陆梁油田薄层边底水油藏调堵控水技术研究

2016-03-21 11:04:09 安装信息网

作者：郑晓敏

摘要：本文以宏观物理模型为依托，研究了薄层边底水油藏出水规律，堵剂封堵规律，以此为基础结合油藏动态分析，利用PI决策技术及堵水决策技术研究出陆梁油田薄层边底水油藏调堵决策方法。以“水井调剖、治窜增动用程度，油井封堵、控锥降含水”为思路，从施工方式、堵剂注入、隔板位置规模等进行了系统的研究，针对性的提出了符合陆粱油田薄层边底水油藏的调堵工艺方案。

1油藏概况

陆梁油田主力油藏为白垩系呼图壁河组(K1h1-K1 h2)和侏罗系西山窑组油藏(J2 X4)。特征为低幅度，高孔、高渗，边、底水砂岩油藏。Ki hi -Ki h2、J2 X4油层平均孔隙度分别为30.12%、18.8%，平均渗透率分别为522.9×10 -3μm2、52×10 -3μm2，其与常规油藏水驱开发明显不同：薄层底水油藏的注入水易在注水井近井地带进入底水，沿油层底部剥离原油，而采油并在近井地带形成水锥，因此油井开发很快进入高含水阶段。数值模拟研究表明，在目前井网井距条件下即使在油藏的开采后期井间的剩余油也无法开采出来，大量的剩余油驻留在开发井井间。由于油藏油层厚度薄、边部底水能量较强，部分油井在开发初期含水就快速上升，造成水淹，这些油井采出程度较低，一般不到10%，因此摸清油藏出水规律并研究如何遏制底水锥进是陆梁油田目前的开发重点。

2 出水机理及选并决策研究

2.1 出水规律研究

从油藏基本资料分析，认为产水来源包括人工侵入水，边、底水和注入水。影响注水开发的因素包括井网适应性、沉积微相及韵律、注采对应关系、边、底水锥进和储层特征。利用黑油数值模拟器，进行一系列数值模拟研究，模拟不同驱油机理和不同注水方案的油藏流动状态，建立一套诊断图版。根据现场生产数据与诊断图版对比，得出油井出水类型分析。①注入水窜：见水后WOR增加较快，WOR'的斜率基本上为正常数（图1）；②底水锥进：见水后WOR增长较慢，逐渐趋于常数，WOR'的斜率为负（图2）。

运用控水诊断图与动态分析数据、产出氯离子含量相结合综合判断，陆梁油田各油藏目前处于生产中的油井可划分出水类型为：水锥处于上升期的直井、水锥处于拟稳态的直井。

1)水锥处于上升期的直井：油井为补孔上返生产，生产时间较短，WOR曲线增长缓慢(例如LU7178、LU7186)，油井物性较好，平面驱动能量和底水驱动能量共同作用，WOR曲线分散上升而不收敛（例如LU9126、LU9145）。

2)水锥处于拟稳态的直井：油井开发时间长，经过长期注水，与注水井间形成了高渗通道，油井产水受主要注入水影响，底水水锥处于拟稳态，WOR曲线基本为直线上升，（例如LU7185、LU9125、LU9134、LU9136、LU9147、LU9154、LU9156、陆103)。

2.2水驱物理模型的研究

在国内首次建立可视化底水油藏物理模型(图3)，该模型主要采用平板玻璃填砂模型在常温下模拟油田的生产过程，玻璃间填充石英砂，边沿用环氧树脂密封做成。油井堵水的物理模型底部两侧有底水入口（图4），油井设在模型中间的顶部，油井井底附近渗透率高于其他部分。将模型饱和油后，由底水入口注水、油井注堵剂，经历水驱一注入堵剂一后续水驱三个阶段，记录不同阶段孔隙中的剩余油分布情况。

可视化物理模拟记录了底水油藏、底水锥进、注入冻胶堵剂及恢复正常生产的重要图像（图5）。

2.3选井决策技术

2.3.1调剖（驱）井选井PI决策技术

结合全区各井组的注水见效方向、见效时间、分析结果及剩余油分布情况，将注水见效时间短，判断可能为注入水淹的井组挑选出来，通过压降曲线（图6）计算PI值得出陆梁油田需要调剖（驱）井。

通过对陆梁油田部分注水井压降曲线的测取，计算所得的PI值（图7）可以看出，该油藏平均PI值在4.0～5.8之间，选井原则：低于区块平均PI值的注水井为调剖井，值越低，越需调剖；高于区块平均PI值的注水井为增注井；略高或低于平均PI值的注水井为不处理井。

2.3.2 堵水井选井决策技术

国内在选择堵水井和层上，曾主要采用下述两种方法：一是根据现场经验，通过定性分析确定堵水井和层，该方法简单易行，但存在很大程度上的不确定性；二是单纯采用数值模拟进行决策，采用这种方法，通常需要地质建模、历史拟合和方案优化等过程，若达到优化的目的，需要耗费大量时间。

