高温裂缝性油藏超深井堵水现场试验成败因素分析
水力压裂失败原因分析及预防措施
孔枪 不能有 效的 穿透 水泥 环，造成射 孔不 完善 ；或 由于射 孔 管必须准确记录 ，对油管准确丈量三 次，控制误差在０ ． ２ ％ ｏ 之 枪 的质量 问题 ，发射率低 。 由于射 孔技术 人员技术 问题或 马 内。在组配 管柱时 ，认真对 照设计 ，算准卡 距 ，将所 下钻具 虎 粗心 ，使射孔 枪接线 发生 问题 不全发射 或部分 发射 ，致 使 按照顺序依次摆放在油管桥上，检查校 核无误后依次下入 。 压裂时压 力过 高 ，无法 压开地层 使压裂 失败 。有时 因人 为信 ２ ． ３ 针 对 封 隔 器 存 在 的 问题 我 们 应 该 采 取 相 应 的 措 施 。 息传递错 误 ，在 未射孔 时下压裂钻 压裂 ，￣２ ０ ０ ３ 年施 工的剖 领 取封 隔器时认 真检查 ，并且严格 按照操 作规程进 行试 压 ， 确 保 试 压合 格 。在 拉 运途 中要给 丝 扣 戴上 护 丝 ，保护 胶 皮 １ ５ 一 Ｏ ２ 井。 １ ． ２ 数 据 错 误 ，包 括 下 钻 数 据 不 准 确 或错 误 ， 有 时 也有 井 和丝 扣 的完 好 。在下 钻 前先 处 理井 筒 合格 ，通 洗 井达 到施 身 结 构 数 据 错 误 ，钻 具 组 配 错 误 ，封 隔 器 和 导 砂 器 位 置 接 反 工 的 要 求 。在 下钻 过 程 中 ，严 格 控 制下 钻 速 度 ，控 制 在 Ｏ 一４ ０ 根／ 小时 ，并且 要平 稳操 作 ，准 确丈 量 ，并且计 算好 等 。对于三 封套压 或双封选 压 的井 ，数据错 误使封 隔器所 夹 ３ 层 不是 目的层 ，有时直接 为套管致 使压不 开 。有 时因 为数 据 座 封位 置 使 其避 开 套管 接 箍 ，必 要 时 的考 虑 油 管 的伸 长量
石 油 化 工
黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发影响因素分析
由肛矸 煞 ２１ 第 期 １２ ｏ饽； ４ ５
黄 沙 坨 裂 缝 火 山岩 油 注水 开 发 影 响 因素 分 析 性 藏
许 莉 宁
（辽 河 金 马 油 出 开 发 公司 ） 摘 要 本文介绍 了油 田注水 开发特征 ，并从 油藏裂缝 发育状况、驱油效率 、采 出程度 、注采井空间位置等方面分析黄沙坨 裂缝
１ 黄沙坨油田概况
及走 向，裂缝 发育区油井产能 高 ， 水见效快 ，含水上升快 ；裂缝欠 发育 区油井产 量低。见水见效慢 ；裂缝 发育区 油井来水方向与裂缝走 向一致 ，其注水推进速度快 ，见效反应明显 ． ． （ ） ２ 驱油效牢 。柏渗 曲线表 明束缚水饱和度较人为５ ． １ ％．袭明 ６ 岩 石强亲水 ；残余油饱和度中等为 ３． ３ ％，袭明原油粘度低易出油 ；水 ３ 驱效牢为． ． ｛７ ｌ ％较低。 １ ： 褶渗 曲线表ｌ 油水两柏区区域较 ： ｉ ｊ Ｉ 窄 ，油藏可动油饱和度较低 ，油藏采 ‘ 收牢不会高 虽然原油地下粘度小于 ０５ ｐ 油水粘度 比低 ，有利于水 ． ａ ｍ 驱油 。榭渗曲线表明随含水饱和度增 Ｊ ，油相渗透砗下降很快 ，水桂渗透 Ｊ ｕ ｌ
图ｌ黄沙 中 储集层 坨 渗
油水相对渗透卓曲线
牢上升也 很快 ．油藏一旦见水 ，水就 占据主要流动喉道 ．抑制油的流 动 ，含水上升很快油井产量人幅度降低 ． 以水驱效率不会高 所 ’ 。 ｆ ） 出程 度 。从生产情 况看 ，油井累产液量高 ，反 映井周附 采 ３ 近 亏空 火 ，地层 能量损失火 ．影响注 水后见 效的快慢 ；累采油量高 ． 反映 井周附近 油层 裂缝 发育 （ 包括后瑚压裂 改造形成的裂缝 ），剩余 油 少 ， 响见效后的增 油效果 ；累采水量高 ，反映 出水的生产层已经 影
