稠油边底水油藏水平井堵水技术改进与试验
胜利油田水平井大修技术
三、水平井冲砂工艺技术
水平井冲砂
冲砂可以分为冲套管砂和芯管砂两种，对于 滤砂管没有损坏的油井，经过芯管冲砂处理以后， 油井可以正常生产一段时间。对于由于粉细砂堵 塞滤砂管芯管的情况，将滤砂管芯管内的沉砂冲 洗干净也是恢复生产的一种有效方法。
水平井套管内冲砂工艺技术
射孔完成的水平井与直井相比虽然采油强度低，生产压差小，但地 层砂和其他胶结物同样会随液体进入水平井筒逐渐沉积在水平段内，造 成井筒堵塞或部分堵塞，使油井减产或停产，为了迅速恢复油井产能， 必须进行冲砂。
稠油油藏扩大到非稠油的边底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层
不整合油藏、低渗透油藏和薄层油藏等。并相继完成了水平探井、丛式水平井、
超深水平井、海油陆采水平井、阶梯式水平井、双连通式水平井等不同类型的水
平井。
分支水平井
双连通水平井
胜利油田的侧水钻水平平井井数目前每年以50—70口的速度增加，截止到2005年底胜利
上提负荷至260kN， 从 油管正打压，压力0～17MPa， 共使用增力器打压、放压43组 118次，活动管柱135次，时间 12小时，井下管柱上移9.7m， 捞出全部管柱。
井下增力打捞技术的适应性 井下增力打捞技术是改变管柱的受力方式，变液压力 为上提拉力，并且直接将作用力作用在鱼顶处的一种打捞 方式，从原理上讲，就是在直井中的活动解卡方式，只不 过作用力比较大，并且直接作用在鱼顶处，因此，该工艺 技术的适应性和活动解卡方式的适应性是一样的。
2、同样由于造斜段的影响，井口扭矩也无法有效传递到井下水平 段，因此在水平井实施常规的套铣、倒扣等打捞工艺比较困难。
3、一般直井防砂管柱长度只有几米至十几米，而水平井水平射孔 段比较长，因此滤砂管也比较长，一般长度为几十米以上，有的甚至长 达300米。每根滤砂管均带有扶正器，在扶正器处有变径，这也增加了打 捞难度。
底水油藏水平井分段开采技术研究
底水油藏水平井分段开采技术研究沾5块位于太平油田西部，含油层位为Ng上4，属于具有边底水的构造地层稠油油藏，且非均质性比较严重，直井、水平井以及热采的开发的效果都不理想。
目前，沾5块目前主要是利用水平井进行开采，底水容易沿着局部高渗透带流向油井，发生锥进，油井因此很快见水，无水生产期缩短，含水迅速上升。
目前，沾5块最大的问题就是高含水。
为弥补常规水平井的不足之处，我们提出水平井分段开采技术。
水平井分段开采实际就是在水平井中下入带有封隔器、换层开关等井下工具的管柱，使管柱和各层段间形成相对独立且连通的流体通道，以此来解决由于水平段生产压降、井身轨迹及避水厚度、非均质性造成的高含水问题，可以对底水突破生产段进行封堵，也可以逐段开采，根据具体的地质情况和生产现状制定合理的开发方式和生产参数。
一口井做多口井使用，在控制底水锥进的同时，提高油藏的储量动用程度和最终采收率的效果。
理论分析上，沾5块非常适合分段开采技术，又经过沾5-P1分段射孔成功的实际案例，我们可以得知采油水平井分段开采技术可以有效的解决沾5块的高含水问题。
标签：沾5块；高含水；非均质性；分段开采；压力降；井身轨迹水平井可以增大井筒和油气层之间的接触面积，提供远大于直井的渗流通道，获得更高的产能。
