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[摘 要]曙光稀油区块投发已经入开三十多年，随着注水开发的逐渐深入，主力区块已进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，高含水井所占比例大。纵向上受储层非均质性的影响，各小层动用程度存在较大差异，注入水沿高渗条带突进，单层水窜严重。
[关键词]高含水井；化学堵水
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）31-0219-01
1 引言
曙光稀油区块投发已经入开三十多年，随着注水开发的逐渐深入，主力区块已进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，高含水井所占比例大。纵向上受储层非均质性的影响，各小层动用程度存在较大差异，注入水沿高渗条带突进，单层水窜严重。另外，曙光稀油油井出砂严重，单井累积出砂量大于2方的井，占总井数的55.8%。若采用机械堵水的方式容易造成井下事故。
针对这一难题，在分析原有堵水技术的基础上，研发化学堵水技术。既克服了常规机械堵水在作业冲砂中技术缺欠。又可以更好抑制油井出水，恢复油井的产能。
2 概况
曙光油田稀油油藏构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，探明含油面积127.69Km2，地质储量1.56亿吨。自下而上共开发潜山、杜家台、莲花、大凌河等四套含油层系。全区共划分为11个开发单元， 主要开发层系杜家台油层，含油井段长，层数多。包括10个砂岩组、30个小层，平均含油井段184m，最长245m。
截止目前曙光稀油区块油井726口，开井423口，日产液6364t/d，日产油957t/d，综合含水85%。
3 存在主要问题
3.1 油井高含水矛盾突出
曙光稀油投入开发三十多年，现已进入“双高” 开发后期，油井高水矛盾突出。截止目前曙光稀油区块共有油井726口、开井423口，含水大于85%有186口井，占到区块开井数的44%，另外，有111口因高含水低产能井，油井出水严重影响了区块开发效果。
3.2 主要高含水原因分析
纵向上发育多套储层的油藏砂岩组间动用程度差异较大，主力砂岩组水淹严重，进而造成单层水窜。统计近年曙三区的吸水、产液剖面资料，在纵向上油层动用程度存在一定差异，单层水窜严重。
3.3 现有堵水工艺技术
但随着油藏开发时间的延长，井下技术状况越来越复杂，套坏和井下有落物井也逐年增加。采油井423口，井况差的92口，所占比例21.6%，机械堵水[1]作业的实施受到了限制。
4 化学堵水技术研究
4.1 化学堵水技术的工艺原理
化学堵水是指利用堵水管柱，将化学堵剂注入出水层段，堵剂在地层孔隙中反应凝固或膨胀后形成物理堵塞屏障，降低地层渗透率，从而封堵高含水层的目的。
4.2 堵剂配方的研制
为了实现深部封堵，防止在生产过程中堵剂返吐，增加封堵有效期，采用两个段塞复合封堵技术。第一段塞使用堵水剂，第二段塞使用封口剂。
4.2.1 堵水剂
主要由聚丙烯酰胺、有机交联剂、油溶性树脂组成。具有一定的选择性，优先进入水淹通道，保护了含油饱和度相对较高的低渗透带。流动性好，进入地层深部，扩大堵水处理半径。
4.2.2 封口剂
在稀油油藏中封口剂使用的是丙烯酰胺单体及其添加剂水溶液，在地层温度下发生聚合交联反应，生成高粘冻胶体，对目的层实现封堵。丙烯酰胺单体因其聚合前自身粘度低，为防止顶替液对其稀释降低强度和顶替时形成指进现象，添加高分子量PAM增加体系粘度，同时还可实现低温聚合及缩短聚合时间，提高其封堵效果。
4.3 化学堵水作业管柱及施工工序
在现场施工过程中吗，由于不同油井出水层位的不同，为了能将堵剂准确的注入目的层，减少对非目的层的污染。需要对下部油层进行填砂保护，而对上部油层采用机械卡封的形式进行封堵。下面以封堵中间出水层位为例。介绍一下 堵水作业的施工工序
