涠洲11-4油田东区水平井堵水实践及认识

1、2 2前前 言言 采用水平井开发是海上油田常用的开发方式，采用水平井开发是海上油田常用的开发方式，由于受海上采油平台作业条件的限制，水平井高含由于受海上采油平台作业条件的限制，水平井高含水后降水增油的措施较少。不动管柱笼统化学堵水水后降水增油的措施较少。不动管柱笼统化学堵水受海上采油平台作业条件限制较少，易于实施。受海上采油平台作业条件限制较少，易于实施。 对涠洲对涠洲11-411-4油田东区实施了两口水平井的不动油田东区实施了两口水平井的不动管柱化学堵水试验，取得了一些效果，积累了经验管柱化学堵水试验，取得了一些效果，积累了经验教训，对今后类似油井的堵水具有一定指导意义。教训，对今后类似油井

2、的堵水具有一定指导意义。3 33 3汇报提纲汇报提纲油田及油井概况油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析堵水施工方案设计堵水施工方案设计实施及效果实施及效果结论及建议结论及建议4 4油田及油井概况油田及油井概况涠洲涠洲11-411-4油田油田5 53口油井31口油井1口油井B13bA12bA平台B平台C平台A平台B平台C平台油田及油井概况油田及油井概况6 6油田及油井概况油田及油井概况 19991999年年8 8月投产，四口生产井，均为水平月投产，四口生产井，均为水平井，水平段长度井，水平段长度250250607m607m，采用在裸眼水平，采用在裸眼水平段下入复合筛管方式完井，依靠

3、天然能量开发段下入复合筛管方式完井，依靠天然能量开发，电潜泵机采生产。，电潜泵机采生产。 截止到截止到20072007年底，平台综合含水年底，平台综合含水9797，采，采出程度出程度11.411.4。20022002年年1212月和月和20072007年年8 8月分别月分别对对C4C4井和井和C2C2井实施了化学堵水作业。井实施了化学堵水作业。 东区为海相沉积的底水块状油藏，储东区为海相沉积的底水块状油藏，储层为下第三系角层为下第三系角二段二段油组，油层仅分油组，油层仅分布于构造的高部位，含油面积布于构造的高部位，含油面积3.0km3.0km2 2，油，油层厚度较薄（为层厚度较薄（为7 711

4、m11m）。）。C平台平台东区东区7 7油田及油井概况油田及油井概况8 8油田及油井概况油田及油井概况9 99 9汇报提纲汇报提纲油田及油井概况油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析堵水施工方案设计堵水施工方案设计实施及效果实施及效果结论及建议结论及建议1010堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析 （1 1）油层薄，水平段距油水界面近油层薄，水平段距油水界面近 东区油水界面为东区油水界面为-968m-968m，C2C2井水平段长度为井水平段长度为467m467m，油层厚度，油层厚度10.3m10.3m，水平段最低点距油水界面的距离为，水平段最低点距油水界面的距离为7.4m7.4m；

5、C4C4井水平段长度为井水平段长度为250m250m，油层厚度油层厚度5.9 m5.9 m，水平段最低点距油水界面的距离为，水平段最低点距油水界面的距离为4.02m4.02m。1111堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析（2 2）油层与底水之间无低渗隔层，油层内部均质性差）油层与底水之间无低渗隔层，油层内部均质性差 C2 C2井储层的上钙层水平渗透率值在井储层的上钙层水平渗透率值在436436595mD595mD之间，级差为之间，级差为1.361.36，垂向渗透率在，垂向渗透率在4.24.25.8mD5.8mD之间，级差为之间，级差为1.381.38；储层的下钙；储层的下钙层，水平渗透率值在层

6、，水平渗透率值在6836831695mD1695mD之间，级差为之间，级差为2.482.48，垂向渗透率，垂向渗透率值在值在6.26.215.8mD15.8mD之间，级差为之间，级差为2.552.55。其中，水平段趾端渗透率数。其中，水平段趾端渗透率数值普遍比跟端数值高。值普遍比跟端数值高。1212堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析（2 2）油层与底水之间无低渗隔层，油层内部均质性差）油层与底水之间无低渗隔层，油层内部均质性差 C4 C4井储层的上钙层水平渗透率值在井储层的上钙层水平渗透率值在357357478mD478mD之间，级差为之间，级差为1.331.33，垂向渗透率在，垂向渗透率在

7、4.04.05.9mD5.9mD之间，级差为之间，级差为1.471.47。在储层的下钙。在储层的下钙层，各水平段间的水平渗透率值在层，各水平段间的水平渗透率值在380380650mD650mD之间，级差为之间，级差为1.711.71，垂向渗透率在垂向渗透率在1.21.23.7mD3.7mD之间，级差为之间，级差为3.13.1。水平段中间部位的渗。水平段中间部位的渗透率比趾端和根端偏高。透率比趾端和根端偏高。1313堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析（3 3）采油速度高，产液强度大）采油速度高，产液强度大 东区投产初期采油速度高达东区投产初期采油速度高达22.622.6，其中，其中C2C2井采