低渗透裂缝油藏油井高含水的原因分析与治理
A油田受地下水活跃、裂缝发育及注水压力偏高等因素影响，油井含水上升快，高含水油井比例大，油田开发形势严峻，稳油控水难度大。
通过认真分析引起油井高含水的原因，因井制宜，一井一策，详细制定治理方案，主要通过层段降水、周期注水、化学调堵及机械堵水等措施手段，共治理高含水油井32口，取得较好的增油控水效果，有效减缓了油田含水上升速度，油田开发效果得到持续改善。
1 油井高含水的原因分析1.1 地下水活跃，边水或底水推进过快导致油井含水上升在油田边水或底水能量充足的地方，随着油井开采时间的延长，油层压力下降，边水或底水在外压的作用下侵入油层，使油水边界向油藏内部不断压缩。
结果地下水与油层原油混合在一起，由于油水在地层中的渗透性差异，导致地下水推进过快，先于原油到达油井，使这些地区的油井过早含水或含水上升过快。
而那些处在油水过渡带的油井，甚至在开发初期就进入中高含水阶段。
1.2 油水层解释难度加大，误射水层或油水同层所致低渗透油田油层发育差，油藏孔隙度低、含油性差，局部井区纯油层和油水同层在测井响应上差别不大，反应在测井曲线上幅度差异不明显；加上油水层解释标准存在地区差异性和极强的经验性，导致在测井解释的时候，容易把油水同层、水层误解释为油层而进行射孔。
或者是在投产开发时，放宽了射开标准，为获取更多的油量而射开油水同层。
1.3 天然裂缝发育、油水井压裂投产，裂缝贯通油水井A油田为低渗透裂缝型油田，断层附近及构造高部位是裂缝相对发育区。
断层走向多为南北向，通过微地震裂缝测试等监测手段，判断裂缝走向以近东西向为主。
因此该油田井网为线状注水井网，线状注水被认为是目前低渗透裂缝油田最佳的注水方式。
该油田油水井均压裂投产，但是，压裂时并不能完全控制裂缝的延伸方向，实际上在其他方向也产生裂缝，加上油水井距过小，油水井间的次裂缝很容易沟通，注入水沿次裂缝方向很容易到达油井，导致油井含水上升过快。
1.4 注水量、注水压力超标，导致注入水推进过快低渗透油田普遍注水受效差。
裂缝性低渗透油藏注水吞吐开发影响因素分析
反 吐采油 的方式 ， 保 持 油层 压 力 的前提 下 ， 现 在 实
油 田的相对 稳产 。其 中 ， 台油 田、 头 安乐 油 田 、 江汉
１ 数学模型的建立
１ １ 考虑 启动 压力梯 度 的基质 系统流体 运动方 程 ． 裂缝 性低 渗透 油藏注 水开发 的过 程 中 ， 流体必
王厂油 田 、 中原 马 厂 油 田 、 中原 Ａ ６ ４ ３油 藏 进 行 注
一
个比较完整的裂缝 性低渗 油藏渗 流模型 ， 运用数值模拟 方法， 用所编制的数值 模拟程序 ， 利
分析计算 了启动压力梯度 和应 力敏 感对该类 油藏 注水吞吐开发 的影响。研 究结果表 明： 启动 压力梯度 对产量的影 响在 生产后期 ， 动压 力梯度越 大 ， 油井产量 的影 响也越 大； 力敏 感 启 对 应 在 整个生产过程 中均影响产量 ， 随着其值 的增加 ， 井产量 降低 ， 油 当应力敏感 系数 增 大到 一定
第 １ 第 ２期 ７卷 ２１ ０ ０年 ４月
文章编号 ： ０ ６—６ ３ ２ １ ０ １０ ５５（００）２—０ ８ ０ ０ ２— ３
特 种 油 气 藏
Ｓ ｃａ ｌａ ｄ Ｇａ ｓ ｒｏｒ ｐｅ ｉ ｌＯｉ ｎ ｓ Ｒｅ ｅｖ ｉｓ
Ｖｏ ７ Ｎｏ ２ Ｌｌ ．
Ａｐ ． ２０１ ｒ ０
人分别 提 出各 自的双 孔 隙 度模 型 。华 北 油 田的王
动压力 ， 即流 体 在 基 质 中 的流 动 不 再 服 从 达 西 定
