新海27块水平井堵水技术研究与试验效果分析

水平井堵水技术现状调研作者：杨建清朱妍婷付琛韦雪史树彬来源：《中国科技博览》2016年第25期[摘要]水平井增加了产层的泄油面积，可在低的生产压差下开发油藏，已成为加快产能建设速度、提高采油效率、增加可采储量的重要技术手段。

同时水平井由于水平井的井身与油藏平行，使水平井很容易大量产水，水平井产水会使产油量骤减，含水急剧上升，甚至导致整个油井“水淹”。

文章结合水平井出水类型及完井方式的特点，总结了水平井堵水技术实施关键，即出水类型及水淹层段确定、堵剂开发技术、堵剂的放置技术。

[关键词]水平井堵水现状调研中图分类号：TE358.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）25-0121-01前言水平井的理论在上个世纪20年代就被提出，40年代开始进行工业实验。

目前，水平井几乎已应用于世界上所有的油气田，成为油气田开发中的一项重要技术，其主要应用于底水油藏、裂缝油藏、稠油油藏和超薄油藏等复杂油藏的开采中。

我国水平井的研究起步相对较晚，于九十年代初期才开始进行水平井的研究和应用工作，但技术的进步与发展非常迅速。

到目前为止，水平井在新疆、冀东、辽河、胜利等油田和海上油田都已经达到了相当的规模，在其它各个油田亦被较为广泛的应用。

水平井技术在老油田调整挖潜和新油田的整体高效开发中取得了显著的经济效益和社会效益。

水平井增加了产层的泄油面积，可在低的生产压差下开发油藏，已成为加快产能建设速度、提高采油效率、增加可采储量的重要技术手段。

但水平井存在的最大缺点就是由于水平井的井身与油藏平行，使水平井很容易大量产水，水平井产水会使产油量骤减，含水急剧上升，甚至导致整个油井“水淹”。

水平井比常规直井更容易产水，所以，如何进行有效的堵水便成了水平井生产中的一个非常关键的问题。

水平井的堵水问题要比普通油井复杂的多。

水平井堵水技术的复杂性是由水平井完井方式的特殊性及出水类型决定的。

1 水平井的完井方式水平井的完井方式主要有三种，即裸眼完井、固井射孔完井和割缝衬管（筛管）完井。

水平井治理对策的研究与应用作者：张钦花来源：《石油知识》 2015年第3期张钦花（辽河油田公司金马油田开发公司辽宁盘锦124010）摘要：随着二次开发程度的不断深入，新海27块水平井出现含水上升速度快、水平段动用不均、注汽效果差等突出问题，产量递减迅速。

通过开展构造储层再认识、低效水平井综合治理、水平井找堵水等研究及应用，实现了新海27块产量稳定，巩固二次开发持续稳产。

关键词二次开发；水平井；含水上升；综合治理新海27块构造上位于辽河断陷盆地中央凸起南端，是海外河油田主力开发区块，为原始含油饱和度较低的厚层块状（边）底水普通稠油油藏，主要开采层位为东营组d1I段油层，油藏埋深1375 - 1465m，含油面积28km2，地质储量6.727×l06t。

2004年以来，在二次开发理念指导下，废弃原直井井网实施“水平井整体替代直井”二次开发，取得了显著成效：区块产量达到一次开发高峰水平，采油速度提高10倍，采收率翻番，成为二次开发示范区块。

随着二次开发的深入，新海27块水平井出现含水上升速度快、水平段动用不均、注汽效果差等突出问题，断块产量递减迅速。

针对油藏地质开发特点及水平井出现问题，通过系统评价油层动用状况及水平井段水淹程度，以水平井侧钻、水平井堵水及扩边增储为方向，开展水平井综合治理研究。

1油藏概况新海27块受大洼断层和海35断层南北夹持的短轴背斜构造，储层属于三角洲前缘沉积体系，油层厚度为6 - 30m，平均孔隙度314%，渗透率1927um2，含油饱和度58%，地面原油黏度5000mPa．s，油水体积比62:l。

该块1993年以141米井距、正方形井网、直井依靠天然能量投入开发，产量高峰达到350t。

2004年实行水平井二次开发以来，截止2014年投产水平井56口，日产油256t，采油速度1.3%，综合含水926%，阶段累产油143×l06t。

二次开发后，由于底水抬升导致生产效果变差，初期实施33口水平井含水由初期的617%上升到96.2%，日产油由327t下降到96t，80%的水平井处于低效生产状态，产液剖面测试水平段动用程度40%，亟待开展水平井综合治理。