8、液强度为井采液强度为24.2m24.2m3 3/d/d. .m m，C4C4井采液强度为井采液强度为47.5 m47.5 m3 3/d/d. .m m。1414点状见水局部水侵型点状见水局部水侵型点状见水整体水侵型点状见水整体水侵型线状见水整体水侵型线状见水整体水侵型趾部趾部C2井堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析 油层薄，水平段距油水界面近。加之油层底部无致密油层薄，水平段距油水界面近。加之油层底部无致密层和油层纵向不均质，以及采油速度高，生产压差大等原层和油层纵向不均质，以及采油速度高，生产压差大等原因，使底水脊进，造成油井水淹，导致含水上升。因，使底水脊进，造成油井水淹，导致含水上升。

9、15151515汇报提纲汇报提纲油田及油井概况油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析堵水施工方案设计堵水施工方案设计实施及效果实施及效果结论及建议结论及建议16161616堵水施工方案设计堵水施工方案设计 由于由于C2C2、C4C4井均采用裸眼筛管完井，且井均采用裸眼筛管完井，且C C平台为简平台为简易井口平台，吊机能力仅有易井口平台，吊机能力仅有2 2吨，无任何修井作业能力吨，无任何修井作业能力，所以堵水作业只能考虑以拖轮作为支持船，在不动管，所以堵水作业只能考虑以拖轮作为支持船，在不动管柱的情况下实施笼统的化学堵水，从油套环空注入堵水柱的情况下实施笼统的化学堵水，从油套环空注入

10、堵水工作液。工作液。1、堵水方式：、堵水方式：17171717堵水施工方案设计堵水施工方案设计 （1 1）工作液类型：）工作液类型： 堵水工作液类型的选择主要受地层温度和地层水矿堵水工作液类型的选择主要受地层温度和地层水矿化度的影响。涠洲化度的影响。涠洲11-411-4油田东区地层温度为油田东区地层温度为77770 0C C，地层，地层水为水为MgClMgCl2 2水型，矿化度为水型，矿化度为19700-29800mg/L19700-29800mg/L，选用单液，选用单液法水基冻胶型堵剂作为堵水工作液。法水基冻胶型堵剂作为堵水工作液。2、堵水工作液：、堵水工作液：18181818堵水施工方案设

11、计堵水施工方案设计 水基冻胶型堵剂适用于中等地层温度（水基冻胶型堵剂适用于中等地层温度（45459090），中等地层水），中等地层水矿化度（矿化度（0.50.510104 43 310104 4mg/Lmg/L），满足涠洲），满足涠洲11-411-4油田东区的地层。油田东区的地层。 水基冻胶型堵剂可调整聚合物与交联剂的浓度和比例，形成不同水基冻胶型堵剂可调整聚合物与交联剂的浓度和比例，形成不同成冻时间、不同强度的冻胶。成冻时间、不同强度的冻胶。 根据油水相渗透率的差异，水基冻胶型堵剂将优先进入含水饱和根据油水相渗透率的差异，水基冻胶型堵剂将优先进入含水饱和度高的地层，利于封堵底水脊进的通道。度

12、高的地层，利于封堵底水脊进的通道。 水基冻胶型堵剂成本低。水基冻胶型堵剂成本低。 单液法注入简单。单液法注入简单。单液法水基冻胶型堵剂其优点如下：单液法水基冻胶型堵剂其优点如下：19191919堵水施工方案设计堵水施工方案设计 （2 2） 工作液配方工作液配方 工作液包括远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地带堵剂和过顶工作液包括远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地带堵剂和过顶替液，其中远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地带堵剂的强度由弱替液，其中远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地带堵剂的强度由弱到强，过顶替液为聚合物溶液。到强，过顶替液为聚合物溶液。2、堵水工作液：、堵水工作液：工作液名称工作液名称

13、聚合物浓度聚合物浓度交联剂浓度交联剂浓度7575下成冻时间下成冻时间远井地带堵剂远井地带堵剂 0.30% YG1000.30% YG1000.60% YG1030.60% YG1033.53.5天天过渡地带堵剂过渡地带堵剂 0.40% YG1000.40% YG1000.10% YG102(I) + 0.20% YG102(II)0.10% YG102(I) + 0.20% YG102(II)2.02.0天天近井地带堵剂近井地带堵剂 0.40% YG1000.40% YG1000.10% YG101(I) + 0.2% YG101(II)0.10% YG101(I) + 0.2% YG101(