律 。根 据油气 渗流 的非达 西定律 ， 虑启动 压力梯 考 度 的流 体运 动方程 为 ：
一
瑞河 发表 了双 重 介 质 拟 四组 分 模 型 ； 定 公 布 尹
采油井重复压裂裂缝失效原因研究
采油井重复压裂裂缝失效原因研究摘要:多年来，重复压裂技术的应用为油田开发创造了很大的价值，为油田产量的增加、油田开发水平的提升、人力物力的节省都带来了很大的帮助，越来越受到相关人士的认可。
但在实际的施工过程中，并不是所有的压裂措施都达到了有效增产的目的。
本文结合现阶段采油井重复压裂技术的应用，分析了采油井重复压裂裂缝的失效原因，并阐述了其对策，供相关人士斟酌参考。
关键词：采油井；重复压裂裂缝；失效原因随着我国经济发展的日益迅速，能源价格的不断上涨也给采油井重复压裂技术增添了很大的难度。
采油井重复压裂技术经过多年的应用，其价值已被相关人士确定为有效增产的工艺技术。
现如今，技术施工过程中由于堵塞、结垢和人为的原因导致重复压裂裂缝失效的情况也时有发生。
一、采油井重复压裂裂缝失效的原因分析（一）、微粒运移裂缝及周围的地层堵塞是采油井重复压裂裂缝失效原因的重要组成部分。
微粒运移引起堵塞，黏土会以薄片的形式沉积在泥质胶结储层的孔洞、缝隙中。
地层水的微量元素以及矿化度很容易收到外来水的干扰，使得自身的矿化度发生改变,地层水自身的阳离子同黏土的负电荷作用对电中性平衡的控制会随着PH值（hydrogen ion concentration）的改变而发生变化[1]。
此外，黏土片叶也会受到影响，随时发生黏土片分散。
水中含微粒会受到亲地水砂粒周围不运移的制约，移动水相一旦有水的进入，微粒就会立刻发生分散运移现象，将孔缝堵塞，地层渗透率也因此大大的下降，出现堵塞。
（二）、结垢与沉积在油田的作业中，温度、压力酸碱等发生改变时，地层通道以及传输设备很容易形成结垢，包括油结垢、水结垢和泥浆结垢。
结垢形成的主要位置都是在空隙中、裂缝中、岩缝中、井下的钻具和泵体内、注水井口汇集交织处等等。
结垢的化学条件、物理条件等相关条件一旦成熟，结垢必然发生，将易结垢之处堵塞、卡死、腐蚀造成设备的严重损坏。
结垢的形成是一个非常复杂的过程大体可分为3个步骤。
超深裂缝性储层漏失机理及堵漏技术
281 概述我国未探明石油储量约85×108t，其中73%埋藏在深层[1]，井漏问题异常突出。
在川西地区深井钻探过程中，钻遇地层压力系统多变、裂缝和断层发育，潜在漏失层达8层之多，龙深1井从2005年5月起钻至今已漏失20000m 3钻井液；2013年塔里木正钻井45口，31口井共发生192次漏失，漏失泥浆量20396.94m 3，平均单井漏失量658m 3，仅14口井没发生漏失，占比31%。
由井漏诱发的井壁失稳、坍塌、井喷等问题是长期以来油气勘探开发过程中的世界性难题，复杂性强且难于解决[2]。
尤其在高温高压条件下，超深井钻井液及堵漏材料能否维持稳定性能存在极大挑战，因此对于超深井钻井液及防漏堵漏技术的研究具有重要意义[3]。
2 超深裂缝性储层漏失概况及漏失机理分析2.1 超深裂缝性储层漏失概况 超深井钻井地质工程条件差，钻遇天然裂缝发育、压力衰竭、破碎或弱胶结性储层和多套压力层系时，漏失问题更为突出，尤其是裂缝性漏失。
西部某区块为山前高陡构造，地层特征“高温、高应力、高含盐”，超深井钻完井深最高达8023m [6]，井底裂缝发育，漏失情况严重，分析西部某区块几口井的漏失资料可以看出：深井超深井漏失往往是地层裂缝发育，承压能力不足，高密度钻井液压裂地层中的裂缝或薄弱面形成诱导性裂缝造成漏失，由于裂缝存在形态复杂多样，漏失引起的储层损害方式和机理呈多样化，使得裂缝漏失性储层保护技术成为全球性难题之一[7]。