底水油藏开发面临的最大问题就是底水的锥进，沾5块油田水平井开发已经进入中、高含水阶段，含水上升速度快，严重影响了水平井的开发效益。
采用射孔优化技术改变水平井近井筒的流入特性，从而实现流入剖面均一的目的。
1 地质概况沾5块位于太平油田西部，含油层位为Ng上4，1972年上报探明含油面积4.6 km2，探明石油地质储量330×104吨，2003年1月复算含油面积3.96 km2，石油地质储量863×104吨。
太平油田沾5块构造上处于义和庄凸起东部，东邻太平油田沾18块，南以义南分支断层为界，北部逐渐过渡到义北斜坡。
该块馆陶组地层超覆-披覆于古生界潜山地层之上，其馆上段地层构造形态与古生界潜山顶面的构造形态基本一致，呈北西高南东低，坡度在1o～2o之间。
探讨大港油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施
探讨大港油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施摘要：底水油藏水平井见水后,含水率上升迅速,产油量很快下降,后期堵水作业困难,措施费用高.根据水平井见水特征,利用物理模拟,理论推导和数值模拟等手段,对底水油藏水平井水淹特征进行研究,得出了均质和非均质油藏水平井的水淹模式.本文结合笔者的实践经验，主要探讨了大港油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施，以供广大学者和读者朋友参考。
关键词：大港油田；边底水油藏水平井；见水特征；避水措施引言：采用无标度的三维裂缝底水驱模型，对裂缝性井底的三维动态进行了实验研究。
将计算结果与无裂缝水平井和垂直裂缝和纵向裂缝水平井的计算结果进行了比较。
该模型代表了大港油田某水平井的排水量剖面。
用煤油和蒸馏水代表储层流体，用玻璃珠代表多孔介质。
所有的实验都是在相同的生产率下进行的，所选择的生产率是为了使油水界面在接近生产井之前保持稳定。
正如预期的那样，压裂直井通过提高突破点和最终采收率、延迟水突破和降低压降，大大改善了其性能。
虽然水平井总体上比直井有更好的表现，但裂缝性垂直井在采收率、水突破和压降方面的表现优于水平井。
正交裂缝和纵向裂缝的水平井优于裂缝性垂直井。
总的来说，增加裂缝穿透深度可以改善垂直井和水平井的生产动态。
研究发现，将裂缝穿透延伸至原始油水接触面，并没有如预期的那样，导致早期水突破。
1. 大港油田边底水油藏水平井见水特征水平钻井的主要目的是在产层内设置一个长距离的排水孔，以提高产能或注入能力。
在水平井钻井中，出现的问题比垂直井更严重。
这些问题包括：井眼清洁不良、扭矩和阻力过大、井眼充填、卡钻、井眼不稳定、井漏、地层损坏、固井质量差、测井难度大。
因此，水平井的成功钻井和生产在很大程度上取决于钻井和完井过程中使用的流体阶段。
几个阶段本文提出了满足部分或全部要求性能（井眼清洁、切削悬浮、良好润滑和相对较低地层损害）的新型流体[1] ，水平井与常规井含水对比图如图一所示:图一：大港油田水平井与常规井含水对比图本文采用二维Hele-Shaw模型对气顶底水同时驱水平井的生产动态进行了实验研究。
边底水油藏开发后期堵控水技术对策
从 边底 水堵控 水技术 来看 ，机械堵 水措施取 得一
定效果 ，但有效期较短；化学堵水技术还不成熟 ，有
待进 一步深化 。发展 边底 水油藏 堵控水 技术 ，有效地 控制水 脊 和水 锥现象 的发 生与发 展 ，是 边 、底水 油藏 开发后期 急需 解决 的技术难 题 。