封堵中间层作业施工工序：
（1）起出井内原管柱；落实井况，要求井况完好，可满足后续冲砂、钻磨需求；
（2）需要对封隔器卡封处反复刮削3次，彻底清洗井筒；
（3）填砂保护下部井段，沉砂4h后校深，要求砂面准确无误，作业精度要求±0.5m；
（4）下入堵水管柱底带封隔器至设计位置座封，验封；
（5）进行堵水施工，挤入堵水剂，施工压力控制在20MPa以内；
（6）再挤入封口剂，然后定量挤入清水，替出管柱内药剂，挤封口剂时要求套管连接压力表，观察压力，并做好反洗施工准备；
（7）焖井候凝后上作业起出施工管柱，下入冲砂管柱冲砂至井底，完成堵水作业。
5 应用效果分析
几年来，稀油化学堵水修井技术共实施23井次，作业成功率100%，阶段措施增油8163t，降水80688t。 取得了良好的稳油控水效果。
5.1 措施前后产油量、液量、含水对比
措施后平均单井日产油增加2.4t，平均单井日产液减少10t，平均单井含水降低16%（见表1）。
表1 措施井措施前后对比表
5.2 堵水有效期较长
曙3-06-08井2010年1月2日实施化堵，222天后即8月12日测试。结果显示封堵层位（14-17#层）产液量仍得到明显控制，充分说明措施有效期较长。
典型井例：
曙3-04-3井根据该井测得产液剖面资料，注采对应关系，及水性资料分析认为该井的出水层位为15.16号层。因此，提出对15、16、17号层采用化学堵水技术进行封堵，提高油井产量。 具体堵水作业工序如下：
（1）对措施井冲砂、通井至人工井底。在1350-1360m处反复刮削3次，彻底清洗井筒；
（2）作业填砂，保护油层；并且校深，砂面1369.88m；
（3）下堵水管柱底待封隔器Y211封隔器1355.41m，Y341封隔器1356.89m，打压座封；
（4）进行堵水施工，挤入堵水剂200t，施工压力12MPa；
（5）挤入封口剂40t，施工压力14MPa，顶替清水4.3m3，候凝48h；
（6）起出堵水管柱；
（7）下入冲砂管柱冲砂至人工井底，完成施工。
措施后，2011全年产油737吨，含水降到85%，2012到失效前也累计采油352吨，日产能上升至1.6吨，含水87%。说明该措施起到了封堵高含水层的作用，并且堵水有效期长。
5.3 经济效益分析
几年来砂岩化学堵水技术实施23井次，使用资金391×104元，累计阶段措施增油8163t，降水8.07×104t，创效755.59×104元。投入产出比1：1.8。
增油创效E=（1-30%）×F×Q×（P-T-C）-I
=（1-30%）×0.8×（8163×0.9769） ×（4949.64-777.6-1480-341.31 ）-391×104
=658.76×104
降水创效E= 80688t×12元/t= 96.83×104元
阶段创效=658.76×104+96.83×104=755.59×104元
阶段投入产出比=（Q×（P-T））/（Q×C+I）=1：1.8
6 结论
（1）改进的化学堵水作业技术中采用的的堵剂具有封堵率高、耐冲刷成胶时间可控等特点，有效实现了油井高含水层位封堵。
（2）通过增加关键作业环节，改进作业工序，对处于不同部位的井段均可以实现封堵。
（3）该技术施工控制方便、一次性成功率高、堵水有效期长，应用前景广阔，为油藏的高效开发提供了坚实的技术保障。
参考文献
[1] 万仁博，罗英俊.采油技术手册-堵水技术[M]，北京：石油工业出版社，1994：142-143.
[2] 唐孝芬，蔡志军，李宇乡等.地层内聚合丙烯酰胺凝胶堵水技术的改进[J]，油田化学，1997，14（2）：131.
[3] 张代森.丙烯酰胺地层聚合交联冻胶堵调剂研究及应用[J]，油田化学，2002，19（4）：337-339.
[4] 周林然，卢渊，伊向艺.聚合物冻胶类堵剂在油田堵水中的应用[J]，内蒙古石油化工，2005，10：82-84.