2.2 超深裂缝性储层漏失漏失机理研宄钻井液漏失发生机理和漏失演化过程是认识漏失的重点工作。
发生钻井液漏失的地层，必须具备以下条件：①地层中有孔隙、裂缝或溶洞，使钻井液有通行的条件；②地层孔隙中的液柱压力小于钻井液液柱压力，在正压差的作用下，才能发生漏失；③地层破裂压力小于钻井液液柱压力和环空压耗或激动压力之和，把地层压裂产生漏失[5-7]。
在具体表现在：高温严重影响着钻井液性能。
随着温度的增加，钻井液会发生高温增稠、减稠及固化等作用，粘土会发生高温分散、高温聚结及高温钝化等作用，处理剂会发生高温降解、高温交联等作用。
裂缝性低渗透油藏注水吞吐开发影响因素分析
裂缝性低渗透油藏注水吞吐开发影响因素分析杨凯【摘要】大量实验证明,裂缝具有较强的压敏效应.低渗基质中存在启动压力梯度,使得裂缝性低渗透油藏的开发非常困难,而注水吞吐对保持油层压力以及实现稳产具有明显优势.建立一个比较完整的裂缝性低渗油藏渗流模型,运用数值模拟方法,利用所编制的数值模拟程序,分析计算了启动压力梯度和应力敏感对该类油藏注水吞吐开发的影响.研究结果表明:启动压力梯度对产量的影响在生产后期,启动压力梯度越大,对油井产量的影响也越大;应力敏感在整个生产过程中均影响产量,随着其值的增加,油井产量降低,当应力敏感系数增大到一定值后,产量的降低幅度几乎不会发生变化.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2010(017)002【总页数】4页(P82-84,91)【关键词】裂缝性低渗透油藏;注水吞吐;启动压力梯度;应力敏感;数值模拟【作者】杨凯【作者单位】西南石油大学,四川,成都,610500;中油西南油气田分公司,重庆,405400【正文语种】中文【中图分类】TE344对于裂缝性低渗透油藏,传统的衰竭式开采过后,基岩中将残余大量的原油,常规注水开发可以降低部分残余油量,但油井见水快,含水率上升快,易发生水窜或暴性水淹现象。
针对这些问题,国内一些油田提出采用原井注水适当补充油层能量后反吐采油的方式,在保持油层压力的前提下,实现油田的相对稳产。
其中,头台油田、安乐油田、江汉王厂油田、中原马厂油田、中原 A463油藏进行注水吞吐后取得了比较明显的效果[1-2]。
石油工业中广泛应用双重孔隙来描述裂缝性油藏,Kazemi和 Rossen等人最先开始裂缝性油气藏数值模拟研究[3-4],随后 Thomas、J.R.Gilman等人分别提出各自的双孔隙度模型。
华北油田的王瑞河发表了双重介质拟四组分模型[5];尹定公布了自己研制的全隐式裂缝性三维三相裂缝模型;中国石油勘探开发研究院袁士义、冉启全等人建立将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型[6]。
油井压裂施工常见问题分析与压裂常见技术
油井压裂施工常见问题分析与压裂常见技术摘要：在持续进行油田开采工作的过程中，地层内的原油储量不断减少，其生产效率也会出现下降的趋势。
为有效保障油田产量，满足我国社会经济发展对于油气资源的需求，我国油气企业通常会采取油井压裂技术来提高产量。
然而，该项技术在实际运用过程中也会出现许多困难，本文针对当前油田压裂施工中常见的几点问题进行探讨，并提出相应的压裂施工技术，希望以此来推动我国油田产业实现进一步发展。
关键词：油井；压裂施工；压裂技术引言：目前我国油田企业常用的油井压裂施工技术，是通过压裂机组将压裂液与支撑剂输入至地下储层内，在地层中形成较宽的填砂裂缝，使得原油能够更顺畅地流入井底，最终实现提高油井产量的目的。
因为我国境内存在的油田大多已经历长时间的开发，其地下储层的储量与油井产量均出现减少的现象，油田开发对于油井压裂技术的需求也随之提升。