根据陆梁油田油井生产情况，要筛选出最佳辅助堵水井，选择了3个决策参数进行详细分析。①含水率上升指数( WI)、含水率：当一个井含水率迅速升高，且含水达到90%以上，该井就很有可能是发生了水窜。因此判断，WI值越大、含水率越高的油井越需要堵水。②油井受效方向：通过对井组中高含水井的来水方向的研究，若该井见水且在井组的主要注水见效方向上，通过对井口采出水的化验分析发现采出水与注入水水质相近，可以认定，这样的井发生了注入水水窜，存在大孔道，可以作为双向调堵的措施井。③剩余油：单井控制的剩余储量越高、增产潜力越大，堵水的效果越好。

综合以上3个因素，将陆梁油田需堵水井进行了筛选，从单井含水变化可以看出LU7088、

LU9134、LULU7185、LU7163、LU7186、LU9145存在含水突然增大的情况，结合剩余油分布情况确定LU7186、LU9145、LU9134井需要进行堵水。

3调堵工艺研究及推广应用情况

3.1控制底水锥进的化学隔板技术

采用打隔板压水锥的堵水工艺，在原射孔井段下面再射开部分砂层，通过新射孔井段注入不同强度堵剂形成套圈式的封堵半径，建立隔板压水锥。由于油层厚度很薄，均采取全井笼统注堵剂，严格控制注入压力，避免堵剂进入并伤害非目的层段。

针对不同类型的水窜，也制定了不同的堵水方法。

3.1.1 打隔板压水锥堵水方法

对于因底水锥进发生含水上升的井，主要采用注高密度盐水及选择性堵水配合建立隔板后压锥控水（图8）。

3.1.2 注入水导致含水升高井堵水方法

对于此类方向性较强的井的堵水，主要采用的方法是，用强度较高的颗粒堵剂（膨胀凝胶）或选择性冻胶（凝胶）堵剂进行大剂量快速封堵水窜通道（图9）。

采用数值模拟方法分析油井打入隔板的大小和位置对开发效果的影响（图10、图11）。确定在油水界面建立15～20m的隔板，隔板越大，日增油量越大；打入的隔板越靠近油水界面，日增油量越大。

3.2调剖（驱）井封堵方式的选择

对于需进行调剖（驱）的注水井的处理主要分为三类。一种是注入水直接从注水井管外进入底水；一类是注水井剖面矛盾突出，存在水窜优势通道，需要对水窜优势通道进行封堵，使注水井在剖面上均匀吸水；一类是注水井所在区域平面上矛盾突出，需要对其进行深部处理，下面将对这三种情况的封堵办法进行阐述。

3.2.1 注入水直接窜入底水井的治理

针对此类情况的注水井，主要考虑采用中高强度堵剂处理与底水沟通通道同时使用高强度堵剂封堵管外窜位置相结合的办法，一方面封堵水窜通道、一方面封堵套管破损位置（图12）。

以LU7136为例，该井吸水剖面测试、电测曲线及生产动态情况分析可以得出该井射孔段以下位置强吸水导致注入水与底水沟通，根据分析结果为该井设计了如下堵剂断塞组合：混合凝胶550m3+特种凝胶250m3 +XP-1堵剂3m3。采用该堵剂断塞组合即可封堵井筒至地层水体之间的水窜通道又可修复井筒附近水泥环，达到彻底阻断水窜人底水的通道。

3.2.2平、剖面均存在矛盾但剖面矛盾突出井

针对平面剖面均存在矛盾的井，有几种方法考虑。一是考虑用颗粒堵剂处理，该类堵剂有进入地层后体积膨胀的特性，加之在地层中可能会有架桥、粘滞作用，在地层中可形成二次封堵的情况，对陆梁高孔高渗储层应用效果很好。二是利用强度较高具有选择性的凝胶或冻结堵剂进行处理，堵剂段塞采用洗油剂十弱强度段塞十强强度段塞十高强度封口段塞十顶替段塞组合。

3.2.3平面矛盾突出井

针对平面矛盾占主要的井，考虑采用的是深部调驱的方式进行处理（图13）。采用弱强度堵剂对地层深部的水窜通道进行封堵，迫使后续的驱替液流向低渗透区，实现逐级逐步的液流改向，将原油从低渗透带中驱出，实现深部调剖、调驱。

3.3 成果推广应用情况

优选了37个井组进行调剖（调驱）措施，28口油井进行堵水措施，现场应用效果良好。见表1、表2。

调剖（驱）后注水井井口压力升高，措施井PI值升高，产液剖面得到改善，水驱控制储量由1378.8×l04t提高至1527.6×l04t，增加148.8×l04t。例如调剖井LU2146，该井措施前PI值2.36，低于区块平均PI值，结合动态分析和区域采出程度，进行调剖措施，施工采用混合凝胶堵剂l080m3，AP-K特种非交联强凝胶lOOH13，AP-K特种非交联强凝胶20 m3，AP-BC特种交联凝胶堵剂200 m3。施工工序采用混合凝胶(lOOOm3)→AP-K特种非交联凝胶(10m3)→AP-BC特种交联凝胶(200m3)→顶替液。调剖后压降曲线改善明显，且PI值由调剖前的2. 36上升到5.29，井口注水压力从调剖前的5. 76MPa上升到调剖后的7.54MPa，说明该井本次调剖封堵了大孔道。同时剖面吸水不均情况得到改善。该井组累计增油1090t，有效期18个月，本次调剖取得了预期的效果。