[摘 要]東辛深層稠油油藏豐富，但是開(kāi)發(fā)過(guò)程中含水迅速上升，常規(guī)堵水措施效果較差。東辛開(kāi)展了對(duì)深層稠油油藏高含水水平井堵疏一體化技術(shù)的研究，通過(guò)“堵”和“疏”的雙管齊下，提高原油采收率。文中對(duì)堵水時(shí)機(jī)、堵劑的注入壓力以及疏通藥劑的注入壓力等參數(shù)進(jìn)行了研究。并且在東辛DXX68P8井開(kāi)展了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，效果良好。具有推廣價(jià)值。
　　[關(guān)鍵詞]堵疏一體化 稠油 高含水水平井
　　中圖分類號(hào)：S453 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1009-914X（2018）24-0030-01
　　1 前言
　　東辛深層稠油油藏豐富，沙二段深層稠油地質(zhì)儲(chǔ)量占比85.2%。沙二段深層稠油油層埋藏深（1970-2250m）、油水流度比大（65-115），開(kāi)發(fā)過(guò)程中油井一旦見(jiàn)水，含水迅速上升。特別是其中的水平井，生產(chǎn)井段中往往只有部分井段形成來(lái)水通道，從而使得不出水的井段也無(wú)法得到動(dòng)用。因此，有必要在適當(dāng)?shù)臅r(shí)機(jī)下，對(duì)深層稠油油藏的高含水水平井井進(jìn)行堵水。
　　但是，常規(guī)堵水措施僅僅是在來(lái)水通道處建立起堵水屏障，而稠油油藏原油粘度高、流動(dòng)性較差，因此，堵水后原油仍然難以動(dòng)用，來(lái)水很容易就近繞過(guò)堵水屏障，從而使得堵水有效時(shí)間短、堵水效果差。針對(duì)以上問(wèn)題，東辛開(kāi)展了對(duì)深層稠油油藏高含水水平井堵疏一體化技術(shù)的研究。
　　2 堵疏一體化技術(shù)簡(jiǎn)介及參數(shù)設(shè)計(jì)
　　2.1 簡(jiǎn)介
　　堵疏一體化技術(shù)既對(duì)來(lái)水通道建立起堵水屏障，阻止來(lái)水進(jìn)一步突破井底，還對(duì)原油富集區(qū)域進(jìn)行解堵和降粘，提高原油的流動(dòng)性，減小油水流度比，促使來(lái)水波及更大的體積、驅(qū)替更多的原油進(jìn)入井筒中，從而有選擇性的對(duì)不同情況的井段產(chǎn)生針對(duì)性的作用，實(shí)現(xiàn)“堵”和“疏”的雙管齊下，提高原油采收率。堵疏一體化技術(shù)的施工步驟為：①若出水段靠后，則：a.下入帶封隔器的管柱，坐封將出水段和正常段隔開(kāi)。b.油管注入堵劑。c.解封后注藥劑全井段疏通。
　　②若出水段靠前，則：a.打橋塞將出水段和正常段隔開(kāi)。b.下入油管注入堵劑。c.撈出橋塞后，注藥劑全井段疏通。
　　2.2 參數(shù)設(shè)計(jì)
　　稠油油藏中，設(shè)生產(chǎn)井的日液量為Q，含水率為x，其中日產(chǎn)油為Qo，日產(chǎn)水為Qw，動(dòng)液面到井底的液柱垂直高度為h，井筒截面積為A。當(dāng)x=0時(shí)，全油，即Q=Qo，根據(jù)達(dá)西定律，壓力梯度為：
　�。�1）
　　式中，Q為生產(chǎn)井的日液量，cm3/s；Qo為日產(chǎn)油，cm3/s；A為井筒截面積，cm2；Ko為油相滲透率，μm2；μo為原油粘度，mPa·s；dPo/dho為x=0時(shí)生產(chǎn)壓差產(chǎn)生的壓力梯度，10-1MPa/cm；△Po為x=0時(shí)生產(chǎn)壓差，10-1MPa；ho為x=0時(shí)動(dòng)液面到井底的液柱垂直高度，cm。
　　（2）
　　因此，若生產(chǎn)過(guò)程中的含水率達(dá)到或高于式（8）的計(jì)算值，即達(dá)到堵水時(shí)機(jī)。
　　3 應(yīng)用實(shí)例
　　3.1 參數(shù)設(shè)計(jì)
　　3.1.1 辛68沙二84層位及DXX68P8井概況
