高含水油井化学堵水技术研究与应用

（中国石油辽河油田公司，辽宁  盘锦  124010）

摘  要：受油井出水量增多、水窜通道直径增大以及油层温度上升等因素影响，J区块高含水油井稠化油堵水效果逐年变差，主要表现在措施有效率低、增油量小、有效期下降等三方面，影响区块开发效果，为此开展技术攻关研究，包括优选堵剂配方体系、优化施工工艺及建立选井原则等，并对新配方体系性能进行评价，明确不同回采水率油井配方体系类型等，现场应用55井次，相比2019年，平均单井增油量增加80吨，措施有效期增加182天，累增油1.43万吨，创效1200余万元，投入产出水1：3.5，效果显著，低油价下实现降本增效目的，也可为其它油田提供借鉴经验。

关键词：高含水油井，化学堵水，技术研究，应用效果

1.概况

J区块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中部，油藏类型为复杂断块边底水油藏，构造面积8.85平方公里，上报含油面积6.55平方公里，石油地质储量2025.5万吨，标定采收28.5%，可采储量557.3万吨，储层岩性以砂岩、细砂岩为主，呈现中孔中渗特征，平均渗透率20.5%，渗透率325.8mD，原油性质为稀油，20℃地面原油密度为0.872g/cm3，50℃原油粘度35.2mPa.s，采用不规则面积井网实施注水开发，共有油井350口，开井265口，注水井80口，日注水量4800吨，日产液4941吨，日产油420吨，综合含水91.5%，采油速度0.76%，采出程度21.5%。

2.开发中存在问题

随着开发不断深入，地层能量亏空严重，出现边底水侵入问题，导致区块含水逐年呈上升趋势，如表1所示，2015年以来，年含水上升率在3～4%之间，处于较高水平，且因水淹关井数逐年增多。以2019年为例，全年产液量180万吨，产油量15.3万吨，综合含水91.5%，年含水上升率3.96%，水淹关井数75口，占区块总井数21.43%。

表1  J区块2015～2019年综合含水情况统计表

3  堵水效果分析

J区块主要采用化学堵水工艺，分为选择性堵水和非选择性堵水，选择性堵水主要为稠化油堵水，现场应用井数多，规模大，平均年实施40井次，占总实施井数80%，非选择性堵水包括颗粒调剖堵水、泡沫凝胶堵水等，平均年实施10井次，占比20%。

从近年来稠化油堵水效果来看，措施增油量、措施有效率、措施有效期逐年下降，如表2所示，2015～2019年，措施有效率由95.0%下降至80.8%，平均单井增油量由250吨降至180吨，措施有效期由200天降为102天，下降幅度49%。

表2  J区块稠化油堵水效果统计表

通过综合分析，确定影响稠油化堵水效果因素主要有三方面，一是受注入水水窜及边底水侵入量增加影响，油井出水量增大，原稠化油堵剂凝结强度适应性差；二是受储层非均质性影响，在注入水长期冲刷及地层水浸泡下，地层中形成次生大孔道，堵剂强度及注入量不适应地层条件；三是随着地层水侵入增加，油层温度上升，降低堵剂粘度及成效强度。

4  技术对策研究

4.1  优选堵剂配方体系

4.1.1  原堵剂体系

J区块稠化油堵水原堵剂体系主要为稠化剂、低粘原因和表面活性剂，在稠化剂作用下，低粘原油与地层中水形成W/O型乳状液，表面活性剂改变岩石润湿性，易于原油吸附，乳状液聚集在孔喉处，以贾敏效应堵塞孔喉，阻止水流动，降低出水层回压，减少油井产水量，进而提高油层回压，原油不断流入井底，提高油井产量。

4.1.2  新堵剂体系

对于堵剂粘度及强低问题，对配方体系进行优化，在原配方中加入吸水剂，其遇水层后吸水膨胀，会大幅度提高体系堵水能力。吸水剂主要成分为树脂，通过测定不同目数吸水剂在不同介质中吸水率，以120目、160目、340目为例，120目、340目在自来水中吸水率分别为140%、100%，蒸馏水中吸水率分别为650%、600%，浓度5%KCL中吸水率分别为60%、50%，而160目在自来水中吸水率180%，蒸馏水中吸水率为680%，浓度5%KCL中吸水率71%，确定160目吸水效果最佳。

4.1.3  性能评价

 ①粘度

堵剂体系内低粘原油的粘度为200mPa.s，优化前，堵剂体系初始粘度5000 mPa.s，相当于原始粘度20倍，优化后，堵剂体系初始粘度达到8000 mPa.s，粘度大幅度上升。

