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[摘 要]东辛深层稠油油藏丰富，但是开发过程中含水迅速上升，常规堵水措施效果较差。东辛开展了对深层稠油油藏高含水水平井堵疏一体化技术的研究，通过“堵”和“疏”的双管齐下，提高原油采收率。文中对堵水时机、堵剂的注入压力以及疏通药剂的注入压力等参数进行了研究。并且在东辛DXX68P8井开展了现场应用，效果良好。具有推广价值。
[关键词]堵疏一体化 稠油 高含水水平井
中图分类号：S453 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）24-0030-01
1 前言
东辛深层稠油油藏丰富，沙二段深层稠油地质储量占比85.2%。沙二段深层稠油油层埋藏深（1970-2250m）、油水流度比大（65-115），开发过程中油井一旦见水，含水迅速上升。特别是其中的水平井，生产井段中往往只有部分井段形成来水通道，从而使得不出水的井段也无法得到动用。因此，有必要在适当的时机下，对深层稠油油藏的高含水水平井井进行堵水。
但是，常规堵水措施仅仅是在来水通道处建立起堵水屏障，而稠油油藏原油粘度高、流动性较差，因此，堵水后原油仍然难以动用，来水很容易就近绕过堵水屏障，从而使得堵水有效时间短、堵水效果差。针对以上问题，东辛开展了对深层稠油油藏高含水水平井堵疏一体化技术的研究。
2 堵疏一体化技术简介及参数设计
2.1 简介
堵疏一體化技术既对来水通道建立起堵水屏障，阻止来水进一步突破井底，还对原油富集区域进行解堵和降粘，提高原油的流动性，减小油水流度比，促使来水波及更大的体积、驱替更多的原油进入井筒中，从而有选择性的对不同情况的井段产生针对性的作用，实现“堵”和“疏”的双管齐下，提高原油采收率。堵疏一体化技术的施工步骤为：①若出水段靠后，则：a.下入带封隔器的管柱，坐封将出水段和正常段隔开。b.油管注入堵剂。c.解封后注药剂全井段疏通。
②若出水段靠前，则：a.打桥塞将出水段和正常段隔开。b.下入油管注入堵剂。c.捞出桥塞后，注药剂全井段疏通。
2.2 参数设计
稠油油藏中，设生产井的日液量为Q，含水率为x，其中日产油为Qo，日产水为Qw，动液面到井底的液柱垂直高度为h，井筒截面积为A。当x=0时，全油，即Q=Qo，根据达西定律，压力梯度为：
（1）
式中，Q为生产井的日液量，cm3/s；Qo为日产油，cm3/s；A为井筒截面积，cm2；Ko为油相渗透率，μm2；μo为原油粘度，mPa·s；dPo/dho为x=0时生产压差产生的压力梯度，10-1MPa/cm；△Po为x=0时生产压差，10-1MPa；ho为x=0时动液面到井底的液柱垂直高度，cm。
（2）
因此，若生产过程中的含水率达到或高于式（8）的计算值，即达到堵水时机。
3 应用实例
3.1 参数设计
3.1.1 辛68沙二84层位及DXX68P8井概况
东辛油田辛68断块含油层位沙二84，油藏中深2285m。压实校正后渗透率范围：400～1600×10-3μm2；地层压力22.37MPa；地下原油粘度70～190mPa·s；油水流度比65～115。油井6口，平均动液面1505m，综合含水94%，接近于全水状态。辛68沙二84南高北低，DXX68P8是位于最高部位的一口井。该井2014年1月11日新投，投产时该井主要射孔井段是：2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m，2015年1月补孔井段2381.2-2390.0m合采，生产曲线如图3所示。措施前该井日产液23.5t/d，含水99.6%，接近全水。分析为2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m三段出水。因此设计该井进行堵疏一体化施工。
3.1.2 DXX68P8井参数设计
①堵水时机：根据辛68沙二84层位数据，可得：hw=2285-1505=780m；△pw=22.37-780×9.8×1000=14.726MPa；K=400～1600×10-3μm2（取两端数值计算）；μo=70～190mPa·s（取两端数值计算），M=65～115（取两端数值计算）。
