d，累积生产36d，累降水1426m3。

堵后注热水两次，第1次注热水500m3，液量由4.5m3/d升至17.8m3/d，液面由360m降至740m，油量最高升至5.6t/d，含水最低降至85.6%，累增油18t。第2次注热水1200m3，液量由14.2m3/d升至40.3m3/d，液面由810m升至100m，油量最高升至5.3t/d，含水最低降至86.9%，生产到2012年12月，累计增油1677t。

3.2新海27-H12井堵水

新海27-H12井2007年9月投产，水平段长195.35m，完钻井深1810m，日产液稳定在90～110m3，2010年11月含水97%左右，测井解释水平段出水部位1610～1700m，约90m井段，产液量占总液量的86%。

该井是水平段的脚跟部出水，2010年12月至2011年1月堵水作业中，将封隔器卡封在1710m处，挤入弱凝胶400m3+液体桥塞24m3组合的暂堵剂保护1710～1806m水平段，再用强凝胶800m3+无机堵剂50m3混合封堵剂笼统封堵1600～1700m水平段。堵水注入压力明显上升，P暂堵由7MPa升至9MPa，P封堵由4MPa升至6MPa。堵水后液量由114m3/d降至11.5m3/d，液面由80m降至870m，油量由3.9t/d降至0.4t/d，累积生产121.8d，累降水12076m3。

新海27-H12堵水后选择注入CO2，注入量350t，焖井28天。液量由4.2m3/d升至28.8m3/d，液面由870m升至670m。油量由0.1t/d升至2.2t/d，最高升至4.7t/d，生产至2012年5月再次注汽，累计增油562t。

结论及认识

⑴分段卡封堵水管柱与封堵剂、暂堵剂配合，可有效封堵目的层，防止非目的层污染。

⑵从2口井试验效果看，见到了堵水效果，表明技术思路较为成熟。但堵水后低液、油稠问题较为突出。

⑶CO2具有降粘补能效果。但由于新海27块边底水能量充足、原油粘度较高、渗透性好，增加了降粘的难度。2项降粘试验对比表明注热水效果明显。

参考文献：

[1]吴世奇，钟兴福，刘兴斌，等.水平井产出剖面测井技术及应用[J].油气井测试技术及应用，2005，14（2）：57-59.

[2]李宜坤，胡频，等.水平井堵水的背景、现状及发展趋势[J].石油天然气学报，2005，27（5）：757-760.

[3]张丽梅.HPAM/Cr3+交联暂堵技术在堵水封窜中的应用[J].油田化学，2007，24（1）：34-371.

[4]王晓惠，赵玲莉，等.暂堵凝胶在水平井堵水中的应用[J].石油天然气学报，2010，32（2）：352-354.

[5]柴国兴，李文波，宋斗贵，等.胜利油田水平井封油层水工艺试验研究[J].钻采工艺，2005，27（1）：95-97.

[6]侯玫，宋根才，等.水平井堵水工艺管柱的研制与应用[J].石油天然气学报，2005，27（6）：787-789.