大港滩海油田水平井选择性堵水先导性研究与试验

【摘要】大港滩海油田馆陶组为底水构造油藏，为天然水驱开发单元，经过开采，目前该开发单元六口生产井，两口井含水超过95%，两口井超过75%，采出程度只有2.38%，油井堵水成了该开发单元中后期不可缺少的一项重要调整措施。对该单元的堵水工作有了很好的认识并得到了宝贵的资料，为后期其他井的治理提供了依据。

【关键词】大港 滩海油田 高含水 堵水

1 油藏地质特征及出水原因

1.1 油藏地质特征

庄海8Ng开发单元为底水稠油油藏，底水能量充足，为天然水驱开发单元。地质储量514×104t，投产油井6口，平均井网密度2.3口/平方公里，平均单井控制储量86×104t。而在开发生产过程中，由于油井底水单点锥进（平面上波及范围在50-70米），油井含水上升快，实际动用储量仅为30-40×104t。

1.2 底水锥进原因1.2.1 流体性质

庄海8N g开发单元的原油平均密度0.9494 g/cm3，胶质沥青质含量40.96%，平均粘度290.515mPa・s，地层水平均粘度0.5 mPa・s，油水粘度比约为581.03，在相同生产压差下，水的流动比原油速度快，致使油井含水上升较快。

1.2.2 底水活跃，能量充足

六口水平井日产液和泵入口压力对应关系表明，尽管油井日产液量有了较大幅度的提高，但泵入口压力基本仍保持在同一水平，变化不大，说明底水活跃，能量充足。

1.2.3 水平井横切河道钻探，储层非均质性可能造成底水沿高渗带突进。

受人工岛地面条件限制，庄海8Ng组水平井均横切河道方向钻探，钻井证实6口井水平段均钻遇2-3套不同的砂体，不同砂体储层物性存在差异。在生产过程中易造成底水沿高渗带突进，油井含水迅速上升。

2 堵水目的及选井条件

2.1 堵水目的

解决由于底水脊进，及水锥造成的动用储量程度低问题。2.2 选井条件

2.2.1 生产数据分析

庄海8Ng-H1K、庄海8Ng-H3K、庄海8Ng-H8井含水均低于90%，产油量大于10吨；而庄海8Ng-H4井及庄海8Ng-H5井的含水已经上升到了95%以上，产油量都低于5吨；从含水率上，庄海8Ng-H4井的含水达到99%，说明庄海8Ng-H4井及庄海8Ng-H5井底水脊进的范围已经很大，而庄海8Ng-H5井还有下一步治理的潜力。2.2.2 井身结构分析

庄海8Ng组均为水平井，最大井斜达到91.70°，完井方式都采用筛管完井，并下入分层开采管柱，筛管段长度在210-318米；从井身结构看，每口井基本相同。3 选择性堵水方案研究与评价3.1 工艺技术路线

采用高弹凝胶选择性堵水技术进行堵水作业。考虑到油层条件下的稀释，确定凝胶堵调体系的注入浓度为1.5%和2.0%。根据数值模拟优化结果，结合本井实际情况，确定本井温敏可逆凝胶堵调体系水溶液注入量为800m3，分三个段塞注入。

第一个段塞：注入浓度1.5%，注入量

350 m3；

第二个段塞：注入浓度2.0%，注入量

250 m3；

第三个段塞：注入浓度1.5%降粘剂，注入量200 m3。

注入方式为：正注；注入排量根据注入压力控制，≤200L/min

由于该井为筛管完井，注入时需要考虑筛管的承压能力≤12Mpa。

3.2 高弹凝胶选择性堵水堵剂性能室内评价3.2.1 温度影响

试验中，随着温度的升高，胶凝时间缩短，70℃ 时胶凝时间为4小时，视强度达40*104mPa・s。

3.2.2 不同矿化度油田水的影响

试验中，当水中矿化度在6*104mg/l以下，堵剂都表现出很好的性能。矿场污水矿化度均远远低于6*104mg/l，故能满足现场施工需要。

3.2.3 岩心试验不同介质对堵剂选择性进入能力的影响试验

当uo/ uW在3以下时，选择性进入能力Cw/ Co为1.08，无进入能力，在4.5以上时，选择性进入能力Cw/ Co为1.28，才有比较明显的选择性进入能力，且随着油水粘度比的增大，选择性进入能力显著增大。由此看

来，在地层条件下，油水粘度比越大对堵剂选择性封堵越有利。

4 现场施工情况

4.1 堵水施工过程

三个段塞全部注入完毕后，反挤清水10m3，正挤清水20m3，停泵，停泵压力为1.8Mpa，关井候凝48小时。

4.2 效果评价

5 结论

（1）该井目前综合含水在88.42%，取得了一定的效果，说明采用高弹凝胶选择性堵水技术进行堵水作业的工艺技术路线是正确的，但是未达到最佳效果，下步需对堵水药剂及施工用量进行优化，使其达到最佳效果，使滩海油田的水平井堵水工艺实现突破。

（2）滩海油田地处海洋滩涂，采用人工岛进行海油陆采，人工岛面积有限，争取下步对堵水设备进行优化，制造出适合海上水平井调堵专用设备，减少空间的占用。