大港滩海油田水平井选择性堵水先导性研究和试验.doc

大港滩海油田水平井选择性堵水先导性研究和试验 　　 【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。2.2.2 井身结构分析 　　 庄海8Ng组均为水平井，最大井斜达到91.70°，完井方式都采用筛管完井，并下入分层开采管柱，筛管段长度在210-318米；从井身结构看，每口井基本相同。3 选择性堵水方案研究与评价3.1 工艺技术路线 　　 采用高弹凝胶选择性堵水技术进行堵水作业。考虑到油层条件下的稀释，确定凝胶堵调体系的注入浓度为1.5%和2.0%。根据数值模拟优化结果，结合本井实际情况，确定本井温敏可逆凝胶堵调体系水溶液注入量为800m3，分三个段塞注入。 　　 第一个段塞：注入浓度1.5%，注入量 　　 350 m3； 　　 第二个段塞：注入浓度2.0%，注入量 　　 250 m3； 　　 第三个段塞：注入浓度1.5%降粘剂，注入量200 m3。 　　 注入方式为：正注；注入排量根据注入压力控制，≤200L/min 　　 由于该井为筛管完井，注入时需要考虑筛管的承压能力≤12Mpa。 　　 3.2 高弹凝胶选择性堵水堵剂性能室内评价3.2.1 温度影响 　　 试验中，随着温度的升高，胶凝时间缩短，70℃ 时胶凝时间为4小时，视强度达40*104mPa?s。 　　 3.2.2 不同矿化度油田水的影响 　　 试验中，当水中矿化度在6*104mg/l以下，堵剂都表现出很好的性能???矿场污水矿化度均远远低于6*104mg/l，故能满足现场施工需要。 　　 3.2.3 岩心试验不同介质对堵剂选择性进入能力的影响试验 　　 当uo/ uW在3以下时，选择性进入能力Cw/ Co为1.08，无进入能力，在4.5以上时，选择性进入能力Cw/ Co为1.28，才有比较明显的选择性进入能力，且随着油水粘度比的增大，选择性进入能力显著增大。由此看 　　 来，在地层条件下，油水粘度比越大对堵剂选择性封堵越有利。 　　 4 现场施工情况 　　 4.1 堵水施工过程 　　 三个段塞全部注入完毕后，反挤清水10m3，正挤清水20m3，停泵，停泵压力为1.8Mpa，关井候凝48小时。 　　 4.2 效果评价 　　 5 结论 　　 （1）该井目前综合含水在88.42%，取得了一定的效果，说明采用高弹凝胶