14、II)1.01.0天天过顶替液过顶替液0.45% YG1000.45% YG100工作液配方20202020堵水施工方案设计堵水施工方案设计（2 2） 工作液用量工作液用量 堵剂用量：堵剂用量：V = (R12-R22)L 过顶替液用量：过顶替液用量：V=R22L 式中式中,V 堵剂用量，堵剂用量，m3； V 过顶替液用量，过顶替液用量，m3。 R1 堵剂达到地层的半径，堵剂达到地层的半径，m；R2 过顶替液到达地层的半径，过顶替液到达地层的半径，m；L 水平段长，水平段长，m； 地层的孔隙度，地层的孔隙度，%； 纵向高渗透宽度占水平段长度的百分数。纵向高渗透宽度占水平段长度的百分数。2、堵水

15、工作液：、堵水工作液：21212121堵水施工方案设计堵水施工方案设计 （2 2） 工作液用量工作液用量 根据水平段长度、设计的封堵半径和顶替半径、地层孔隙度等参根据水平段长度、设计的封堵半径和顶替半径、地层孔隙度等参数按照以上公式计算堵剂的用量和顶替液的用量。数按照以上公式计算堵剂的用量和顶替液的用量。2、堵水工作液：、堵水工作液：工作液用量计算结果用量计算结果井号井号堵剂体积比堵剂体积比（远井带（远井带: :过渡带过渡带: :近井带）近井带）堵剂用量堵剂用量(m3)(m3)过顶替液用量过顶替液用量(m3)(m3)C4C43:2:13:2:1768768614614C2C24:3:14:3:

16、196196131031022222222堵水施工方案设计堵水施工方案设计 （1）施工泵压：电泵生产管柱电缆井口穿越密封耐压能力为）施工泵压：电泵生产管柱电缆井口穿越密封耐压能力为7MPa，故施工过程中最高泵压要小于故施工过程中最高泵压要小于7MPa。 （2）施工排量：海上油田作业成本高，若注入排量小，则时间长，）施工排量：海上油田作业成本高，若注入排量小，则时间长，成本增加。满足注入过程中冻胶体系性能基本不变的前提下尽可能大成本增加。满足注入过程中冻胶体系性能基本不变的前提下尽可能大的排量注入。最大排量应低于的排量注入。最大排量应低于30m3/h。3、堵水施工泵压和排量：、堵水施工泵压和排量

17、：注入排量对冻胶体系粘度的影响23232323汇报提纲汇报提纲油田及油井概况油田及油井概况堵水井见水原因分析堵水井见水原因分析堵水施工方案设计堵水施工方案设计实施及效果实施及效果结论及建议结论及建议24242424实施及效果实施及效果 C4井和井和C2井分别于井分别于2002年年12和和2007年年8月进行了现场施工作业，月进行了现场施工作业，两口井施工程序基本相同，主要施工步骤如下：两口井施工程序基本相同，主要施工步骤如下：1、现场实施：、现场实施：（1 1）连接拖轮和平台的堵水施工流程。）连接拖轮和平台的堵水施工流程。（2 2）测试地层吸水能力。）测试地层吸水能力。（3 3）配制堵水工作液

18、。）配制堵水工作液。（4 4）按设计用量分别连续注入远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地）按设计用量分别连续注入远井地带堵剂、过渡地带堵剂、近井地带堵剂和顶替液。带堵剂和顶替液。（5 5）关井）关井5 5天后开井生产。天后开井生产。25252525实施及效果实施及效果时间时间产液量产液量m m3 3/d/d产油量产油量m m3 3/d/d含水率含水率备注备注2001-06-012001-06-01300 300 0 0 100.0 100.0 施工前施工前2003-01-102003-01-10223 223 19 19 91.4 91.4 施工后施工后2003-02-092003-02-092

19、95 295 23 23 92.0 92.0 2003-03-272003-03-27300 300 25 25 91.6 91.6 2003-04-202003-04-20289 289 25 25 91.3 91.3 2003-05-082003-05-08293 293 25 25 91.5 91.5 2004-05-012004-05-01300 300 18 18 94.0 94.0 2005-04-042005-04-04304 304 14 14 95.4 95.4 2006-04-042006-04-04316 316 8 8 97.5 97.5 C4井实施后取得了较好的增油效

20、果，含水下降井实施后取得了较好的增油效果，含水下降8.5,初期产油量初期产油量增加增加20m3/d以上，累计增油以上，累计增油2.34104m3。C4井堵水效果数据表2、效果分析：、效果分析：26262626实施及效果实施及效果2、效果分析：、效果分析：涠11-4油田-C4井水驱曲线27272727实施及效果实施及效果时间时间产液量产液量m m3 3/d/d产油量产油量m m3 3/d/d含水率含水率备注备注2007-08-022007-08-02406 406 15 15 96.3 96.3 施工前施工前2007-09-092007-09-09392 392 0 0 100.0 100.0