新海27块顶部差油层水平井开发部署研究与效果分析新海27块顶部差油层是主力开发层系顶部发育的一套低阻油层，因岩性细、电阻低，一直以来未深入研究。

近几年通过构造、储层特征研究、测井二次解释及油藏类型研究等加强该油藏综合地质研究，在底部隔层评价基础上优化井位部署，按照“分层开发”的思路在有利部位部署7口水平井。

优先实施侧钻水平井海191-K25CH初期日产油26.8t，目前稳定在10t，取得显著效果。

1 概况新海27块主力开发层系含油面积2.83km2，石油地质储量672.66×104t。

从2004年开始废弃原直井井网进行二次开发，目前水平井开井43口，直井开井20口，日产油223t，综合含水94.7%，累产油131.1×104t，累产水1016.1×104m3，采油速度1.22%，采出程度19.5%，区块进入高含水末期阶段。

主力开发层系顶部发育一套低阻油层，即顶部差油层，电阻率一般8～20Ω•m，低于上、下油组水层电阻率，测井解释多为差油层。

虽为低阻油层，但潜力较大。

有4口老井试采，初期直井产能6～8t，单井最高累产油5370t。

当前顶部差油层地质体和产能不太落实，为了巩固二次开发效果，有效开发该油藏，开展构造、储层特征研究，测井二次解释、油藏特征研究以及试采井生产特征研究。

2 综合地质研究2.1井震结合精细构造研究在全区建立9条地层对比剖面，在驼峰状电阻、低时差标志层控制下对比349口老井，同时利用海181-30井零偏VSP对部署区顶部差油层进行标定。

经过三维地震解释后认为该块为受大洼断层和海35断层南北夹持、内部被4条断层切割的短轴背斜构造，构造高点位于海183-28井附近，为1362.4m，构造幅度40m，构造面积3km2。

在断层控制下，进一步划分为5个断鼻，构造形态北、东缓（1°～ 2°），南、西陡（6°～7°）。

2.2 储层特征研究储层为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、河道坝和河道间，其中位于水下分流河道的砂体十分有利。

新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策随着二次开发程度不断深入，新海27块基础井网水平井后期出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等生产实际矛盾，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。

针对油藏特点，在剩余油再认识基础上，提出了改善开发效果的技术对策。

标签：底水油藏；剩余油；侧钻水平井；均匀注汽1 油藏概况新海27块是含油饱和度较低的厚层状底水普通稠油油藏，是受大洼断层和海35断层所夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角约1度左右，东西两翼构造变陡，地层倾角约2度～4度左右，该块天然能量充足，水油体积比达62：1，一次开发采取141m×141m正方形直井井网，油井快速水淹。

针对油藏特点，2004年开展水平井二次开发，实施后采油速度提高十倍，采收率翻倍。

但是后期水平井出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等问题，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。

2 剩余油分布规律再认识在经历了直井一次开发和水平井二次开发后，该块剩余油分布更加零散。

通过应用测井解释、油藏工程、动态分析、数值模拟等多种方法开展研究，分析剩余油分布特征。

2.1 纵向剩余油分布特征新海27块发育九个小层，两套油水系统，在储量及单井的拟合基础上，从纵向上分布可以看出，主力油层第3层和第6层的采出程度较低，剩余油较为富集。

2.2 平面剩余油分布特征将数值模拟的剩余油饱和度分布图与油藏动态分析结果相结合，新海27块平面剩余油富集区可归纳为以下几种类型：（1）断层控制的剩余油。

在大洼断层附近，由于断层的封隔遮挡作用，且井网不规则，致使地下流体因不能流动而形成滞留区，这种剩余油局部富集区域的含油饱和度较高。

（2）井网控制不住形成的剩余油。

新海27块以水平井开发为主，采取蒸汽吞吐措施辅助开发，由于蒸汽波及范围较小且由于水平段动用不均匀，控制范围外的油没有得到有效动用，形成井间剩余油。

新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策1. 引言1.1 背景介绍新海27块油田位于我国东海陆架，是我国重要的海上油气勘探区域之一。

