姬塬油田吴420区块长6油藏油井堵水技术应用及评价

姬塬油田吴420区块长6油藏油井堵水技术应用及评价【摘要】姬塬油田吴仓堡区长6油藏属于典型的特低渗油藏，微裂缝发育，储层物性差，非均质性强，隔夹层发育，加之储层中存在天然裂缝，使开发难度加大。

经过几年的注水开发，在原始地层状态下成闭合的天然裂缝慢慢开启，注水井出现指状吸水，尖峰吸水，层间层内矛盾突出，油井一段时间后含水上升或出现爆性水淹，损失油井产能，加快了油藏开发的递减，因此见水井的治理成为了油田稳产中一项重要的工作。

【关键词】长6油藏见水井治理油井堵水
1 姬塬油田吴420区地质概况
1.1 地质概况
吴仓堡区在构造上处于陕北斜坡中西部，为一平缓的西倾单斜（坡度0.5°左右，平均坡降8～10m/km），吴仓堡区内构造简单，在区域西倾单斜的构造背景下，发育一系列由东向西倾没的小型鼻状隆起。

储层系三角洲前缘水下分流河道沉积，砂体展布为北东-西南向。

岩性主要为浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩、灰绿色泥质粉砂岩与深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩呈不等厚互层。

岩性特征反映本区长6油层组形成于近岸浅水到半深湖的弱还原到还原环境。

碎屑岩成分有石英、长石和暗色岩屑，岩石成分成熟度低，结构成熟度中等。

胶结类型有薄膜-孔隙式、孔隙-再生式等，岩石颗粒的磨圆，次圆～次棱角状，磨圆度差，分选中等～好，平均孔径31.29μm，总面孔
率3.92%。

储层平均有效厚度20.1m，平均有效孔隙度12.9%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率1.42×10-3μm2，属低渗透储层。

油藏原始地层压力14.9mpa，饱和压力9.43mpa，属于低压高饱和油藏。

1.2 含水分布情况
截止2012年12月姬塬油田吴仓堡区注水井305井次，日注水能力8500m3；
油井共879井次，正常生产786井次，平均日产液量2709m3，平均日产油量1870t，综合含水21.4%，自然递减7.93%，综合递减5.31%，含水上升率6.22%。

2 吴420区块长6油藏油井堵水实施的必要性
姬塬油田吴420区块长6油藏受储层改造规模和注水开发的影响，储层中的潜在缝也被开启，并转化为水窜的有效缝，受裂缝和高渗带的影响主向井过快水淹，侧向井逐步开始见水。

由于裂缝及高渗带的影响，油井裂缝性见水以后，局部储量失控，水驱动用程度降低；油井水淹以后形成“通道”，注入水从水井注入，从油井采出，水驱效率降低，地层压力恢复缓慢；油井水淹以后二次井网过早出现，油藏现有开发井网受到破坏。

含水上升成为了影响采收率的主要因素。

姬塬油田吴420区块长6油藏的见水类型主要是：裂缝型见水：主要表现为含水突然上升，含盐急剧下降，液面、产量上升较快；对应水井注水压力下降。

高渗带见水：主要表现为油井含水缓慢上升，上升前偶尔伴随含
水突变；由于注入水较长时间在地层中运移，溶解了油层中的可溶性盐，使含盐稳定在1-3万之间；单井产量，液面缓慢上升。

油井含水的自然上升：油井大部分位于油田边部，油井产量低，含盐高，都在8万以上，表现为地层水；油层供液能力弱，油井表现为供液不足。

为了从本质解决油井见水的问题，吴420区块长6油藏采取油井堵水措施对该区见水井进行试验性的治理。

3 油井堵水的原理及选井原则
油井堵水的原理是将强度不同的油井深部堵剂按照由弱到强的
顺序依次注入欲封堵的高渗透条带的不同位置（远井地带、过渡地带和近井地带），封堵高渗透层，改变驱油水（注入水、边水等）的流向，提高波及系数而提高水驱采收率，以达到增油降水的目的。