　　東辛油田辛68斷塊含油層位沙二84，油藏中深2285m。壓實(shí)校正后滲透率范圍：400～1600×10-3μm2；地層壓力22.37MPa；地下原油粘度70～190mPa·s；油水流度比65～115。油井6口，平均動(dòng)液面1505m，綜合含水94%，接近于全水狀態(tài)。辛68沙二84南高北低，DXX68P8是位于最高部位的一口井。該井2014年1月11日新投，投產(chǎn)時(shí)該井主要射孔井段是：2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m，2015年1月補(bǔ)孔井段2381.2-2390.0m合采，生產(chǎn)曲線如圖3所示。措施前該井日產(chǎn)液23.5t/d，含水99.6%，接近全水。分析為2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m三段出水。因此設(shè)計(jì)該井進(jìn)行堵疏一體化施工。
　　3.1.2 DXX68P8井參數(shù)設(shè)計(jì)
　　①堵水時(shí)機(jī)：根據(jù)辛68沙二84層位數(shù)據(jù)，可得：hw=2285-1505=780m；△pw=22.37-780×9.8×1000=14.726MPa；K=400～1600×10-3μm2（取兩端數(shù)值計(jì)算）；μo=70～190mPa·s（取兩端數(shù)值計(jì)算），M=65～115（取兩端數(shù)值計(jì)算）。
　　代入式（8）計(jì)算得：含水率x=1.76%～55.08%。因此，該層位的生產(chǎn)井含水率最高達(dá)到55.08%時(shí)，稠油就已經(jīng)無(wú)法啟動(dòng)。②堵劑注入排量.根據(jù)DXX68P8井的情況，須使堵劑進(jìn)入出水井段，而不會(huì)向2381.2-2390.0m擴(kuò)散。因此：μo=190mPa·s；K=1099.7×10-3μm2；出水端滲透率按加權(quán)平均法得K堵=302.7×10-3μm2；面積A為2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m三段的套管內(nèi)表面積，套管半徑為0.06068m，即：A堵=0.339m2；堵劑配成水溶液注入，因此粘度接近水：μ堵≈1mPa·s。代入式（11）計(jì)算得：最大排量為6.43m3/d。當(dāng)排量低于該值時(shí)，堵劑不會(huì)污染油層。
　　③疏通藥劑注入排量該井生產(chǎn)井段的滲透率按加權(quán)平均法得K疏=587.19×10-3μm2；面積A為四段生產(chǎn)段的套管內(nèi)表面積，即：A堵=0.373m2。代入式（14）計(jì)算得：理論最小排量為13.70m3/d。因此，實(shí)際設(shè)計(jì)值保持在該值附近。
　　3.2 施工步驟
　�、偻ň�、刮管，用80℃以上熱污水將井筒清洗干凈。②下入堵水施工管柱，并打壓坐封。如圖4所示。③油管注入堵劑段塞300m3（功能性激活劑45t+交聯(lián)劑1.5t配成溶液），施工排量4-6m3/h；然后注入頂替液100m3，關(guān)井5天。④環(huán)空注入疏通藥劑10m3（生物表面活性劑），施工排量10-15m3/h，然后注入頂替液30m3，關(guān)井2天。⑤下泵生產(chǎn)。
　　3.3 措施實(shí)施情況及效果
　　該井2017年2月6日上作業(yè)進(jìn)行堵疏一體化施工。2月22日-25日油管注入堵劑300m3（功能性激活劑45t+交聯(lián)劑1.5t配成溶液），頂替水100m3，施工排量和施工壓力如圖5所示，注完后關(guān)井5天；3月3日從環(huán)空注入疏通藥劑10m3（生物表面活性劑），頂替水30m3，施工排量和施工壓力如圖6所示，關(guān)井2天。3月11日開(kāi)井生產(chǎn)，生產(chǎn)曲線如圖7所示。豎線前為措施前生產(chǎn)情況，豎線后為措施后生產(chǎn)情況。對(duì)比可見(jiàn)，日液量有小幅度上升，日油明顯上升，含水率明顯下降。措施后至目前開(kāi)井102天，日液量28.7t/d，日油3t/d，含水89.5%。累增油208.9t。效果良好，并且繼續(xù)有效。該技術(shù)具有一定的推廣價(jià)值。
　　參考文獻(xiàn)
　　[1] 孫建芳.勝利油區(qū)稠油非達(dá)西滲流啟動(dòng)壓力梯度研究[J].油氣地質(zhì)與采收率.2010.17（6）：74-77.

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