活化稠油堵水技术在锦612—大H101井的应用

薛明

【摘 要】通过对锦612-大H101井产量下降，含水升高的原因进行分析，应用成熟的活化稠油堵水技术，能够有效降低该井的综合含水，提高油井产量；通过方案的优化设计，施工工艺的优化，活化稠油堵水剂用量的合理匹配，生产参数的调整，该井含水下降，产油量上升，达到了应用效果。

【关键词】活化稠油；水平井；堵水

水平井作为国内外成熟一种开发技术，已经应用于各类油藏的开发上，锦州油区2001年投产第一口水平井锦27-平1井，拉开了水平井开发的序幕。锦612块的两口稀油水平井生产达到百吨以上，取得了很好的经济效益。

锦612-大H101井位于锦612-12-22井区，开发目的层为大凌河油层，该井含油面积0.036km2，地质储量3.26×104t。油层埋深1308～1333m，平均油层厚度22.6m。油层下部底水发育，是典型的块状底水油藏。该块油藏类型为稀油，孔隙度25.9%，平均渗透率为2.423μm2，泥质含量8.55%，地面脱气原油粘度（50℃）为317.28mPa·s，地面脱气原油密度为0.9583g/cm3，胶质沥青质含量为30.46%，地层水水型为NaHCO3型，地层水矿化度3474.42mg/l，地层原始压力14.87MPa。该井采用φ177.8mm套管+φ177.8mm激光割缝筛管完井方式，生产井段1485.85-1618.66m，132.8m/1层，该井初期日产油100t/d，，通过直井转注水，保持底层压力，断块持续稳产了数年，随着时间推移，油藏底水侵入，导致油井含水上升到94%。

鉴于活化稠油堵水技术在锦州油区有较好的应用效果，经过分析论证，进行该技术的应用，来解决高含水问题。

活化稠油堵水机理

活化稠油是由低粘原油和表面活性剂组成，泵入地层后，进入油流孔道的活化稠油溶于油，正常生产时随油流排出，进入水流孔道的活化稠油，与水混合发生乳化作用，形成高粘油包水乳状液（W/O），限制了水的流动，主要有以下四个原理。

W/O乳状液物理堵塞原理：活化稠油由低粘稠油和定量的乳化剂组成，进入水流通道后，通过渗流作用与地层水或注入水乳化形成高粘的W/O型乳状液，堵塞出水孔道，从而增加驱替水的流动阻力。同时高粘的W/O型乳状液在水层中不断形成分散的乳状液球，通过贾敏效应堵塞孔喉，起到降低出水层回压，减少油井产水的作用。

活化稠油在岩石表面吸咐原理：活化稠油的基液為低粘稠油，一部分与地层水或注入水形成W/O型乳状液，一部分遇到地层原油后与之融合，在油井生产时产出，达到选择性堵水的目的。

活化稠油的相似相溶原理：活化稠油中的乳化剂、稠油中的胶质、沥青质等都是表面活性剂，注入地层后吸附在岩石孔壁上，发生润湿反转作用，改变其润湿性，即由亲水性变为亲油性，使得原油吸附在岩石孔壁上，达到收缩水流通道，阻碍水流动的目的。

活化稠油对油层的疏通原理：活化稠油注入到油层，特别是含油饱和度高的油层时，由于外注压力较高，加之油层回压较低，此时可起到疏通油层、提高油层回压，利于原油产出的作用。

现场应用

确定封堵半径、合理堵剂用量

考虑原油粘度、堵剂粘度、油层渗透率、生产压差，井筒半径，堵剂残余阻力系数等因素，用下式确定合理的封堵半径。

用公式Q=πR2Hφ（1-Swi）计算出理论堵剂用量。

式中：R--处理半径，m；H--油层厚度，m；φ--油层孔隙度，%；Swi—束缚水饱和度。

优化注入压力和注入速度

采用下式预测堵水过程中的压力变化：

注入速度根据各层产液情况和出水层的渗透能力来确定。注入速度控制在正常吸水指数之内，在可能的条件下尽量使用大排量挤入。

少量前置液及过量顶替

根据注入能力模拟研究，采用大排量挤注工艺，增加活化稠油进入水层的能力，用过量顶替的办法，增加后缘堵剂的强度以及堵剂的处理半径。现场采用理论顶替量的1.5-2倍作为实际顶替量，改原油顶替为热污水顶替，节省原油的消耗。而且过量顶替同样可以解决堵剂进泵卡泵的问题。

该井使用活化稠油堵水剂15吨，措施后，焖井3天，下入螺杆泵生产，初期转数80转，日产液33方，日产油9.5吨，含水71.2%，效果明显。

结论

锦612-大H101井实施活化稠油堵水技术，油井含水下降，取得了较好的应用效果。该技术的应用成功为同类水平井堵水提供借鉴。

【参考文献】

[1]李华勇，稠化油堵水技术在螺杆泵井上的应用，化工管理，2015，29.

[2]肖家宏，稠化油堵水技术在欢17兴隆台油层的应用，科技创新与应用，2016，28.

[3]张英伟，稠化油堵水技术落后的改进完善与应用，中国化工贸易， 2014，23.