考虑到上述问题，为提高原油的产出量并保障作业人员的人身安全，需要针对油井压裂施工过程中常见的问题与技术进行更加深入的探究。
一、油井压裂施工常见问题1.压不开压不开是油井压裂施工中常见问题之一，油层压不开的原因主要包括地质因素、管柱因素、射孔质量因素等。
首先是地质因素，部分地区的地层物性较差，渗透率底，从而导致吸液困难，施工人员难以将地层压开，并产生裂缝。
其次是管柱因素，导致该项问题产生的原因是管柱内有异物、结蜡使炮眼堵塞或下井压裂管柱丈量不准，举例而言，操作人员在工作过程中发生失误，导致卡距被卡在未射孔井段上。
针对这一问题，作业人员应当在以后的作业中要加强责任性，确保压裂管柱丈量准确无误，并对每口压裂井在压裂之前要进行熔蜡洗井作业。
再次是射孔质量因素，射孔弹没有将套管、水泥环和地层彻底射开。
对此，我们采取的措施是增加射孔弹数量，它也是油井压不开的主要因素。
2.压窜、压窜在油井压裂施工中比较常见，引起地层、水泥环压窜的原因具有多样性的特点，其中较为常见的原因包括以下几点：首先，压裂时发生地层窜槽，会导致套喷。
油井出水原因及堵水方法
油井出⽔原因及堵⽔⽅法油井出⽔原因及堵⽔⽅法报告姓名：赵春平班级：⽯⼯11-10 学号：11021467前⾔油井出⽔是油⽥采油过程中的⼀种重要的现象，我们可以从许多⽅⾯来判断发现油⽥油井出⽔现象，例如，油井产出液中，含⽔增加，含油降低即是油井出⽔的前兆；油井产液量猛增，且含油率下降；油井井⼝压⼒猛增，产液量猛增；油井⼤量出⽔⽽⼏乎不出油；⽤仪器测试时，发现油井含⽔增加。
进⾏⽣产测试时，电阻曲线有明显的变化等。
这些都是油井出⽔的重要特征。
通过这些现象我们可以判断油井出⽔原因。
为了应对油井出⽔的问题，减少过早见⽔或者串槽的危害，我们必须找出出⽔地层，判断出⽔原因，作出相应的堵⽔措施。
⽽在油⽥实际操作中，最常⽤的是机械堵⽔法和化学堵⽔法。
⼀、油井出⽔原因油井的出⽔原因不同，采取的堵⽔措施⼀般也不同，在油⽥中常见的出⽔原因⼀般包括：1、注⼊⽔及边⽔推进对于⽤注⽔开发⽅式开发的油⽓藏，由于油层的⾮均质性及开采⽅式不当，使注⼊⽔及边⽔沿⾼、低渗透层及⾼、低渗透区不均匀推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成⾆进或指进现象，使油井过早⽔淹。
2、底⽔推进底⽔即是油层底部的⽔层，在同⼀个油层内，油⽓被底⽔承托。
“底⽔锥进”现象：当油⽥有底⽔时，由于油井⽣产压差过⼤，破坏了由于重⼒作⽤所建⽴起来的油⽔平衡关系，使原来的油⽔界⾯在靠近井底处呈锥形升⾼的现象。
注⼊⽔、边⽔和底⽔在油藏中虽然处于不同的位置，但它们都与要⽣产的原油在同⼀层中，可统称为“同层⽔”。
“同层⽔”进⼊油井，造成油井出⽔是不可避免的，但要求缓出⽔、少出⽔，所以必须采取控制和必要的封堵措施。
3、上层⽔、下层⽔窜⼊所谓的上层⽔、下层⽔，指油藏的上层和下层⽔层。
固井不好，套管损坏，误射油层，采取不正确的增产措施，⽽破坏了井的密封条件;除此之外还有⼀些地质上的原因，例如有些地区由于断层裂缝⽐较发育，⽽造成油层与其它⽔层相互串通等。
4、夹层⽔进⼊夹层⽔⼜指油层间的层间⽔，即在上下两个油层之间的⽔层。
水力压裂失败原因分析及预防措施
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警 醐 璺 ｈ 苎妻 絮 ０葶 尊
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格， 携砂能 力差不能将石英砂及时带人地层。
一 叫 一。 ， 即压力到达一定数 值后 停泵放压 ， 再次打压往复多次 ， 在压力作用 下使地 层疲乏而压 开地层。 有些 井压裂液与地 层