21、堵后生产堵后生产1010天开始天开始供液不足供液不足 C2井实施后生产情况变差。含水井实施后生产情况变差。含水100，生产，生产10天后电泵出现频繁欠天后电泵出现频繁欠载而关停。通过对电泵运行情况分析认为造成电泵欠载的主要原因为地层载而关停。通过对电泵运行情况分析认为造成电泵欠载的主要原因为地层供液不足，说明筛管或井筒近井地带已被堵塞。供液不足，说明筛管或井筒近井地带已被堵塞。C2井堵水效果数据表28282828实施及效果实施及效果 对对C2井的堵剂现场保留样化验发现，堵剂成冻强度远未达到设计强度。井的堵剂现场保留样化验发现，堵剂成冻强度远未达到设计强度。序号序号 冻胶类型冻胶类型 堵剂类型堵

22、剂类型 取样日期取样日期 取样时间取样时间 成胶液成胶液pH值值 成冻强度成冻强度 1 2 3 4 5 6 7 8 YG103 YG103 YG103 YG102 YG102 YG102 YG101 YG101 远井带堵剂远井带堵剂远井带堵剂远井带堵剂 近井带堵剂近井带堵剂 8-25 8-25 8-25 8-26 8-26 8-26 8-26 8-26 01:30 07:30 13:30 00:00 02:50 07:30 12:00 18:00 67 67 67 67 67 67 67 67 B B B A A A GA GA 远井带堵剂远井带堵剂近井带堵剂近井带堵剂 过渡带堵剂过渡带堵剂过

23、渡带堵剂过渡带堵剂过渡带堵剂过渡带堵剂C2井失败原因分析：井失败原因分析：29292929实施及效果实施及效果 室内实验分析造成堵剂成冻强度低的主要原因为在配制堵剂过程中，未进室内实验分析造成堵剂成冻强度低的主要原因为在配制堵剂过程中，未进行充分搅拌，聚合物未充分溶解。行充分搅拌，聚合物未充分溶解。C2井失败原因分析：井失败原因分析：剪切泵分散聚合物于海水中C2井搅拌时间约7 min熟化舱静止熟化5h经缓冲罐泵入搅拌罐混合交联剂注入井内现场堵剂配制流程示意图清液层清液层溶胀层溶胀层按现场堵剂配制方法配制按现场堵剂配制方法配制0.4%聚合物聚合物YG100溶液发生了分层现象。溶液发生了分层现象。

24、清液中聚合物的实际浓度仅0.114%。溶胀层难以彻底溶开，不能配制堵剂。30303030实施及效果实施及效果 对清液进行成冻实验，不能获得强度较高的冻胶。同时采用原堵剂配方对清液进行成冻实验，不能获得强度较高的冻胶。同时采用原堵剂配方搅拌搅拌5小时配制的聚合物溶液进行成冻实验，可以获得强度较高的冻胶。小时配制的聚合物溶液进行成冻实验，可以获得强度较高的冻胶。C2井失败原因分析：井失败原因分析：堵剂类型堵剂类型对象对象配制方法配制方法成冻强度成冻强度成冻时间（成冻时间（h h）远井带堵剂远井带堵剂聚合物溶液聚合物溶液搅拌配制搅拌配制5h5hE E8686过渡过渡带堵剂带堵剂聚合物溶液聚合物溶液搅

25、拌配制搅拌配制5h5hG G5050近井近井带堵剂带堵剂聚合物溶液聚合物溶液搅拌配制搅拌配制5h5hH H5 5远井远井带堵剂带堵剂 上层清液上层清液静止熟化静止熟化5h5hA A过渡过渡带堵剂带堵剂 上层清液上层清液静止熟化静止熟化5h5hA A近井近井带堵剂带堵剂 上层清液上层清液静止熟化静止熟化5h5hA A31313131实施及效果实施及效果 聚合物溶解过程中聚合物溶解过程中搅拌时间的长短对其影响较大，聚合物配制过程中搅拌时间的长短对其影响较大，聚合物配制过程中应保证足够的搅拌时间（大于应保证足够的搅拌时间（大于30分钟）。分钟）。 C2井失败原因分析：井失败原因分析：静止熟化时静止熟化时间间（h h） A A组（搅拌时间组（搅拌时间7min7min）B B组（搅拌时间组（搅拌时间20min20min）C C组（搅拌时间组（搅拌时间30min30min）清液中聚合物清液中聚合物浓度浓度(%)(%)实际浓度与目实际浓度与目标浓度比值标浓度比值 (%)(%)清液中聚合物清液中聚合物浓度浓度(%)(%)实际浓度与目实际浓度与目标浓度比值标浓度比值 (%)(%)清液中聚合物清液中聚合物浓度浓度(%)(%)实际浓度与目实际浓度与目标浓度比值标浓度比值 (%)(%)