大港油田采油工艺研究院 天津 300280
摘要：据统计，某采油厂辖X1、X2、X3和X4四个油田，油藏类型多样、区块繁多、层系复杂、渗透率和孔隙度分布范围广。随着油田开发的逐步深入，诸多不利开发条件凸显：其一，地层矛盾加剧，层间和层内矛盾日益突出；其二，井况恶化，浅层套破井数不断增加，该采油厂事故井数平均每年增加100口左右，其中套破井约30口。堵水的方法包括化学堵水和机械堵水，机械堵水对层间距、井筒条件要求较高，且存在卡管柱风险、无法加药、加剧管杆偏磨等缺点。因此，目前化学堵水应用范围不断加大。为提高不同类型油藏化学堵水工艺成功率和有效期，需对化堵工艺技术进行分析研究，研究出适用于不同类型油藏的化学堵水工艺技术。
关键词：不同类型油藏；化学堵水；工艺成功率
1、现状分析
1.1现状
近年该厂实施化学堵水42口井，一次施工完全达到设计要求30口井，一次施工工艺达标率仅71.4%；一次封堵试压合格37井次，一次封堵成功率88.1%。一次施工未达到设计要求12口井，其中套破2口井、试压失败3口井和灰面超高7口井。
1.2分析
1.2.1 堵剂体系单一
目前，不同类型油藏化学堵水均采用常规无机堵水剂，常规堵水剂主要由油井D级水泥、膨润土、纤维、CaO、缓凝剂等组成，粒径约50~80μm。X2油田高渗油藏单一，采用常规堵水剂存在堵剂使用量大、费用较高、有效期偏短等问题，堵剂浆体使用量一般为20m3，甚至更多；X1、X3油田低渗油藏堵剂使用量4~8m3；X4油田特低渗油藏采用常规堵水剂存在封堵深度浅、施工压力高、有效期短等问题，堵剂浆体进入地层量一般为1~2 m3。
1.2.2 管柱设计不合理
目前，化学堵水工艺管柱深度距离堵水层上界基本统一为100~120m，未根据油藏类型与特征设计管柱深度。对于X2油田高渗油藏化学堵水，堵剂基本能顶挤到设计位置，为了封堵强度和效果，甚至中途停泵使堵剂失水提高施工压力；对于X1油田低渗油藏化学堵水，油管正顶挤基本合格，套管反顶挤因施工管汇流程易超压导致灰塞面过高；对于X4油田特低渗油藏化学堵水，堵剂难以顶挤到设计位置。灰塞面超高，延长了作业钻冲时间，增加了作业费用。
1.2.2 施工工艺不合理
地面施工管汇流程存在缺陷，高压情况下，倒套管反顶挤流程一般约4~5分钟，堵剂在井筒内高压下易失水造成反顶挤超压，堵剂难以顶挤到设计位置。堵剂配置流程存在缺陷，为保证化堵施工的连续性，搅拌池内堵剂配置和注入同时进行。首先，易造成堵剂浆体配置不均一和浓度忽高忽低，地层易桥堵或浅堵；其次，配置时空气易进入堵剂内造成泵工作不正常，严重影响正常施工。
2、工艺改进
2.1堵水剂体系改进
2.1.1特低渗油藏堵水剂体系
X4油田特低渗油藏埋深2800~3400m、孔隙度8.8~15.6%、渗透率1~28.5×10-3μm2、地层温度90~110℃、原始地层压力25~34MPa。常规无机堵水剂只能封堵该类油藏射孔炮眼，无法进入地层孔隙，造成堵水有效期短，甚至堵不住。为此，研制应用了超微粉体堵水剂。超微粉体堵水剂由超细油井G级水泥、超细粉煤灰、硅粉、活性矿粉和缓凝剂等组成，具有粒径小、封堵强度高、堵水有效期长等优点。
2.1.2低渗油藏堵水剂体系
X1、X3等低渗油藏埋深埋藏深度2680~2900m，孔隙度11.5~24.8%、渗透率1~28.5×10-3μm2、地层温度100~105℃、原始地层压力27~29MPa。常规无机堵水剂进入地层量为4~8m3，为提高封堵效果，可采用常规堵水剂与超微粉体堵水剂复合段塞施工工艺，常规堵水剂作为封堵段塞，超微粉体堵水剂作为封口段塞。
2.2工艺管柱改进
针对目前化堵工艺管柱深度距离堵水层上界统一为100~120m的现状，根据油藏类型优化了化堵工艺管柱的深度，油田中高渗油藏化堵堵剂基本能顶挤至设计位置，管柱深度设计为100~120m；在倒套管反挤流程不超时的情况下，低渗油藏化堵堵剂一般可顶挤至设计位置，管柱深度设计为80~100 m；特低渗油藏堵剂难以顶挤至设计位置，管柱深度可设计为25~30m，若油管正顶挤超压，可反洗井后憋压候凝，这样大大降低了井筒内堵剂高度，缩短钻塞时间。
2.3施工工艺改进
2.3.1 配液流程改进
针对堵剂配液浓度不均和空气易进泵的情况，在泵车和配液池之间配备了中转池和潜水泵，堵剂配置的均一性和泵车避免空气进泵可同时保证。
2.3.2 施工管汇流程改进
针对施工管汇流程倒换液体、倒换流程繁琐与超时造成堵剂失水进而灰面超高的情况，改进了施工管汇流程，配置了专用堵水阀组和高压弹簧单流阀。阀组可有效将两辆泵车和井口交叉整体连接起来，消除了一辆泵车突发故障对施工连续性的影响；高压弹簧单流阀可保证提前倒流程开阀门的情况下，避免油管内堵剂上返至油套环空而卡管柱，大大降低了超压造成灰塞面偏高的几率。施工管汇流程的优化改进大大简化了工序，缩短了停泵时间，避免了堵泵、倒流程等费时超压而导致堵管柱或井筒。
3、现场应用
某采油厂实施化学堵水措施36口井，一次施工工艺达标率97.2%，一次封堵成功率100%，仅M468井堵剂未顶挤到设计位置，该井因套管服役年限较长，为保护套管限压施工而未达到设计要求。典型井例：W360-82井，生产层砂三中6、层段3090.6m～3106.1m和砂三中7、层段3138.1m～3170.0m，日产液35.2 m3、含水率99.6%。通过监测，判断油层砂三中6为出水层，应用超微粉体堵水剂封堵砂三中6，具体施工步骤：（1）验证出水层上部的套管承压性能；（2）向井筒内填石英砂保护产油层砂三中7；（3）向出水层挤入水灰比为1.3、密度为1.38g/cm3的超微粉体堵水剂浆体6.7m3；（4）挤入清水10 m3；（5）候凝48h后，钻冲清扫井筒内的残留堵水剂。W360-82井堵水后，日产液6.6 m3、日产油3.2 t，累积增油612 t，有效期285天。
结语：（1）准确找到出水层是化堵措施降液增油的前提。（2）超微粉体堵水剂浆体现场施工压力大幅低于常规无机颗粒型堵剂，封堵深度大，固化强度高，可显著延长堵水有效期。（3）多段塞复合堵水工艺技术可降低化堵材料费用，提高化学效果。（4）根据不同类型油藏，优选堵剂体系、优化工艺管柱和改进施工工艺可大幅提高化学堵水工艺一次达标率。
参考文献：
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