代入式（8）计算得：含水率x=1.76%～55.08%。因此，该层位的生产井含水率最高达到55.08%时，稠油就已经无法启动。②堵剂注入排量.根据DXX68P8井的情况，须使堵剂进入出水井段，而不会向2381.2-2390.0m扩散。因此：μo=190mPa·s；K=1099.7×10-3μm2；出水端渗透率按加权平均法得K堵=302.7×10-3μm2；面积A为2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m三段的套管内表面积，套管半径为0.06068m，即：A堵=0.339m2；堵剂配成水溶液注入，因此粘度接近水：μ堵≈1mPa·s。代入式（11）计算得：最大排量为6.43m3/d。当排量低于该值时，堵剂不会污染油层。
③疏通药剂注入排量该井生产井段的渗透率按加权平均法得K疏=587.19×10-3μm2；面积A为四段生产段的套管内表面积，即：A堵=0.373m2。代入式（14）计算得：理论最小排量为13.70m3/d。因此，实际设计值保持在该值附近。
3.2 施工步骤
①通井、刮管，用80℃以上热污水将井筒清洗干净。②下入堵水施工管柱，并打压坐封。如图4所示。③油管注入堵剂段塞300m3（功能性激活剂45t+交联剂1.5t配成溶液），施工排量4-6m3/h；然后注入顶替液100m3，关井5天。④环空注入疏通药剂10m3（生物表面活性剂），施工排量10-15m3/h，然后注入顶替液30m3，关井2天。⑤下泵生产。
3.3 措施实施情况及效果
该井2017年2月6日上作业进行堵疏一体化施工。2月22日-25日油管注入堵剂300m3（功能性激活剂45t+交联剂1.5t配成溶液），顶替水100m3，施工排量和施工压力如图5所示，注完后关井5天；3月3日从环空注入疏通药剂10m3（生物表面活性剂），顶替水30m3，施工排量和施工压力如图6所示，关井2天。3月11日开井生产，生产曲线如图7所示。竖线前为措施前生产情况，竖线后为措施后生产情况。对比可见，日液量有小幅度上升，日油明显上升，含水率明显下降。措施后至目前开井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，并且继续有效。该技术具有一定的推广价值。
参考文献
[1] 孙建芳.胜利油区稠油非达西渗流启动压力梯度研究[J].油气地质与采收率.2010.17（6）：74-77.
[关键词]堵疏一体化 稠油 高含水水平井
中图分类号：S453 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）24-0030-01
1 前言
东辛深层稠油油藏丰富，沙二段深层稠油地质储量占比85.2%。沙二段深层稠油油层埋藏深（1970-2250m）、油水流度比大（65-115），开发过程中油井一旦见水，含水迅速上升。特别是其中的水平井，生产井段中往往只有部分井段形成来水通道，从而使得不出水的井段也无法得到动用。因此，有必要在适当的时机下，对深层稠油油藏的高含水水平井井进行堵水。
但是，常规堵水措施仅仅是在来水通道处建立起堵水屏障，而稠油油藏原油粘度高、流动性较差，因此，堵水后原油仍然难以动用，来水很容易就近绕过堵水屏障，从而使得堵水有效时间短、堵水效果差。针对以上问题，东辛开展了对深层稠油油藏高含水水平井堵疏一体化技术的研究。
2 堵疏一体化技术简介及参数设计
2.1 简介
堵疏一體化技术既对来水通道建立起堵水屏障，阻止来水进一步突破井底，还对原油富集区域进行解堵和降粘，提高原油的流动性，减小油水流度比，促使来水波及更大的体积、驱替更多的原油进入井筒中，从而有选择性的对不同情况的井段产生针对性的作用，实现“堵”和“疏”的双管齐下，提高原油采收率。堵疏一体化技术的施工步骤为：①若出水段靠后，则：a.下入带封隔器的管柱，坐封将出水段和正常段隔开。b.油管注入堵剂。c.解封后注药剂全井段疏通。
②若出水段靠前，则：a.打桥塞将出水段和正常段隔开。b.下入油管注入堵剂。c.捞出桥塞后，注药剂全井段疏通。
2.2 参数设计
稠油油藏中，设生产井的日液量为Q，含水率为x，其中日产油为Qo，日产水为Qw，动液面到井底的液柱垂直高度为h，井筒截面积为A。当x=0时，全油，即Q=Qo，根据达西定律，压力梯度为：
（1）
