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作者：鄭曉敏

 摘要：本文以宏觀物理模型為依托，研究了薄層邊底水油藏出水規(guī)律，堵劑封堵規(guī)律，以此為基礎(chǔ)結(jié)合油藏動(dòng)態(tài)分析，利用PI決策技術(shù)及堵水決策技術(shù)研究出陸梁油田薄層邊底水油藏調(diào)堵決策方法。以“水井調(diào)剖、治竄增動(dòng)用程度，油井封堵、控錐降含水”為思路，從施工方式、堵劑注入、隔板位置規(guī)模等進(jìn)行了系統(tǒng)的研究，針對(duì)性的提出了符合陸粱油田薄層邊底水油藏的調(diào)堵工藝方案。

1油藏概況

 陸梁油田主力油藏為白堊系呼圖壁河組(K1h1-K1 h2)和侏羅系西山窯組油藏(J2 X4)。特征為低幅度，高孔、高滲，邊、底水砂巖油藏。Ki hi -Ki h2、J2 X4油層平均孔隙度分別為30.12%、18.8%，平均滲透率分別為522.9×10 -3μm2、52×10 -3μm2，其與常規(guī)油藏水驅(qū)開發(fā)明顯不同：薄層底水油藏的注入水易在注水井近井地帶進(jìn)入底水，沿油層底部剝離原油，而采油并在近井地帶形成水錐，因此油井開發(fā)很快進(jìn)入高含水階段。數(shù)值模擬研究表明，在目前井網(wǎng)井距條件下即使在油藏的開采后期井間的剩余油也無(wú)法開采出來(lái)，大量的剩余油駐留在開發(fā)井井間。由于油藏油層厚度薄、邊部底水能量較強(qiáng)，部分油井在開發(fā)初期含水就快速上升，造成水淹，這些油井采出程度較低，一般不到10%，因此摸清油藏出水規(guī)律并研究如何遏制底水錐進(jìn)是陸梁油田目前的開發(fā)重點(diǎn)。

2  出水機(jī)理及選并決策研究

2.1  出水規(guī)律研究

 從油藏基本資料分析，認(rèn)為產(chǎn)水來(lái)源包括人工侵入水，邊、底水和注入水。影響注水開發(fā)的因素包括井網(wǎng)適應(yīng)性、沉積微相及韻律、注采對(duì)應(yīng)關(guān)系、邊、底水錐進(jìn)和儲(chǔ)層特征。利用黑油數(shù)值模擬器，進(jìn)行一系列數(shù)值模擬研究，模擬不同驅(qū)油機(jī)理和不同注水方案的油藏流動(dòng)狀態(tài)，建立一套診斷圖版。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)與診斷圖版對(duì)比，得出油井出水類型分析。①注入水竄：見水后WOR增加較快，WOR'的斜率基本上為正常數(shù)（圖1）；②底水錐進(jìn)：見水后WOR增長(zhǎng)較慢，逐漸趨于常數(shù)，WOR'的斜率為負(fù)（圖2）。

 運(yùn)用控水診斷圖與動(dòng)態(tài)分析數(shù)據(jù)、產(chǎn)出氯離子含量相結(jié)合綜合判斷，陸梁油田各油藏目前處于生產(chǎn)中的油井可劃分出水類型為：水錐處于上升期的直井、水錐處于擬穩(wěn)態(tài)的直井。

 1)水錐處于上升期的直井：油井為補(bǔ)孔上返生產(chǎn)，生產(chǎn)時(shí)間較短，WOR曲線增長(zhǎng)緩慢(例如LU7178、LU7186)，油井物性較好，平面驅(qū)動(dòng)能量和底水驅(qū)動(dòng)能量共同作用，WOR曲線分散上升而不收斂（例如LU9126、LU9145）。

 2)水錐處于擬穩(wěn)態(tài)的直井：油井開發(fā)時(shí)間長(zhǎng)，經(jīng)過長(zhǎng)期注水，與注水井間形成了高滲通道，油井產(chǎn)水受主要注入水影響，底水水錐處于擬穩(wěn)態(tài)，WOR曲線基本為直線上升，（例如LU7185、LU9125、LU9134、LU9136、LU9147、LU9154、LU9156、陸103)。

2.2水驅(qū)物理模型的研究

 在國(guó)內(nèi)首次建立可視化底水油藏物理模型(圖3)，該模型主要采用平板玻璃填砂模型在常溫下模擬油田的生產(chǎn)過程，玻璃間填充石英砂，邊沿用環(huán)氧樹脂密封做成。油井堵水的物理模型底部?jī)蓚?cè)有底水入口（圖4），油井設(shè)在模型中間的頂部，油井井底附近滲透率高于其他部分。將模型飽和油后，由底水入口注水、油井注堵劑，經(jīng)歷水驅(qū)一注入堵劑一后續(xù)水驅(qū)三個(gè)階段，記錄不同階段孔隙中的剩余油分布情況。