作者简介
秦洪岩（1983-），男，黑龙江肇东人，学士，研究方向为油田化学。
[关键词]高含水井；化学堵水
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）31-0219-01
1 引言
曙光稀油区块投发已经入开三十多年，随着注水开发的逐渐深入，主力区块已进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，高含水井所占比例大。纵向上受储层非均质性的影响，各小层动用程度存在较大差异，注入水沿高渗条带突进，单层水窜严重。另外，曙光稀油油井出砂严重，单井累积出砂量大于2方的井，占总井数的55.8%。若采用机械堵水的方式容易造成井下事故。
针对这一难题，在分析原有堵水技术的基础上，研发化学堵水技术。既克服了常规机械堵水在作业冲砂中技术缺欠。又可以更好抑制油井出水，恢复油井的产能。
2 概况
曙光油田稀油油藏构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，探明含油面积127.69Km2，地质储量1.56亿吨。自下而上共开发潜山、杜家台、莲花、大凌河等四套含油层系。全区共划分为11个开发单元， 主要开发层系杜家台油层，含油井段长，层数多。包括10个砂岩组、30个小层，平均含油井段184m，最长245m。
截止目前曙光稀油区块油井726口，开井423口，日产液6364t/d，日产油957t/d，综合含水85%。
3 存在主要问题
3.1 油井高含水矛盾突出
曙光稀油投入开发三十多年，现已进入“双高” 开发后期，油井高水矛盾突出。截止目前曙光稀油区块共有油井726口、开井423口，含水大于85%有186口井，占到区块开井数的44%，另外，有111口因高含水低产能井，油井出水严重影响了区块开发效果。
3.2 主要高含水原因分析
纵向上发育多套储层的油藏砂岩组间动用程度差异较大，主力砂岩组水淹严重，进而造成单层水窜。统计近年曙三区的吸水、产液剖面资料，在纵向上油层动用程度存在一定差异，单层水窜严重。
3.3 现有堵水工艺技术
但随着油藏开发时间的延长，井下技术状况越来越复杂，套坏和井下有落物井也逐年增加。采油井423口，井况差的92口，所占比例21.6%，机械堵水[1]作业的实施受到了限制。
4 化学堵水技术研究
4.1 化学堵水技术的工艺原理
化学堵水是指利用堵水管柱，将化学堵剂注入出水层段，堵剂在地层孔隙中反应凝固或膨胀后形成物理堵塞屏障，降低地层渗透率，从而封堵高含水层的目的。
4.2 堵剂配方的研制
为了实现深部封堵，防止在生产过程中堵剂返吐，增加封堵有效期，采用两个段塞复合封堵技术。第一段塞使用堵水剂，第二段塞使用封口剂。
4.2.1 堵水剂
主要由聚丙烯酰胺、有机交联剂、油溶性树脂组成。具有一定的选择性，优先进入水淹通道，保护了含油饱和度相对较高的低渗透带。流动性好，进入地层深部，扩大堵水处理半径。
4.2.2 封口剂
在稀油油藏中封口剂使用的是丙烯酰胺单体及其添加剂水溶液，在地层温度下发生聚合交联反应，生成高粘冻胶体，对目的层实现封堵。丙烯酰胺单体因其聚合前自身粘度低，为防止顶替液对其稀释降低强度和顶替时形成指进现象，添加高分子量PAM增加体系粘度，同时还可实现低温聚合及缩短聚合时间，提高其封堵效果。
4.3 化学堵水作业管柱及施工工序
在现场施工过程中吗，由于不同油井出水层位的不同，为了能将堵剂准确的注入目的层，减少对非目的层的污染。需要对下部油层进行填砂保护，而对上部油层采用机械卡封的形式进行封堵。下面以封堵中间出水层位为例。介绍一下 堵水作业的施工工序
封堵中间层作业施工工序：
（1）起出井内原管柱；落实井况，要求井况完好，可满足后续冲砂、钻磨需求；
（2）需要对封隔器卡封处反复刮削3次，彻底清洗井筒；