式中，Q为生产井的日液量，cm3/s；Qo为日产油，cm3/s；A为井筒截面积，cm2；Ko为油相渗透率，μm2；μo为原油粘度，mPa·s；dPo/dho为x=0时生产压差产生的压力梯度，10-1MPa/cm；△Po为x=0时生产压差，10-1MPa；ho为x=0时动液面到井底的液柱垂直高度，cm。
（2）
因此，若生产过程中的含水率达到或高于式（8）的计算值，即达到堵水时机。
3 应用实例
3.1 参数设计
3.1.1 辛68沙二84层位及DXX68P8井概况
东辛油田辛68断块含油层位沙二84，油藏中深2285m。压实校正后渗透率范围：400～1600×10-3μm2；地层压力22.37MPa；地下原油粘度70～190mPa·s；油水流度比65～115。油井6口，平均动液面1505m，综合含水94%，接近于全水状态。辛68沙二84南高北低，DXX68P8是位于最高部位的一口井。该井2014年1月11日新投，投产时该井主要射孔井段是：2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m，2015年1月补孔井段2381.2-2390.0m合采，生产曲线如图3所示。措施前该井日产液23.5t/d，含水99.6%，接近全水。分析为2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m三段出水。因此设计该井进行堵疏一体化施工。
3.1.2 DXX68P8井参数设计
①堵水时机：根据辛68沙二84层位数据，可得：hw=2285-1505=780m；△pw=22.37-780×9.8×1000=14.726MPa；K=400～1600×10-3μm2（取两端数值计算）；μo=70～190mPa·s（取两端数值计算），M=65～115（取两端数值计算）。
代入式（8）计算得：含水率x=1.76%～55.08%。因此，该层位的生产井含水率最高达到55.08%时，稠油就已经无法启动。②堵剂注入排量.根据DXX68P8井的情况，须使堵剂进入出水井段，而不会向2381.2-2390.0m扩散。因此：μo=190mPa·s；K=1099.7×10-3μm2；出水端渗透率按加权平均法得K堵=302.7×10-3μm2；面积A为2463.0-2490.0m、2500.0-2540.0m、2550.0-2572.0m三段的套管内表面积，套管半径为0.06068m，即：A堵=0.339m2；堵剂配成水溶液注入，因此粘度接近水：μ堵≈1mPa·s。代入式（11）计算得：最大排量为6.43m3/d。当排量低于该值时，堵剂不会污染油层。
③疏通药剂注入排量该井生产井段的渗透率按加权平均法得K疏=587.19×10-3μm2；面积A为四段生产段的套管内表面积，即：A堵=0.373m2。代入式（14）计算得：理论最小排量为13.70m3/d。因此，实际设计值保持在该值附近。
3.2 施工步骤
①通井、刮管，用80℃以上热污水将井筒清洗干净。②下入堵水施工管柱，并打压坐封。如图4所示。③油管注入堵剂段塞300m3（功能性激活剂45t+交联剂1.5t配成溶液），施工排量4-6m3/h；然后注入顶替液100m3，关井5天。④环空注入疏通药剂10m3（生物表面活性剂），施工排量10-15m3/h，然后注入顶替液30m3，关井2天。⑤下泵生产。
3.3 措施实施情况及效果
该井2017年2月6日上作业进行堵疏一体化施工。2月22日-25日油管注入堵剂300m3（功能性激活剂45t+交联剂1.5t配成溶液），顶替水100m3，施工排量和施工压力如图5所示，注完后关井5天；3月3日从环空注入疏通药剂10m3（生物表面活性剂），顶替水30m3，施工排量和施工压力如图6所示，关井2天。3月11日开井生产，生产曲线如图7所示。竖线前为措施前生产情况，竖线后为措施后生产情况。对比可见，日液量有小幅度上升，日油明显上升，含水率明显下降。措施后至目前开井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，并且继续有效。该技术具有一定的推广价值。
参考文献
[1] 孙建芳.胜利油区稠油非达西渗流启动压力梯度研究[J].油气地质与采收率.2010.17（6）：74-77.