｜ 程术 技
水力压裂失败原因分析及预防措施
董传宾 长庆 油 田公 司第二采油厂修 井大 队
层， 可以更换耐 高压的油管和压裂工具提高压 力
必要按要求限压） 到达限压 后仍然压 点建 量 皇 镳 警 快砂 不 及 进 地 ；裂 性 不 宠 譬 查 碧 辑 过 ，子能 时 入 层压 液 能 合 再次压裂 （ 羞 釜 冀 鲁
砂卡事故。
９ 压裂设 计应该遵守科学 合理 的原 则。 、 在 制作压裂设计 时应该根 据地 层压 力、 性、 岩 上下
盖层油层厚度选择 合理科学的钻具 组合、 砂比、
排量 、 压裂液 、 砂量等。 若压裂参数 不合理将难 以保证压裂施工的顺利进行， 同时也达 不到压 裂
增产增注的效 果。
５７ Ｉ
ＦＯ ＲＴ ＵＮ Ｅ Ｏ Ｒ ＬＤ ２０１０ Ｗ
０
三、 结束语 ： 水力压裂 为一项 大型施 工 ， 要求多岗位 相
互 配合才能完成 。 要求从压裂选井选 层， 裂前 压 的井简准 备， 裂参数的设定， 压 压裂液的选取及 配制 等均要有科学 的态度， 从实际出发 ， 实事求 是 的进行 ， 严格 把好质量关。 只有这样 才能 保证
压 裂施工的安全顺利进行， 才能保证压裂工序的 质量， 达到油井增产， 水井增注的 目 的。
接好反洗流 程反洗冲出砂子再进行压裂。 为了防 止砂堵 ， 在压裂前检测压裂液 的性能 ， 做小 样试
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文章编号:100020747(2005)0220129204
高温裂缝性油藏超深井堵水
现场试验成败因素分析朱怀江1,何帆2,王容军3,张新贵3(1.中国石油勘探开发研究院采油工程研究所;2.新疆石油管理局石西油田;3.新疆石油管理局采油工艺研究院)摘要:准噶尔盆地腹部的石西油田是裂缝性油藏,具有高温、高压、高矿化度和超深井底水锥进的特点。分析5次油井堵水的现场试验结果,分别采用两性离子聚合物凝胶堵剂或石灰2水泥类无机堵剂均难以满足降水增油的需求,分别采用无机硅胶堵剂2聚合物凝胶封口剂体系或植物纤维性预交联体膨颗粒堵剂2聚合物凝胶封口剂体系虽可封堵油井,但造成油水产量均下降。所以需调整堵剂体系,改善施工工艺,以确保堵剂选择性进入水层形成封堵,而不对油层产生伤害。采用三段塞(暂堵剂2改性栲胶堵剂2水泥封口剂)进行石西油田超深井的堵水达到了降水增油的目的,但需调整封堵半径,才可获得更佳的堵水效果。现场试验证明:如果明确油藏和油井情况,采用具一定选择性封堵水层能力的堵剂和注入工艺,可大幅度提高封堵高温油藏超深油井出水的成功率。图1参10
关键词:堵水;现场试验;凝胶;渗透率;改性栲胶;提高采收率
中图分类号:TE358.3 文献标识码:A
1概况石西油田位于准噶尔盆地腹部沙漠之中,是石炭系火山岩裂缝性油藏,属高温低渗透率裂缝2孔隙型底水油藏,井间地质情况复杂,储集层非均质性较强,裂缝和基质有效渗透率相差100倍以上,平均渗透率17.8mD,基质平均孔隙度13%,储集空间及产液通道主要为裂缝,连续性差。石西油田石炭系中部深度4385.7m,地层温度125℃左右,原始地层压力65.21MPa,饱和压力32.4MPa,地层破裂压力80MPa,地下原油黏度0.90mPa・s,原油密度0.6428g/cm
3
,气油比
329m3/t,地层水(CaCl2型)矿化度18268mg/L。石西油田底水能量充足,导致底水锥进,含水率上升很快,至2001年3月,含水率达50%以上的井有20
口,占全区总井数的39%。由于油藏具有高温、高压、埋藏深以及高角度裂缝发育等特点,井况复杂,致使堵水难度很大。迄今为止,国内外类似油藏的堵水还没有可借鉴的经验。为了控制该油藏油井底水的锥进,
