段塞式堵水封竄技術(shù)在塔河油田的應(yīng)用

尹曉靜，張鳳彩，溫棟良

(中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽 473132)

塔河油田碳酸鹽巖油藏是底水能量的縫洞型油氣藏，平面上表現(xiàn)為疊合連片含油、不均勻富集的特征，縱向上基質(zhì)滲透率低，裂縫、溶洞發(fā)育，且為主要的儲(chǔ)油空間和流動(dòng)通道。開發(fā)過程中由于底水錐進(jìn)或沿高角度裂縫竄進(jìn)，導(dǎo)致大量油井含水快速上升，高含水已成為制約油井高效開發(fā)的主要因素之一。

由于碳酸鹽巖油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，常規(guī)選擇性堵劑難以封堵，主要選用水泥堵劑［1］。在封堵碳酸鹽巖強(qiáng)漏失超深井方面，塔河油田傳統(tǒng)上主要采用架橋堵漏材料前置水泥、硅酸鹽沉淀凝膠前置水泥、石灰乳前置水泥、復(fù)合水泥段塞、超低密度水泥重力法封堵等，但實(shí)際應(yīng)用效果較差［2］。因此，針對(duì)塔河油田高溫高礦化度強(qiáng)漏失超深井封堵難題，在施工工藝上采用段塞式深部堵水封竄技術(shù)思路，先用高溫凝膠做為前置段塞，對(duì)地層深部水竄通道和裂縫進(jìn)行預(yù)充填及深部封堵，再利用高溫堵漏劑做為封堵段塞，在油水界面形成隔板，深部封堵水竄通道，再用納米堵水封竄劑做為封口段塞，阻止底水通過井筒竄流，延長堵水有效期［3］。

1 前置段塞堵劑配方的優(yōu)化

前置段塞的主要作用是對(duì)地層嚴(yán)重漏失虧空層段、深部水竄通道和裂縫進(jìn)行預(yù)充填及深部封堵，堵劑通常主要由硅酸鈉、無機(jī)納米活化劑HJYS、緩凝劑YJ等組成。

1.1 硅酸鈉

選用的硅酸鈉含量為35%～42%，無機(jī)納米活化劑HJYS加量(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)0.4%，緩凝劑YJ加量0.2%，配液后置于70℃下恒溫養(yǎng)護(hù)，考察硅酸鈉加量對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響，結(jié)果見表1。

表1 硅酸鈉加量對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響

由表1可知，硅酸鈉加量小于1.5%時(shí)，不成膠，凝膠強(qiáng)度較弱;加量達(dá)2.0%時(shí)成膠性較好，但隨著加量增加，凝膠強(qiáng)度增加幅度逐漸減小;加量大于10.0%后，對(duì)凝膠強(qiáng)度影響不大。因此，硅酸鈉加量以2.0%～10.0%為宜。

1.2 活化劑HJYS

固定其他條件，硅酸鈉加量為2.0%，考察活化劑HJYS加量對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響，結(jié)果見表2。

表2 活化劑HJYS加量對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響

從表2看出，活化劑HJYS加量小于0.2%時(shí)，凝膠強(qiáng)度太弱;加量達(dá)0.4%時(shí)，成膠性較好，但隨著加量增加，凝膠強(qiáng)度基本不變;加量大于1.2%時(shí)，凝膠強(qiáng)度呈下降趨勢。因此，活化劑HJYS加量以0.4%～1.0%為宜。

1.3 緩凝劑YJ

固定其他條件，活化劑HJYS加量為0.4%，分別在60，110℃下恒溫養(yǎng)護(hù)，考察緩凝劑YJ加量對(duì)成膠時(shí)間的影響，結(jié)果見圖1。

圖1 在60，110℃下成膠時(shí)間與緩凝劑YJ加量的變化曲線

由圖1可知，緩凝劑 YJ加量為0.1%～2.4%時(shí)，在60℃下，成膠時(shí)間在150～560 min間可調(diào);溫度調(diào)至110℃，成膠時(shí)間在80～320 min間可調(diào)。實(shí)驗(yàn)表明，緩凝劑YJ對(duì)凝膠成膠時(shí)間具有很好的延遲作用，綜合考慮溫度、現(xiàn)場配制等因素，緩凝劑YJ加量以0.2%～2.0%為宜。

2 封堵段塞配方的優(yōu)化

2.1 堵漏劑類型

選用常見的堵漏劑 NPA、KS、CS與活化劑HJYS進(jìn)行配伍性試驗(yàn)，堵漏劑加量40%，HJYS加量0.4%，在110℃下恒溫，分別測定其初凝時(shí)間及析水率，結(jié)果見表3。

表3 不同堵漏劑對(duì)初凝時(shí)間及析水率的影響

從表3看出，堵漏劑NPA具有初凝時(shí)間較長，且析水率小的優(yōu)點(diǎn)，因此，選用堵漏劑NPA為主劑，作為高溫堵漏劑。

2.2 堵漏劑NPA加量

活化劑HJYS加量為0.4%，分別取不同加量的NPA與HJYS進(jìn)行配伍試驗(yàn)，20℃下分別測定初凝時(shí)間和析水率，結(jié)果見圖2。