②耐温性

测定不同温度下新堵剂体系粘度，表明新堵剂体耐温性大幅度增加，以温度20～60℃为例，原堵剂体系粘度由5000 mPa.s降为3500 mPa.s，下降率30%，而新堵剂体系粘度由8000mPa.s降为7200mPa,s，下降率仅10%。

③稳定性

模拟地层温度60℃，新堵剂体系粘度7200mPa.s，观察时间30天，粘度依旧保持在6500 mPa.s以上，粘度稳定性较强。

④耐冲刷性

在不同水流速下，测定水流冲刷对稠化油体系封堵性能的影响，表明残余阻力系数降低幅度较小，堵剂耐冲刷性能强。

⑤封堵率

采用与J区块储层物性相近人造岩心对堵剂的封堵性能进行评价，新堵剂封堵率90%以上，高出原堵剂3.0个百分点，具体如表3所示。

表3 不同含水条件下封堵效果对比表

4.1.4  注入体系

为控制成本，根据不同油井的回采水率，在保证措施有效的基础上，优选注入体系，主要有三种方案，一是油井回采水率水于125%，采用原堵剂体系，适当增加注入量。以J15井为例，其回采水率112%，首轮稠化油堵水采用原堵剂体系，注入药剂量8.5吨，低粘度原油40吨，措施增油量185吨，措施有效期122天；第二轮依然采用原堵剂体系，药剂用量提高至12.2吨，使用低粘度原油60吨，措施增油量285吨，措施有效期185天，效果显著；二是油井回采收率大于175%，采用新堵剂体系，典型井以J40为例，其回收水率225%，第三轮稠油化堵水采用新堵剂体系，注入药剂12.8吨，注入化粘度原油50吨，措施增油量320吨，有效期202天，相比上轮原配方体系，措施增油量抽高82吨，措施有效期延长43天；三是油井回采水率在125%～175%之间，两种体系均可，适应加大原堵剂体系用量。典型井以J16井为例，其回采水率155%，首轮堵水采用原堵剂体系，注入药剂量11吨，低粘度原油60吨，措施增油量125吨，措施有效期120天；第二轮堵水采用新堵剂体系，药剂用量11.5吨，低粘度原油50吨，措施增油量252吨，措施有效期228天；第三轮堵水采用原堵剂体系，注入药剂量14吨，低粘度原油78吨，措施增油量255吨，措施有效期230天，第二、三轮堵水效果相近，表明药剂体系使用准确。

4.2 优化施工工艺

原稠化油堵水技术的施工工艺是在各药剂配方充分混合均匀后，从套管进行挤注，便于快速形成堵水条带，这种注入方式适应于地层压力低油井。但对于地层压力油井，会面临注入困难问题，且易发生安全隐患，需要对注入工艺优化。

通过现场实践，结合其它油田经验，采有段塞式注入工艺，即先将表面活性剂注入地层，将岩石润湿性改为亲油性，后注入低粘度原油，起暂堵作用，平衡层间压差，再注入稠化油和吸水剂，形成封堵屏障，封堵出水层，最后注入原油，将堵水体系推至油层深处，增大处理半径，提高堵水有效期。

4.3 建立选井原则

    为确保堵水效果，具体选井原则有三方面，一是地层原油粘度小于堵水体系粘度，便于形成封堵屏障；二是油井含水小于98%，且剩余油富集，确保措施有效率；三是油井地层温度小于堵剂最高耐温值，保证堵剂成胶强度。

5  应用效果

依据上述研究成果，2020年以来J区块共实施稠化油堵水55井次，有效53井次，措施有效率96.4%，平均单井增油量260吨，措施有效期185天，累增油1.43万吨，创效1200余万元，投入产出水1：3.5。相比于2019年，措施有效率提高15.6%，平均单井增油量增加80吨，措施有效率提高83天，效果显著，低油价下实现降本增效目的。

6  结论

（1）受注入水水窜、边底水侵入影响，J区块开发中存在含水上升快问题，因水淹关井数逐年呈上升趋势，造成储量无法有效动用。

（2）J区块采用主要堵水工艺为稠化油堵水，但受油井产出水量增多、水窜通道直径增大以及地层温度上升等因素影响，堵剂粘度及强度适应性差，主要表现为措施有效率、增油量、有效期下降。

（3）开展技术攻关研究，包括优选堵剂配方体系、优化施工工艺及建立选井原则等，并对新配方体系性能进行评价，明确不同回采水率油井配方体系类型等，现场应用效果较好。

（4）依据研究成果，现场应用55井次，阶段累增油1.43万吨，创效1200余万元，相比于2019年，措施有效期、增油量及措施有效率等指标均得到改善，实现降本增效目的。

（5）本文在稀油高含水井稠化油堵水方面取得成果及认识，可为其它油田提供借鉴经验。

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       来源：化学工程与装备-官方网站-创刊于1972    2022年第7期  在线投稿  >>