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1、1 碎屑岩油藏开采现状西北油田分公司碎屑岩油藏属于低幅度背斜（边）底水油藏，一般储层埋深4200-5100m，压力系数1.12-1.16，地层温度梯度2.2-2.3/100m。油藏层内非均质程度严重，平均孔隙度19-27%，渗透率一般为56-416mD，垂直渗透率与水平渗透率之比1:1.34。储层底水极强，最大油水层厚度比达1:16，最高油水比高达1:592，地层水矿化度超过20104mg/L。油藏采用水平井与直井相结合的开发方式，共有油井410口，其中直井213口均采用套管射孔方式完井；水平井197口，完井方式主要以筛管完井、尾管射孔完井为主，近年又探索了遇油膨胀封隔器、调流控水筛管（ICD
2、）完井等完井方式。尾管射孔方式主要包括前期的全井段射孔和目前的分段变密度优化射孔。碎屑岩油藏堵水具有巨大的地质和工艺潜力主要表现在：（1）剩余可采储量丰富。分公司碎屑岩油藏探明储量8745.27104t，目前已累计产油1446.23104t，采出程度仅20.04%。其中一区、二区、九区地质储量3733104t，累计产油586.23104t，采出程度15.7%，剩余可采储量1336104t，剩余油潜力巨大。（2）非均质性严重导致过度产水。由于储层非均质性作用，底水易沿高渗条带窜进产出，导致油井过度产水。以9区为例，2010年采出程度16.73%，综合含水73%，拟合采收率35.30%。而实际上该
3、区标定采收率45.2%，该采出程度下理论含水仅为30%。（3）水平井井筒资源利用率低。前期产液剖面测井显示，水平井实际产液段仅有打开井段的1/3，只要能有效控制底水窜流，沟通油流通道，调整产液剖面，堵水往往能取得较好的效果。分公司碎屑岩油藏堵水主要面临两个挑战：（1）超深的井况和全井筒打开的完井方式给堵剂有效放置带来挑战，常规定点卡堵水工艺难以有效使用；（2）高温、高矿化度的苛刻油藏条件制约了高效选择性堵剂的筛选及应用，堵剂均需要针对性的优化与重新评价。2010年12月碎屑岩总开井数334口，日产油水平4426t，综合含水58.84%，其中含水在60%以上井占总开井数的52.7%。碎屑岩水平井
4、197口，综合含水60.7%，其中含水60%以上占3/5，日产油仅占10.5%。关井27口井中，有4口井因高含水关井。碎屑岩油藏堵水工艺任重而道远。2.1.1 前期工艺发展概况塔河油田碎屑岩油藏于1998年首次在S28和AN2井堵水试验，S28井采用硅酸盐堵水，AN2井插管桥塞水泥封堵，虽然堵水无效，但对碎屑岩直井堵水进行了有益尝试，拉开了碎屑岩堵水序幕，也为后期水平井堵水奠定了基础。受限于高温、高盐的油藏条件和全井段打开生产的完井方式，塔河油田碎屑岩水平井堵水工艺起步较晚，始于2002年的TK201H定点挤水泥。2010年以前主要划分3个发展阶段，3大类工艺。第一阶段：定点卡堵阶段，2002
5、-2005年。找水确定出水井段，采用机械封隔器卡封或定点挤水泥方式封堵出水井段，因满足卡封条件油井较少，实施井次相对较少，初步形成了配套的卡封工具和工艺技术。第二阶段：笼统挤水泥阶段，主要在2006年-2007年，主要根据找水资料，利用水泥笼统封堵后，复射潜力段（“二次完井”）。由于工艺复杂，适应井况少难以广泛推广。第三阶段：笼统选择性堵水探索阶段，2008-2009年，筛选评价适合的高温、高盐堵剂，逐步开展以硅酸盐为代表的笼统化学堵水试验。2.2.1 定点卡堵水定点卡堵水主要包括机械卡堵水和定点挤水泥。前者直接利用封隔器封隔主要产水段，后者则采用插管桥塞类工具，坐封在主要产水段前段，挤水泥封
6、出水段。主要的封隔工具有：KCY453112防中途座封桥塞和SPY441-148封隔器。主要特点：卡封井段“死堵近堵”，堵前找水，堵水直接费用20-30万元/井次，施工周期12-50天，对筛管完井油井不适用，特别适用于2007年以来变密度分段射孔井。两项堵水工艺累计应用31井次，有效15井次，有效率48.4%，累积增油3.4104t。TK126H井定点挤堵：全水平段套管射孔完井，含水上升至91.2%后，水平井产剖显示67.29%的产液来自尾部4928-4956m井段，含水98.61%，属于严重水淹段；跟端4835.7-4858.4m井段产液占全井产液的24.42%，而含水仅67.97%，具有堵
7、水潜力。因此下入插管封隔器坐封于4885m，挤水泥封堵4928m-4956m主要出水段，释放4835.7-4858.4m潜力层。堵后直接转机抽生产，含水由94%下降到88%，日增油3.5t，堵水有效期长达256天，累计增油1040t。机械找堵水一体化技术是分公司针对有盲段的尾管射孔井开发的一项技术。该工艺采用一趟管柱卡封，评价坐封位置前后的产液情况，最终确定生产段。基本操作步骤是：管柱下入井内设计位置，调整封隔器座封，下放管柱加压，反转丢手，下入杆柱即可实现机抽评价水平段前端。若对后段评价，则只需加深管柱加压正转对接丢手接头，正打压打掉堵头，下杆柱评价水平段后段。成功在TK919H、TK124
8、H、TK117H、KZ1-1H、TK919H、YT2-11H和YT2-6H等井应用，工艺成功率100%，堵水有效率66.7%，增油8434t。适用于有盲段的尾管射孔井，与常规定点卡堵水工艺相比，后期井筒处理更为简便。 2.2.2 笼统挤水泥堵水对于筛管完井的水平井，由于机械卡封和定点挤水泥均难以实施，为了缓解渗透率差异造成的产液矛盾，探索了全井筒笼统挤水泥复射潜力段的“二次完井”工艺。主要特点：卡封井段“死堵近堵”，堵前找水，周期30-80d，费用 100万元/井次，目前已很少应用。该工艺共试验10井次，有效6井次，有效率60%，累计增油0.9104t。TK925H井“二次完井”堵水：筛管完井，高含水后PND剩余油监测解释结果及综合分析认为油井在水平段指端剩余油潜力丰富，而在跟端则出现较强水淹，因此对整个水平段进行挤水泥，钻塞后补射指端潜力段进行“二次完井”，堵后管式泵机抽评价：初期含水（40-50%）下降明显，但上升速度较快，堵后40天含水上升至80%左右，有效期320天，累计增油达4594t。