1998年至2001年进行了不同类型堵剂的室内研究[125]和5次堵水现场试验[6]。本文结合国内外此类油藏的开发情况[7210],对这些现场试验进行总结,综述取得的进展和认识,剖析失败的原因。2现场试验与结果分析根据石西油藏的情况,经数值模拟预测,实施横向人造隔板、纵向裂缝堆积堵塞的堵水方案效果最好。堵水模型必须具有如下特点:①封堵已锥进水体的通道,达到隔离地层水的目的;还需在油水过渡带形成伞形堆积,延缓底水锥进时间并扩大扫油面积。②堵剂进入纵向裂缝并形成堆积,堵塞裂缝,隔离地层水。③堵剂具有一定的选择性进入能力,不能油水同时封堵。④应备有封口剂,以防地层高压导致堵剂反吐,使堵水失效。石西油田平均井深约为4500m,地层压力达到64MPa。泵注堵剂时摩擦阻力较大,泵注压力可达到50～60MPa。经计算,在低于地层破裂压力前提下,采用1400型压裂车组作为泵注设备,在排量0.6～1.0m3/min、泵压小于60MPa的条件下,可保证堵剂在裂缝纵向的堆积效果,不至于因排量较低造成堵剂漏失,或不能在初凝时间内完成堵剂的泵注,从而导致施工失败。现场施工时,根据各井测井资料反映的水锥范围大小以及堵剂性能确定不同的封堵半径及堵剂用量。为防止堵剂提前凝固,采用油管正注工艺,同时在堵水作业现场连续配液、供液,以保证泵注的连续性。在室内耐高温高压堵剂研制与评价的基础上,选择了5种堵剂体系进行现场试验。2.1两性离子聚合物凝胶堵剂1998年8月13日使用两性离子聚合物凝胶堵剂和可化解封口剂在SH1013井进行了第一次堵水现场试验。SH1013井接近油藏边部,生产初期采用5mm
油嘴,日产液47.8t、日产油45.4t、日产气0.65万m
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921 石 油 勘 探 与 开 发 2005年4月 PETROLEUMEXPLORATIONANDDEVELOPMENT Vol.32 No.2含水率5.0%;堵水作业前日产液13.0t、日产油0.3t、日产气0.1万m3,含水率97.9%,已关井。两性离子聚合物由丙烯酰胺、磺酸基盐等合成,堵剂配方为:0.8%～1.0%两性离子聚合物+1.5%～1.8%酚醛类交联剂+0.4%助剂。适用温度为80～130℃,耐盐能力小于30g/L,80℃下成胶时间不少于10h,凝胶强度为15～25Pa,封堵率98.7%。可化解封口剂由5%聚合物(PNN)、8%可交联树脂(NH)和3%助剂构成。PNN含有酰胺基和活泼氢,可与树脂中的羟甲基交联,在地下聚合产生体型结构凝胶体,达到封口作用。设计封堵半径为10m,使用两性离子聚合物堵剂330m3、封口剂42m3。施工过程中平均注入压力33MPa,最高注入压力42MPa,平均排量0.94m3/min,符合施工方案要求。堵水后候凝3d开井,3.0mm油嘴生产,初期生产动态为:日产液85.3t、日产油6.3t、日产气0.3万m3,含水率92.6%,累计增油约160t。该井堵水后产液量增加数倍,油、套管压力上升明显(堵水前油压1MPa,堵水后正常生产油压13MPa),说明堵水前存在油层堵塞。在挤入两性离子聚合物堵剂过程中,注入压力达到42MPa(折算至油层条件下约80MPa),如此高的注入压力突破了油层的堵塞带,造成解堵,既增加产液量又释放淤堵在油层内的剩余油,出现短期的产油量增加。但是,两性离子聚合物凝胶堵剂和可化解封口剂未对SH1013井形成有效封堵。试验失败的原因可能是地层温度达到堵剂的使用上限温度,堵剂体系在地层和裂缝中未能成胶或超温破胶,无法形成有效封堵。