圖2 堵漏劑NPA對(duì)初凝時(shí)間和析水率的影響

由圖2可知，當(dāng)堵漏劑NPA加量小于40%時(shí)，初凝時(shí)間較短;當(dāng)NPA加量大于80%時(shí)，初凝時(shí)間長，但析水率增加。綜合考慮，NPA加量以40%～80%為宜。

2.3 封堵段塞堵劑的抗壓性能

按最佳配方配制封堵段塞堵劑，分別置于110，120℃水浴中養(yǎng)護(hù)48 h后脫模，在壓力試驗(yàn)機(jī)上測試抗壓強(qiáng)度，結(jié)果見表4。

表4 封堵段塞堵劑的抗壓性能

從表4看出，封堵段塞堵劑的抗壓強(qiáng)度隨溫度升高而增加，110，120℃下抗壓強(qiáng)度均大于15 MPa，說明封堵段塞堵劑具有較高的抗壓強(qiáng)度，能滿足施工工藝的要求。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)及應(yīng)用效果

該技術(shù)在2011年投入現(xiàn)場實(shí)施后，在新疆塔河油田高溫高礦化度強(qiáng)漏失超深井現(xiàn)場試驗(yàn)9口井，施工后工藝成功率100%。年平均單井階段累計(jì)增油 759.1 t，階段累計(jì)降水 1 044.8 m3，階段累計(jì)增注11 640 m3，取得了較好的封堵措施效果。

TK745井:該井酸壓投產(chǎn)初期自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)油160 t，不含水。2005年5月31日油井突然見水，逐級(jí)下調(diào)油嘴至3.5 mm控制生產(chǎn)，初期控水效果較好，但產(chǎn)油量呈明顯下降，穩(wěn)定在40 t。2007年9月含水呈臺(tái)階狀上升趨勢，井口產(chǎn)液下降至20 t/d，日產(chǎn)油12 t/d，含水40%。

2007年10月該井進(jìn)行產(chǎn)液剖面測試，結(jié)果顯示，5 559～5 564 m 微產(chǎn)水2.3 t，5 603～5 610 m 日產(chǎn)油21 t，5 630～5 637 m 主產(chǎn)水17 t，2007 年10月25日實(shí)施普通堵水技術(shù)(水泥段塞5 612 m)，酸化后采用4 mm油嘴控制自噴生產(chǎn)，井口壓力、產(chǎn)液緩慢下降，井口取樣含水在25%內(nèi)波動(dòng)變化。

2011年6月8日再次進(jìn)行產(chǎn)液剖面測試，結(jié)果顯示5 600～5 617 m為油水產(chǎn)出段，產(chǎn)油15 m3/d，產(chǎn)水63 m3/d;5 620～5 630 m為主要產(chǎn)水段，產(chǎn)水11 m3/d。分析該井產(chǎn)層上部油水同出，產(chǎn)出水主要來自下部水體，決定對(duì)該井5 555～5 680 m井段擠注納米堵漏劑(控制塞面5 580 m)封堵出水裂縫，達(dá)到降低含水的目的。2011年6月對(duì)該井采用段塞式深部堵水封竄技術(shù)，累計(jì)擠注納米堵劑150 m3，施工后井筒試壓15 MPa，30 min壓降為0，試壓合格。措施后，產(chǎn)油由施工前5.81 t/d增至48.62 t/d，含水由 62.74% 降至 0，最高產(chǎn)油量達(dá)57.4 t/d，年累計(jì)階段增油 5 159.44 t。

4 結(jié)論

1)優(yōu)化了前置段塞堵劑配方:硅酸鈉加量2.0%～10.0%，活化劑 HJYS 加量 0.4%～1.0%，緩凝劑 YJ加量 0.2%～2.0%;封堵段塞堵劑選擇堵漏劑NPA作為主劑，適宜的加量為40%～80%。110，120℃下封堵段塞堵劑抗壓強(qiáng)度均大于15 MPa，能滿足施工工藝的要求。

2)采用段塞式深部堵水封竄方法對(duì)高溫高礦化度強(qiáng)漏失超深井進(jìn)行有效封堵，達(dá)到控水增油和提高采收率的目的。該技術(shù)2011年投入現(xiàn)場實(shí)施后，在新疆塔河油田高溫高礦化度強(qiáng)漏失超深井現(xiàn)場試驗(yàn)9口井，施工后工藝成功率100%。年平均單井階段累計(jì)增油759.1 t，階段累計(jì)降水1 044.8 m3，階段累計(jì)增注11 640 m3，取得了較好的封堵效果。

［1］宋燕高，牛靜，賀海，等.油田化學(xué)堵水調(diào)剖劑研究進(jìn)展［J］.精細(xì)石油化工進(jìn)展，2008，9(5):5 －11.

［2］高飛，李宜坤，王艷輝.國外選擇性堵水劑進(jìn)展［J］.油田化學(xué)，2010，27(3):346 －349.

［3］馬道祥，羅曉慧，張清軍，等.河南稠油油田淺薄層油藏防砂技術(shù)［J］.石油地質(zhì)與工程，2007，21(1):72 －74.