量开发并采用衰竭式开采方式，油 田开发后期所面临 的主要问题是边、底水的水脊、水锥问题十分普遍 ，
（ ）使用封隔器加衬管隔离部分射孑 层 的做法 ， １ Ｌ 含水有所下降，短期 内又恢复到原有水平。 （ ）１９ ２ ９６年以前 ６口油井利用 聚合物及硅酸盐 多段塞远距离堵水 ，日 产水下降 ３ 万桶 （ １９６ｔ ， ４０ ． ）
增 油效果不 大 ，以后 没有推 广应用 。 （ ） ＭＯ ３ Ｃ一１ 细优质 水泥 ，１９ 精 ９６年 以前 试 用 ５
油 田堵水 经验 ，分 析认为 对于边底 水油藏 堵水必须 采 取堵 水 ＋ 水相结合 ，机堵 ＋化堵 相结合 等方式 ，这 控
样才能有效控制含水上升速度和边 、底水的水脊、水 锥现象的发生。为此提出以下堵控水技术对策 ：
３ １ 采取 堵 ＋控 相结合堵 水方式 ．
从表 ２可以看 出，整 体式 、平衡式 、卡 瓦悬挂 式 堵水管 柱适 应工 作 压 差一 般 小 于 １ Ｐ ，温 度 小 于 ５Ｍ ａ ９ ０℃ ，不适应 １ Ｂ ８区块高 压 、高 温条 件。 Ａ／ 可钻式封 隔 器 堵 水管 柱 具 有 承 压 高 （ ５Ｍ ａ 、 ２ Ｐ ）
２ １ 机械堵 水技术 适应性 分析 ．
口油井堵水， 日 产水下降 ３ 万桶 （１９６ｔ ４０ ． ），增油
秘鲁 １ Ｂ ８区块 油藏 存在 部分 隔层 和物性 夹 Ａ／
大港滩海油田水平井选择性堵水先导性研究与试验
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。
水平井综合调堵技术的研究与应用
作者： 秦洪岩
作者机构： 长江大学;中国石油辽河油田公司
出版物刊名： 化工管理
页码： 94-94页
年卷期： 2014年 第8期
主题词： 稠油;高温;调剖;堵水
摘要：目前稠油水平井主要采用蒸汽吞吐开采方式,但在水平井开发边底水油藏过程中,因吞吐轮次增加,油层压力下降,引起边底水侵,从而导致油井高含水。
严重制约了水平井产能的发挥。
针对此问题以及水平井特殊的完井方式,研发水平井调堵技术。
该技术利用化学堵水技术,封堵管外油层水窜通道;采用机械堵水工艺,封堵管内出水井段。
同时配合多功能一体管柱可实现不同油藏的分段调堵,适合较大规模推广应用。
水平井堵水技术探讨
为 了防止冻胶沿挠性油管 向水平井井段 回流 ． 在注化学封堵剂之 前。 在地面 向环空注入保护液体 。当保护液体沿环空到达挠性油管末 端 时， 开始从挠性油管注入冻胶。 通过连续注入达到保护油层的 目的 ． 可有效 降低对产层的污染
４１ ．． ３堵剂 的选择与组合 （） １保护液体 。 保护液体漏失到储层的速度应很低 ， 对近井地带的
２２水平井 出水原 因 ． ２２１ ． 地质 因素 ． 裂缝性油藏水平井开采在开采初期裂缝是 油的通道 ． 后来油层压 力降低 ， 裂缝变成 了水 的通道 ， 产水急增 ， 产油骤减 。 ２２２油水性质 ．． 油水 密度差对底 水脊进生产 压差的影 响规律是随着 油水密度差 的减小 ， 临界生产压差呈线性减小 ， 油井容易 出水 。 ２２３井身结构 ．． 水平段 长度较小 时 。 在较短 时间内就形成 了水脊 ． 水脊 的两翼 比 较陡 ， 油水边界变形较大 。水平段长度较长时 ． 随着 长度增 加 ． 