2.2无机硅胶堵剂1999年9月16日使用无机硅胶堵剂与聚合物凝胶封口剂对SH1019井进行了堵水现场试验。SH1019井接近油藏边部,无水采油期较长,生产初期采用4.5mm油嘴,日产液50.0t、日产油47.0t、日产气1.08万m3,含水率6.0%。堵水作业前日产液65.8t、日产油15.5t、日产气0.31万m3,含水率76.6%。无机硅胶(水玻璃)适用温度为80～200℃,耐盐能力小于50g/L,120℃下成胶时间不少于4h(可调),封堵率为82.0%～99.9%。封口剂由5%聚合物(PNN)、8%可交联树脂(NH)和1%助剂构成。设计注入无机硅胶堵剂180m3,聚合物凝胶封口剂120m3。无机硅胶堵剂注入顺利;但聚合物交联体系在配制时便出现成胶现象,容器和油管中的铁离子对成胶引发剂有催化作用,使成胶速度大大加快,导致泵入困难(泵压超过60MPa),聚合物交联体系封口剂实际注入15m3。堵水后候凝5d开井,5.0mm油嘴生产,堵水后初期日产液28.3t、日产油8.5t、日产气0.16万m
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率70.0%。堵水6month后日产液55.0t、日产油12.7t、日产气0.21万m3,含水率77.0%。封堵见效,油、气和水的产量全面下降,有效期达200d。在试验中起作用的主要是无机硅胶堵剂,由于对油层和水层同时封堵,造成产油量降低约45%。这说明无机硅胶堵剂对高温、高压深井的底水水锥具有一定封堵能力,但选择性进入油层的能力差,而且施工工艺技术需改进。2.3石灰2水泥类无机堵剂1999年11月9日采用石灰2水泥类无机堵剂对SH1032井进行堵水现场试验。SH1032井接近油藏边部,位于SH1031井延长线上,相距500m。该井无水采油期较长,生产初期采用4.0mm油嘴,日产液45.0t、日产油44.0t、日产气1.7万m3,含水率2.2%。1997年12月至1999年7月含水率每年递增25%,堵水作业前日产液99.3t、日产油2.0t、日产气0.9万m
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含水率98.0%。堵剂配方为:20%石灰+12%水泥+0.2%～1.0%缓凝剂2助剂。堵剂的胶凝时间不少于42h(130℃),适用温度70～150℃,矿化度对堵剂性能影响
很小,在地层中凝固后抗压强度为15.3～26.08MPa,
封堵率不小于95%。注入石灰2水泥类无机堵剂152m3,注入排量为0.25～0.45m3/min,注入压力为28～37MPa,爬坡压力为9MPa,在施工中未发生异常。候凝后开井不出液,经小型酸化解堵后,用3.0mm油嘴生产,日产液50t、日产油4.2t,含水率降至92%。但是5d后产况恢复至堵前水平。SH1032井堵水现场试验失败的原因可能是:油井的水层薄且少,但压力高于油层压力。注入的堵剂大部分进入较厚的油层,堵剂胶凝后完全封堵住油层与水层,以至不出液,但水层的封堵层厚度较薄。酸化使较薄的已封堵水层易连通,一旦被油气水突破,很快失去封堵作用。所以单独的石灰2水泥类无机堵剂不适合该油藏的堵水。2.4纤维性预交联体膨颗粒堵剂2001年10月29日采用植物纤维性预交联体膨颗粒堵剂和聚合物封口剂对SH1058A井进行堵水现场试验。堵剂配方为:1%植物纤维性预交联体膨颗粒+
清水。植物纤维性预交联体膨颗粒遇水后体积膨胀数倍,在地层中形成堵塞后强度较大,耐盐能力较强,耐温低于130℃,可以酸解。聚合物封口剂配方为:1.6%
～1.8%PAM+交联剂及助剂。该封口剂的堵塞强度
031石油勘探与开发・油层保护与改造 Vol.32 No.2