（3）填砂保护下部井段，沉砂4h后校深，要求砂面准确无误，作业精度要求±0.5m；
（4）下入堵水管柱底带封隔器至设计位置座封，验封；
（5）进行堵水施工，挤入堵水剂，施工压力控制在20MPa以内；
（6）再挤入封口剂，然后定量挤入清水，替出管柱内药剂，挤封口剂时要求套管连接压力表，观察压力，并做好反洗施工准备；
（7）焖井候凝后上作业起出施工管柱，下入冲砂管柱冲砂至井底，完成堵水作业。
5 应用效果分析
几年来，稀油化学堵水修井技术共实施23井次，作业成功率100%，阶段措施增油8163t，降水80688t。 取得了良好的稳油控水效果。
5.1 措施前后产油量、液量、含水对比
措施后平均单井日产油增加2.4t，平均单井日产液减少10t，平均单井含水降低16%（见表1）。
表1 措施井措施前后对比表
5.2 堵水有效期较长
曙3-06-08井2010年1月2日实施化堵，222天后即8月12日测试。结果显示封堵层位（14-17#层）产液量仍得到明显控制，充分说明措施有效期较长。
典型井例：
曙3-04-3井根据该井测得产液剖面资料，注采对应关系，及水性资料分析认为该井的出水层位为15.16号层。因此，提出对15、16、17号层采用化学堵水技术进行封堵，提高油井产量。 具体堵水作业工序如下：
（1）对措施井冲砂、通井至人工井底。在1350-1360m处反复刮削3次，彻底清洗井筒；
（2）作业填砂，保护油层；并且校深，砂面1369.88m；
（3）下堵水管柱底待封隔器Y211封隔器1355.41m，Y341封隔器1356.89m，打压座封；
（4）进行堵水施工，挤入堵水剂200t，施工压力12MPa；
（5）挤入封口剂40t，施工压力14MPa，顶替清水4.3m3，候凝48h；
（6）起出堵水管柱；
（7）下入冲砂管柱冲砂至人工井底，完成施工。
措施后，2011全年产油737吨，含水降到85%，2012到失效前也累计采油352吨，日产能上升至1.6吨，含水87%。说明该措施起到了封堵高含水层的作用，并且堵水有效期长。
5.3 经济效益分析
几年来砂岩化学堵水技术实施23井次，使用资金391×104元，累计阶段措施增油8163t，降水8.07×104t，创效755.59×104元。投入产出比1：1.8。
增油创效E=（1-30%）×F×Q×（P-T-C）-I
=（1-30%）×0.8×（8163×0.9769） ×（4949.64-777.6-1480-341.31 ）-391×104
=658.76×104
降水创效E= 80688t×12元/t= 96.83×104元
阶段创效=658.76×104+96.83×104=755.59×104元
阶段投入产出比=（Q×（P-T））/（Q×C+I）=1：1.8
6 结论
（1）改进的化学堵水作业技术中采用的的堵剂具有封堵率高、耐冲刷成胶时间可控等特点，有效实现了油井高含水层位封堵。
（2）通过增加关键作业环节，改进作业工序，对处于不同部位的井段均可以实现封堵。
（3）该技术施工控制方便、一次性成功率高、堵水有效期长，应用前景广阔，为油藏的高效开发提供了坚实的技术保障。
参考文献
[1] 万仁博，罗英俊.采油技术手册-堵水技术[M]，北京：石油工业出版社，1994：142-143.
[2] 唐孝芬，蔡志军，李宇乡等.地层内聚合丙烯酰胺凝胶堵水技术的改进[J]，油田化学，1997，14（2）：131.
[3] 张代森.丙烯酰胺地层聚合交联冻胶堵调剂研究及应用[J]，油田化学，2002，19（4）：337-339.
[4] 周林然，卢渊，伊向艺.聚合物冻胶类堵剂在油田堵水中的应用[J]，内蒙古石油化工，2005，10：82-84.
作者简介
秦洪岩（1983-），男，黑龙江肇东人，学士，研究方向为油田化学。