 可視化物理模擬記錄了底水油藏、底水錐進(jìn)、注入凍膠堵劑及恢復(fù)正常生產(chǎn)的重要圖像（圖5）。

2.3選井決策技術(shù)

2.3.1調(diào)剖（驅(qū)）井選井PI決策技術(shù)

 結(jié)合全區(qū)各井組的注水見效方向、見效時(shí)間、分析結(jié)果及剩余油分布情況，將注水見效時(shí)間短，判斷可能為注入水淹的井組挑選出來(lái)，通過壓降曲線（圖6）計(jì)算PI值得出陸梁油田需要調(diào)剖（驅(qū)）井。

 通過對(duì)陸梁油田部分注水井壓降曲線的測(cè)取，計(jì)算所得的PI值（圖7）可以看出，該油藏平均PI值在4.0～5.8之間，選井原則：低于區(qū)塊平均PI值的注水井為調(diào)剖井，值越低，越需調(diào)剖；高于區(qū)塊平均PI值的注水井為增注井；略高或低于平均PI值的注水井為不處理井。

2.3.2  堵水井選井決策技術(shù)

 國(guó)內(nèi)在選擇堵水井和層上，曾主要采用下述兩種方法：一是根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，通過定性分析確定堵水井和層，該方法簡(jiǎn)單易行，但存在很大程度上的不確定性；二是單純采用數(shù)值模擬進(jìn)行決策，采用這種方法，通常需要地質(zhì)建模、歷史擬合和方案優(yōu)化等過程，若達(dá)到優(yōu)化的目的，需要耗費(fèi)大量時(shí)間。

 根據(jù)陸梁油田油井生產(chǎn)情況，要篩選出最佳輔助堵水井，選擇了3個(gè)決策參數(shù)進(jìn)行詳細(xì)分析。①含水率上升指數(shù)( WI)、含水率：當(dāng)一個(gè)井含水率迅速升高，且含水達(dá)到90%以上，該井就很有可能是發(fā)生了水竄。因此判斷，WI值越大、含水率越高的油井越需要堵水。②油井受效方向：通過對(duì)井組中高含水井的來(lái)水方向的研究，若該井見水且在井組的主要注水見效方向上，通過對(duì)井口采出水的化驗(yàn)分析發(fā)現(xiàn)采出水與注入水水質(zhì)相近，可以認(rèn)定，這樣的井發(fā)生了注入水水竄，存在大孔道，可以作為雙向調(diào)堵的措施井。③剩余油：?jiǎn)尉�控制的剩余�?chǔ)量越高、增產(chǎn)潛力越大，堵水的效果越好。

 綜合以上3個(gè)因素，將陸梁油田需堵水井進(jìn)行了篩選，從單井含水變化可以看出LU7088、

LU9134、LULU7185、LU7163、LU7186、LU9145存在含水突然增大的情況，結(jié)合剩余油分布情況確定LU7186、LU9145、LU9134井需要進(jìn)行堵水。

3調(diào)堵工藝研究及推廣應(yīng)用情況

3.1控制底水錐進(jìn)的化學(xué)隔板技術(shù)

 采用打隔板壓水錐的堵水工藝，在原射孔井段下面再射開部分砂層，通過新射孔井段注入不同強(qiáng)度堵劑形成套圈式的封堵半徑，建立隔板壓水錐。由于油層厚度很薄，均采取全井籠統(tǒng)注堵劑，嚴(yán)格控制注入壓力，避免堵劑進(jìn)入并傷害非目的層段。

 針對(duì)不同類型的水竄，也制定了不同的堵水方法。

3.1.1  打隔板壓水錐堵水方法

 對(duì)于因底水錐進(jìn)發(fā)生含水上升的井，主要采用注高密度鹽水及選擇性堵水配合建立隔板后壓錐控水（圖8）。

3.1.2  注入水導(dǎo)致含水升高井堵水方法

 對(duì)于此類方向性較強(qiáng)的井的堵水，主要采用的方法是，用強(qiáng)度較高的顆粒堵劑（膨脹凝膠）或選擇性凍膠（凝膠）堵劑進(jìn)行大劑量快速封堵水竄通道（圖9）。

 采用數(shù)值模擬方法分析油井打入隔板的大小和位置對(duì)開發(fā)效果的影響（圖10、圖11）。確定在油水界面建立15～20m的隔板，隔板越大，日增油量越大；打入的隔板越靠近油水界面，日增油量越大。

3.2調(diào)剖（驅(qū)）井封堵方式的選擇

 對(duì)于需進(jìn)行調(diào)剖（驅(qū)）的注水井的處理主要分為三類。一種是注入水直接從注水井管外進(jìn)入底水；一類是注水井剖面矛盾突出，存在水竄優(yōu)勢(shì)通道，需要對(duì)水竄優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行封堵，使注水井在剖面上均勻吸水；一類是注水井所在區(qū)域平面上矛盾突出，需要對(duì)其進(jìn)行深部處理，下面將對(duì)這三種情況的封堵辦法進(jìn)行闡述。