该油田目前已经进行了初次开发，但随着油田的逐渐老化，油田产量逐渐下降，剩余油再认识和二次开发成为当前亟待解决的问题。

新海27块油田具有油气资源丰富、地质构造较复杂等特点，因此对其剩余油再认识及挖潜对策的研究具有重要意义。

近年来，随着我国油气资源勘探技术的不断提升和油藏管理技术的加强，对剩余油再认识和挖潜的关注也日益增加。

针对新海27块油田的特点和存在的问题，开展深入研究，针对性地提出解决方案，对于提高油田开发效率、延长油田寿命周期具有重要意义。

本文将对新海27块油田的剩余油再认识及挖潜对策进行深入探讨，为油田的可持续开发提供理论支持和技术指导。

1.2 问题提出随着新海27块油田的开发逐渐进入中后期阶段，剩余油资源的再认识和挖潜成为亟待解决的问题。

在过去的开发过程中，可能存在着一些未被充分利用的油藏和技术手段，因此需要重新审视剩余油资源的储量和分布。

在当前全球能源形势不断变化的背景下，充分开发新海27块油田的潜力对于提升能源供应保障和促进经济发展至关重要。

研究新海27块油田剩余油资源的再认识及挖潜对策具有重要的现实意义和深远的战略意义。

通过深入分析剩余油资源的特征和分布规律，制定有效的挖潜对策和技术手段，可以为提高油田开发效率、降低生产成本、延长油田生产周期，进而实现油田可持续发展提供有力支撑。

正确认识剩余油资源的重要性和优先性，提出有效的挖潜对策，对于新海27块油田的可持续开发具有重要意义。

1.3 研究意义研究意义：新海27块油田是我国近海重要的油田之一，其二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策具有重要的意义。

对于保障国家能源安全和提高油田开发效率具有直接的实际意义。

随着能源需求的增长和资源开采的日益困难，如何充分利用剩余油资源，提高油田的采收率和生产效率，是当前油田开发领域亟待解决的重要问题。

水平井增产的技术方法研究新海27块油藏随着油田的开发，目前已处于开发中、后期，具有高采出程度、高含水、地层能量充足的特点。

近两年引用水平井开发技术，对提高采收率、改善这一区块的开发效果显著。

通过对新海27块10口水平井的不同类型，结合区块油藏特点和地质状况分析研究，应用注汽、酸化等措施进行挖潜，合理调整抽油机运行参数。

积累一套有效的水平井增产方法，加大了底水稠油藏的剩余油挖潜，从而提高采收率。

标签：稠油注汽水平井1水平井应用情况新海27块第一口水平井——海平1井，日产油量14.3t，该井投产成功确定了开发后期新海27块油藏以水平井为主的开发方案。

该区块完成水平井10口，对区块产量贡献已占有相当的比重，目前水平井占全块油井数23%，实施成功率100%。

日产油能力101t，占全块日产油能力70.5%，水平井平均含水率35.7%，低于全块的平均含水48.2%。

2水平井增产技术方法研究2.1应用热采技术，实现措施挖潜水平井注汽是通过对水平井内注入蒸汽，直接和产生的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井，同时也降低了井筒中油流阻力，提高超稠油藏的开发效果。

注汽热采措施可加强油井上部油层的开发利用，降低稠油粘度，加大稠油渗流速度，从而也能有效减小底水锥进，控制油井含水。

海平2井初期日产液60.1 m3，日产油9.6 t，含水73.2%。

曾采取堵水措施、调整生产参数，无论增大生产压差还是控制生产压差，含水均未得到很好的控制。

分析该区块地层孔隙度为30.4%，有效渗透率6056×10-3μm2，储层物性很好，且作业时发现油井不出砂。

为降低该井含水，提高产能，于是决定对该井实施热采实验。

海平2注汽，注汽量1499.6 m3，措施前该井原油粘度为8586mPa·s。

日产液86.5 m3，日产油4.1 t，含水95.3%，措施后原油粘度达到1359mPa·s，调参提液，产量大幅度提高，目前日产液132 m3，日产油16.5t，含水稳定在88.6%，日增产12.4 t。

新海27块深度二次开发应用效果分析新海27块位于辽河断陷盆地中央凸起带南部倾末带南端，开发目的层为东营组东一段一油层组，进一步划分为上下两套层系进行开发，油藏埋深-1375m～-1465m。