在相 同 生产压差下 。 水平井见水时 间推迟 ， 无水采收率和最终采收率增加 。 ２３水平井找水方法 － 水平井 找水方法 主要是通过油 和水在物理 和化学性质上 的差异 而发展起来 的。 主要有温度测井 、 流体密度及持水率测井 、 氧活化法测 井和储层饱和度测井等 四种测井方法 ２３１ 度 测 井 ．． 温 温度测井 是通过测量 和分析温度 的异常来寻 找水平井段 的出水 部位 。 井下测量温度 的仪器 ． 根据测量环境温度的要求 ． 采用电阻传感 器和热电偶式。电阻式温度仪主要用于 中低温测量 。 电偶 温度仪主 热 要应用在注蒸汽和高温井 中 ２ ． 流体密度及持水率测井 ．２ ３ 流体密度及 持水率测井 主要通过确定 多相流 中油 、 、 的含量 气 水 及沿井筒的分布规律来确定出水部位 ２３３氧活化法测井 ．－ 氧活化法测量是利 用能量大于 ＩＭ Ｖ的快 中子照射 流体 ．流体 Ｏｅ 中的活化氧产生 氧的放射性 同位素 １Ｎ放 射 Ｂ射线后衰减 ，半 衰期 ６ 为 ７ ３。 ． ｓ 衰减过程 中放 出高能 射线 ， Ｎ衰变过程放射 出 射线能 １ １ ６ 量为 ６１Ｍ Ｖ ． ｅ 。由于水 中氧原 子核活化后 放射 出的伽 马射线能 量较 ３ 高． 可以探测出水平井的出水部位。 ２ ． 储层饱和度测井 ．４ ３ 储层饱 和度探测井采用 双伽马射 线探测器和 高密 度过氧硅 酸钆 探测器 通过提高每个脉冲后俘获伽马射线引起中子脉冲期间产生的 碳 与氧伽马射线的差异 。 判断出水 部位。
稠油区块选择性堵水技术的改进与应用
稠油区块选择性堵水技术的改进与应用摘要：该成果针对锦州油区稠油区块选择性堵水技术因开采条件发生变化导致堵剂适应性变差的问题，通过改进堵剂配方，形成复合选择性堵水技术，实现油井的正常生产。
通过向原配方中添加增强剂，提高堵剂适应性，并改进段塞式施工工艺，在保证措施效果的同时节约成本。
研制复合堵水技术，封堵稠油区块大孔道，提高堵剂封堵率。
关键词：稠油区块选择性堵水复合1 欢西油田稠油区块概况锦州油区稠油区块从2011年至2019年，锦州油区稠油区块综合含水已由90.31%上升至95.13%，部分油井甚至已经超过98%。
油井高含水是锦州油田开发的一个主要矛盾，而选择性堵水作为一项堵水措施，由于其堵水而不堵油的特性，近些年广泛实施，并在锦16（于）和欢17（兴）区块并取得了较好的效果，但在其他稠油区块效果不明显。
2 存在主要问题2.1油井含水不断上升，原有堵剂不能适应现有高含水开发条件锦州油田稠油区块由于地层受水长期冲刷，形成了次生大孔道，波及系数降低，油井含水迅速上升，目前已经超过95%，堵剂强度不足以适应现有高含水开发条件，导致原有堵剂堵水效果变差。
2.2原有堵剂受区块地层物性影响，堵水效果较差地层的水矿化度、地层温度、原油粘度均能影响堵剂与原油形成乳状液的粘度与稳定性，原有堵剂受区块原油物性影响，形成的乳状液粘度不足以封堵高含水层，导致堵水效果不理想。
2.3原有施工工艺不能使药剂与稀原油充分混合原有的“药剂+稀原油”2段段塞式施工工艺，药剂未能与稀原油充分混合，影响乳状液的粘度，导致堵剂封堵率不能达到目标要求。
同时易导致注入的稀原油不能完全发挥作用，浪费成本。
2.4油层孔隙度较大，原有堵剂不能有效形成堵水屏障锦州油田属于低渗透非均质砂岩油藏，在开发过程中，由于次生大孔道的形成，加剧了注采矛盾，导致注入水、注入蒸汽沿大孔道、裂缝向油井突进，波及系数降低，原选择性堵水体系不能有效形成堵水屏障，导致堵水效果较差。