油井堵水的目的是控制水层中的水的流动和改变水驱油的流动
方向，提高水驱油的效率，使油田的产水量在某一时间内下降或稳定，以保持油田增产或稳产，其最终目的在于提高油田采收率。

3.1 选井原则
油井堵水具有一定的针对性，在进行油井堵水措施前应认真做好选井工作。

应选择储层含油性能较好，地层能量充足，低渗透层有潜力挖掘的开采井。

剩余油饱和度值越大的油井越需要堵水。

油井所处位置的压力指数越小说明所处位置越高，因此越需要实施油井堵水。

4 油井堵水在吴420区块长6油藏的应用及现场实施效果
4.1 油井堵水的措施情况
对于低渗透高含水非均质砂岩油藏，采用单一的调剖剂难以见到较好的效果，通过对吴420区块长6油藏见水特征和堵水目的分析，结合调堵剂特点，采用如下复合段塞：
（1）段塞设计：
主体段塞：选用预交联凝胶颗粒调剖体系和弱凝胶调剖体系，利用其较强的变形移动能力，对深部微裂缝及大孔道进行封堵，让调堵剂在油藏多孔介质中连续运移、分配，不断增大作用半径。

封口剂：选用高强度有机胶联调堵剂和无机高固化调剖体系，目的是防止已注入堵剂返吐，造成井筒和泵堵塞。

顶替液：注入水。

4.2 现场实施效果
2012年姬塬油田吴420区实施油井堵水6井次（旗01-34，旗2-37，旗09-40，旗016-32，旗015-34，旗011-38），累积增油量达到1337.67吨。

其中旗01-34，旗2-37，旗09-40，3井次实现日增油6.74t，累积增油1278.4t，占总增油量的95.5%。

4.2.1 从见水时间分析
在实施措施的6井次中无水采油期越长（其中旗01-34的见水周期是1265天，旗2-37的见水周期是910天，旗09-40的见水周期是1250天，旗016-32的见水周期是1165，旗015-34的见水周期是1160天，旗011-38的见水周期是1295天），见水时间较短的，措施效果明显（旗01-34，旗2-37）。

其原因是地层孔隙经过长时
间的水流作用，加之粘土膨胀，颗粒运移甚至出砂，使油层部位可能形成大孔道，注入水形成了优势水驱通道。

水驱通道形成时间越长，压力场，流场越稳定，堵剂不容易封堵出水层位，降低措施的成功率。

4.2.2 从见水原因分析
对于裂缝型见水井，选择措施时间是关键。

旗2-37与旗011-38同是裂缝见水，旗2-37的措施效果显著。

其原因是油井见水后，很容易导致近井地带裂缝附近结垢严重，形成塞面，导致堵剂改变流动方向，影响堵水效果。

4.3 从油层物性分析
储层物性好，是保证措施效果的有利前提。

层系相对单一比多层系效果更好，多层系油层层间矛盾突出，造成堵剂作用不均，封堵效果不理想。

4.4 从施工参数分析
油井堵水注入压力上升越慢越平稳，堵水效果越好。

对于高渗带见水井，见水时间较长的，应适当的加大堵剂用量。

旗09-40累计注入堵剂用量1063m3，旗015-34累计注入用量983m3，旗09-40的措施效果明显强于旗015-34。

5 结论与认识
（1）对于裂缝型和高渗带见水井，油井堵水是有效降低含水，恢复产能的措施，选择措施时机是关键；裂缝型见水，见水时间越短，措施效果越显著。

（2）油层物性是措施效果的保证，层系单一的油井措施效果更显著。

（3）无水采油期越长，见水时间越短，措施效果越好。

（4）现场的施工参数是措施是否有效的有力保证，注入压力上升越慢越平稳措施效果越明显。

对于油井堵水的堵剂用量有待于现场进一步的实验和探索。