经二次开发扩边，油藏含油面积由2.3km2增加至2.83km2，储量由451×104t增加到672.66×104t。

1.1地质特征（1）构造简单，形态平缓。

（2）油层厚度大，储层物性好。

（3）含油饱和度低，天然能量充足。

1.2调整前存在的主要问题新海27块二次开发实施5年多来，取得了较好的成果，指标达到方案设计水平，部分解决了一次开发阶段存在的稠油底水油藏直井冷采提液与控水、原开发方式与进一步提高储量动用程度两大矛盾。

随着二次开发程度的深入，新海27块处于高液量、高含水开发状态，稳油控水难度大。

（1）水平井含水上升速度快（2）周期油汽比下降（3）水平段动用不均（4）边部薄层未有效动用2、成果回顾2.1 综合地质研究，实现扩边增储210万吨在新海27块主体部位成功开发基础上，根据成藏理论，向四周寻找有利圈闭。

开展三维地震精细解释，突破区域限制，不断寻找主体部位外的有利构造，在新海27块周边共新发现10个圈闭，共16.6km2，同时在深化四性关系研究的基础上，重建解释电测图版，开展老井测井二次解释，对全区323口老井进行二次解释，修改了37口井49个层的原解释结论。

实现了扩边增储210×104t，分别为顶部差油层和西部扩边储量40×104t、20×104t石油地质储量和海11-36井区150×104t石油地质储量。

2.2 边部薄层试验水平井情况为进一步落实边部薄层及新增储量区域产能，提前实施的3口试验水平井新海27-H31、新海27-H52、新海27-H56，3口井初期日产油均在12t以上，进一步证实了新海27快边部薄层具备挖潜潜力；同时上油组边部未动用区水侵程度低，水平井避水厚度大（17m、27m），且投产初期均采取了控液稳油冷采生产方式，控制了含水上升速度；下油组边部动用程度高，油水界面上升9米。

管理与维妒清洗世界Cleaning World 第36卷第11期2020年11月文章编号：1671-8909 (2020) 11-0087-002水平井堵水技术研究及实施效果贾雨蒙(辽河油田分公司，辽宁盘锦124010)摘要：受边底水侵入、上覆水层下灌以及邻井水窜等因素影响，水平井开发过程中常面临高含水问题，造成 控制储量无法用效动用，增加机采系统动力消耗以及脱水费用成本等，不利用油藏持续稳定开发。

本文以M油藏为例，针对其水平井开发过程中水淹严重问题，开展了化学分段诸水及多段塞选择性堵水技术研究，现场应用 12 口井，措施成功率100%,取得较好增油效果，可为同类型油藏提供借鉴经验。

主题词：水平井；诸水技术；实施效果中图分类号：TE243 文献标识码：A1概况M油藏为厚层块状边底水油藏，水体能量充足，利用直井开发，底水锥进严重，剩余油主要集中在底水 锥间带，继续开发潜力大。

自2011年开始，规划部署水平井挖掘底水锥间带 剩余油，取得较好开发效果，但随着采出程度提高，同样面临底水锥进问题，水平段水淹严重，目前有水平 井152 口，日产液2 960 t,日产油量686 t,综合含水 76.8%,其中含水大于90%的水平井有55 口，井数占 比36.2%,平均单井日产液28.l t,日产油2.2 t,含水 高达92.1%,亟需开展水平井堵水技术攻关研究，控制 含水上升速度，提高水平井日产油水来。

2水平井出水原因分析M油藏水平井出水原因主要有三方面：一是水平 井主要部署在底水锥间带，随着采出程度增加以及生产 压差不合理，井筒周围产生的压降使油水界面呈锥形上 升，边底水侵入，水平段逐步水淹，此类型共有45 口，井数占比81.8%,边底水侵入为主要原因；二是上覆水 层下灌，因套管存在漏点或固井质量差导致管外窜槽，直井段上部水层或表层水下窜至水平井层位致水淹，共 有3 口井，占比5.5%;三是邻井影响，同一开采层位 的相邻直井水淹，水体通过油层窜通侵入水平井，共有 7 口井，井数占比12.7%。

稠油底水油藏水平井堵水稳产技术研究新海27块为稠油底水油藏，以水平井开发为主，由于水平井油层动用不均，大部分水平井高含水。

针对筛管完井方式水平井难以分隔堵水的问题，研究了水平井分段堵水管柱和堵剂组合，准确封堵目的层，保证堵水的有效率。

堵水后针对稠油开采难度大和堵剂的耐热效果问题，采取注CO2和注热水降粘的方法，通过现场应用取得了很好的稳产效果。

标签：堵水；动用不均；分段堵水管柱；堵剂组合；水平段海外河油田新海27块为层状边底水普通稠油油藏，有45口水平井，含水大于95%的井33口，占总井数73.4%，水平井的高含水严重影响断块的开发效果。