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刘 佳 声
（ 中 国石油辽 河油 田公 司， 辽 宁 盘锦 １ ２ ４ １ ０ ９）
摘
要 ：稠油水平井吞吐开发 中边底水锥进导致油井 水 ，因筛管完井方式 、井段长 、出水点压力高等 因
素影 响 ，已有的水平井堵水措施效果不理想 ，为此， 在对 比 目前各种堵水技术 的优缺点基础上， 进行改进完善 ，
Ｉ ｍ ｐｒ ｏ ｖｅ ｍｅ ｎｔ ａ ｎｄ Ｔｅ ｓ ｔ ｏ ｆ Ｗ ａ ｔ ｅ ｒ Ｐｌ ｕｇ ｇ ｉ ｎｇ Ｔｅ ｃ ｈ ｎｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ｆ ｏ ｒ Ｈｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎｔ ａ ｌ Ｗ ｅ ｌ ｌ ｓ ｉ ｎ Ｈｅ ａ ｖ ｙ Ｏｉ ｌ Ｒｅ ｓ ｅ ｒ ｖｏ ｉ ｒ ｓ Ｗ ｉ ｔ ｈ Ｅｄ ｇ ｅ ａ ｎｄ Ｂｏ ｔ ｔ ｏ ｍ Ｗａ ｔ ｅ ｒ
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第４ ２ 卷 第 ３期 ２ ０ １ ３年 ３月
当
代
『 匕
工
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Ｖ ０ ］ ． ４ ２ ．Ｎ Ｏ ． ３ Ｍ ａ ｒ ｃ ｈ ，２ ０ １ ３
稠 油 边 底水 油 藏 水 平 井堵水 技 术 改进 与试 验
水平 井可 以增 加 生产井 段与储 层 接触 面积 ，对
过两 年 的研 究 与试验 ，不断进 行技 术改 进与 完善 ，
于稠 油热 采油藏 ，还 可 以增 大蒸 汽热交 换 面积 ，提 高 热效 率 ， 具 有 明显 提 高单 井 产能 的优 越 性 ， 已成 为 油 田新 区高效 开发 、老 区挖 潜调 整提 高采 收率 的重 要手 段 。但部分 油藏 油水关 系 复杂 ，分布有 边 、底 水 ，因水 平段 动用不 均 ，在压差 作用 下 ，边 底水 锥
ａ ｎｄ ｔ ｈｅ ｉｅ ｆ ｌ ｄ ｔ ｅ ｓ ｔ ｗａ ｓ ｓ ｕｃ ｃ ｅ ｓ ｓ ｆ ｕｌ， ｗｈ ｉ ｃ ｈ ｃ ａ ｎ ｐ ｒ ｏｖ ｉ ｄ ｅ ｔ ｈｅ ｔ ｅ ｃ ｈ ｎｉ ｃ ａ ｌ ｒ ｅ ｆ ｅ ｒ ｅ ｎ ｃ ｅ ｆ ｏ ｒ ｔ ｈｅ ｄｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍｅ ｎ ｔ ｏｆ ｈｏ ｒ ｉ ｚ ｏｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｉ ｎ
将 机械堵水 、化学堵水有机组合应用 ，在现场试验 中见到明显效果 ，为稠油边底水油藏水平井水侵治理提供 了 技 术上 的参考和借鉴 。 关 键 词 ：稠油边底水油藏 ；水平井 ；机械堵水 ；化学堵水
文献 标 识 码 ： Ａ 文章编号 ： １ ６ ７ １ — ０ ４ ６ ０（ ２ ０ １ ３） ０ ３ — ０ ２ ９ ０ — ０ ４ 中 图 分 类 号 ：Ｔ Ｅ ３ ５ ８