3.2.1  注入水直接竄入底水井的治理

 針對(duì)此類情況的注水井，主要考慮采用中高強(qiáng)度堵劑處理與底水溝通通道同時(shí)使用高強(qiáng)度堵劑封堵管外竄位置相結(jié)合的辦法，一方面封堵水竄通道、一方面封堵套管破損位置（圖12）。

 以LU7136為例，該井吸水剖面測(cè)試、電測(cè)曲線及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)情況分析可以得出該井射孔段以下位置強(qiáng)吸水導(dǎo)致注入水與底水溝通，根據(jù)分析結(jié)果為該井設(shè)計(jì)了如下堵劑斷塞組合：混合凝膠550m3+特種凝膠250m3 +XP-1堵劑3m3。采用該堵劑斷塞組合即可封堵井筒至地層水體之間的水竄通道又可修復(fù)井筒附近水泥環(huán)，達(dá)到徹底阻斷水竄人底水的通道。

3.2.2平、剖面均存在矛盾但剖面矛盾突出井

 針對(duì)平面剖面均存在矛盾的井，有幾種方法考慮。一是考慮用顆粒堵劑處理，該類堵劑有進(jìn)入地層后體積膨脹的特性，加之在地層中可能會(huì)有架橋、粘滯作用，在地層中可形成二次封堵的情況，對(duì)陸梁高孔高滲儲(chǔ)層應(yīng)用效果很好。二是利用強(qiáng)度較高具有選擇性的凝膠或凍結(jié)堵劑進(jìn)行處理，堵劑段塞采用洗油劑十弱強(qiáng)度段塞十強(qiáng)強(qiáng)度段塞十高強(qiáng)度封口段塞十頂替段塞組合。

3.2.3平面矛盾突出井

 針對(duì)平面矛盾占主要的井，考慮采用的是深部調(diào)驅(qū)的方式進(jìn)行處理（圖13）。采用弱強(qiáng)度堵劑對(duì)地層深部的水竄通道進(jìn)行封堵，迫使后續(xù)的驅(qū)替液流向低滲透區(qū)，實(shí)現(xiàn)逐級(jí)逐步的液流改向，將原油從低滲透帶中驅(qū)出，實(shí)現(xiàn)深部調(diào)剖、調(diào)驅(qū)。

3.3  成果推廣應(yīng)用情況

 優(yōu)選了37個(gè)井組進(jìn)行調(diào)剖（調(diào)驅(qū)）措施，28口油井進(jìn)行堵水措施，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果良好。見表1、表2。

 調(diào)剖（驅(qū)）后注水井井口壓力升高，措施井PI值升高，產(chǎn)液剖面得到改善，水驅(qū)控制儲(chǔ)量由1378.8×l04t提高至1527.6×l04t，增加148.8×l04t。例如調(diào)剖井LU2146，該井措施前PI值2.36，低于區(qū)塊平均PI值，結(jié)合動(dòng)態(tài)分析和區(qū)域采出程度，進(jìn)行調(diào)剖措施，施工采用混合凝膠堵劑l080m3，AP-K特種非交聯(lián)強(qiáng)凝膠lOOH13，AP-K特種非交聯(lián)強(qiáng)凝膠20 m3，AP-BC特種交聯(lián)凝膠堵劑200 m3。施工工序采用混合凝膠(lOOOm3)→AP-K特種非交聯(lián)凝膠(10m3)→AP-BC特種交聯(lián)凝膠(200m3)→頂替液。調(diào)剖后壓降曲線改善明顯，且PI值由調(diào)剖前的2. 36上升到5.29，井口注水壓力從調(diào)剖前的5. 76MPa上升到調(diào)剖后的7.54MPa，說(shuō)明該井本次調(diào)剖封堵了大孔道。同時(shí)剖面吸水不均情況得到改善。該井組累計(jì)增油1090t，有效期18個(gè)月，本次調(diào)剖取得了預(yù)期的效果。

4  結(jié)論與認(rèn)識(shí)

 1)建立了可視化仿真物理模型，對(duì)底水錐進(jìn)、邊水、注入水突進(jìn)發(fā)生機(jī)理、調(diào)控技術(shù)進(jìn)行研究，提出了符合陸梁油田薄層邊底水油藏的調(diào)堵工藝方案。

 2)運(yùn)用控水診斷圖版和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用相結(jié)合，為確定陸梁油田油井的出水類型提供有力依據(jù)。

 3)采用數(shù)值模擬的方法優(yōu)化油水井化學(xué)隔板參數(shù)，確定了建立化學(xué)隔板最佳半徑和位置，打入的隔板越靠近油水界面，隔板規(guī)模越大，注采比單元的初期日增油量越小，但在后期的采出程度越大。

 4)根據(jù)陸梁油田薄層底水的特點(diǎn)，優(yōu)化了調(diào)堵施工工藝方法，針對(duì)層薄層間差異不明顯的井主要采用籠統(tǒng)調(diào)堵施工方式，針對(duì)層間差異大的井采用了分層調(diào)堵的方式。