通过对水平井产出剖面分析[1]，发现水平井高含水是由于水平段油层动用不均，油层高渗透部位水淹，出液量高，而中低渗透部位动用差，出液量少。

因此需要对水平井局部水平段进行堵水，来提高水平井产能。

该断块水平井堵水技术难点在于，油藏边、底水发育，水油体积比62：1，堵剂要具有良好的封堵性能；此外，水平井全部为筛管完井，割缝衬管（筛管）完井堵水困难[2]，割逢衬管（筛管）与岩石壁面之间没有隔挡，流体可以径向和横向流动，在实践上要实现分层堵水成功率很小。

因此，此类水平井要堵水，必须在堵剂或工艺技术上有创新。

1、堵水技术研究1.1堵剂组合针对该块水平井堵水难点，此次研究应用笼统注入暂堵工艺。

在实验室中我们采用以下四种封堵剂，进行配比组合，弱凝胶+液体桥塞配成暂堵剂作为保护段塞，强凝胶+无机堵剂配成封堵剂用于主体段塞。

暂堵剂要求进入地层进行暂堵处理后，必须能在一定时间范围内自行破胶液化，以免堵塞地层[3、4] 。

1.2堵水管柱研制针对水平段出水的不同位置，为了有效的将不同堵剂注入到目的层段，减少对其他水平筛管段的污染，实现针对性分层封堵，研制了水平井分段堵水工艺管柱。

管柱结构包括液压扩张封隔器、节流阀、扶正器、注入阀等[5、6]。

其中，小直径长胶筒封隔器外径Φ128mm，内径Φ55mm，承压差15MPa，耐温120℃，有效密封距离为0.8～1.5m。

水平井堵水技术分析摘要：水平井作为一种可大幅度提高油田勘探开发综合效益的有力工具，被广泛应用于各类油藏。

但由于缺乏行之有效的堵水技术，导致众多水平井在出现恶性产水问题后被迫带病生产、间歇生产、或者长停。

这已成为一个困扰水平井正常生产和可持续开发的迫切问题。

关键词：水平井堵水准确放置选择性放置工艺设想一、前言化学堵水由于效果明显、适用范围广等优点通常被作为首选的控水技术手段。

水平井堵水被公认是最为难以治理的一种出水问题，主要体现在：在提高堵剂封堵强度、处理规模、稳定性以及笼统注入等条件下，水平井的井筒安全和油藏安全难以保证，且现有修井技术水平难以对水平段进行修复。

大量的各类水平井恶性产水问题亟待治理，且随生产周期的延长而不断发展恶化，治理难度增加。

缺乏有效的堵剂产品和放置技术，已往的水平井堵水80%以上采用了聚合物+笼统注入。

治理效果乏善可陈，且个别单井取得的成功经验亦难以在其他水平井推广和通用。

二、水平井堵水的难点分析堵水技术包含了堵剂和放置两方面内容，其本质在于将有足够稳定性和强度的堵剂放置在恶性水流通道或水淹区域，降低产水而不伤害油层和油气流动能力。

准确放置堵剂是其中的关键所在，对于水平井堵水则更是尤为重要。

而水平井堵水的风险也主要集中在堵剂放置过程，这一过程按堵剂的固化/成胶可分为两个阶段。

1.潜在风险阶段水平井难以实现准确放置主要受油藏条件和完井方式影响。

首先，水平井出水大都属于底水、裂缝等层内出水问题，水流通道/水淹区域与生产油层之间没有有效的分隔；其次，裸眼、筛管、砾石充填等水平井完井方式，也使地层、管外环空和井筒之间存在多向高导流的连通。

加之堵剂在地层孔隙内的渗流行为还要受Kv/Kh、非均质性、粘度、重力以及压差变化等多种因素的控制和影响。

在此情况下，目前还没有理论和方法能够准确地预测、解释出堵剂在井筒、管外、地层以及出水通道之间的交互流动行为。

在裸眼、筛管、砾石充填等水平井完井条件下，放置过程中无论采用笼统注入还是封隔器或桥塞等机械分隔方法，都不可能有效地控制堵剂在油层、出水通道、井筒和管外环空之间的进入和交互流动。