文南油田抗高壓堵漏劑的研究應用

李錚

摘 要 隨著注水開發(fā)的不斷深入，油井高含水已成為油田開發(fā)的“絆腳石”。堵水是“控水穩(wěn)油”的重要工藝技術措施。在該工藝技術中，堵水劑的選擇是關鍵。

關鍵詞 高壓堵漏劑 研究應用

中圖分類號：TE358+.3 文獻標識碼：A

0前言

伴隨著文南堵水工藝技術的發(fā)展，堵劑體系也經(jīng)歷著相應的改變。擠堵工藝要做到“一井一策”，堵劑的選擇也要做到“一井一劑”， 根據(jù)目的層段的地層特點，施工要求的差異性，通過開展堵劑的室內(nèi)研究，優(yōu)化堵劑配方，形成不同的堵劑體系。堵劑體系的豐富，為封堵效果的提高提供有力保證，為堵水工藝的進一步發(fā)展提供有力支持。

1取得的主要技術創(chuàng)新成果

目前淺層套管堵漏井承壓能力低，一般低于15MPa。堵漏措施實施后，不能滿足壓裂等高壓措施工藝技術要求，制約油田生產(chǎn)和影響油田開發(fā)效果。針對傳統(tǒng)堵漏劑抗壓強度低、韌性差的缺點，開展堵漏劑室內(nèi)研究，初步形成耐高壓化學堵漏劑體系。

1.1研究難點

（1）補液壓力大于35MPa，要求承壓級別較高。

（2）單層水噴壓裂補液壓力維持35MPa以上長達2h。

（3）自由段無固井水泥，空間大，難以形成牢固的滯留帶。

1.2研究思路

以油井超細水泥及D級油井水泥為主劑，通過低溫固化劑、增韌劑的引入，提升堵漏劑滯留能力；通過添加增強劑，提高堵漏劑的承壓強度；通過調(diào)節(jié)劑的引入達到安全施工的目的。

2堵漏體系的室內(nèi)研究

2.1低溫固化劑的優(yōu)選

低溫固化劑主要由堿性無機鹽和有機物組成，和D級油井水泥復配在一起，使油井水泥固化時間縮短，早期強度增加，滿足低溫駐留的目的。因固化劑的主要成分是CaCl2，它可使水泥漿的動切力值增大，但初始狀況下不影響水泥漿的塑性粘度，在水化30min以后塑性粘度開始增大。因此加有低溫固化劑的水泥漿有較好的觸變性，能滿足漏失段滯留的工藝要求。選取三種不同的油井水泥固化劑（G203、G204、WK-3），其性能特點：D級油井水泥PH值10～12，屬于強堿性。G204固化劑顯酸性，而G203、WK-3固化劑與D級油井水泥配伍性較好。為了優(yōu)選合適的固化劑，采用漿體比重1.6的堵漏劑，在45℃溫度條件下，對G203和WK-3固化劑進行性能評價?？梢钥闯?，在同等濃度條件下，WK-3固化劑與G203低溫固化劑相比，WK-3固化劑配制的漿體無泡沫、稠度大。為了滿足現(xiàn)場堵漏的要求，不但需要堵漏劑凝固時間合適，還需要在漏失段具有較好的滯留性能。因此選用WK-3固化劑，用量為2.5%。

2.2調(diào)節(jié)劑的優(yōu)選

調(diào)節(jié)劑的加量對堵漏劑的抗壓強度影響不大。當DL-1調(diào)節(jié)劑加量小于0.4% 時，堵漏劑稠化時間較短，不能滿足安全施工的需要；而當調(diào)節(jié)劑加量大于1%，固化后堵漏劑有水析出，固化體積收縮。因此調(diào)節(jié)劑的加量根據(jù)目的井段以0.4%～1.0%為宜。

2.3封堵性能評價

用不同粒徑的石英砂填制的巖心，進行室內(nèi)巖心模擬實驗。注入清水5PV，測定巖心滲透率，再注入配制比重1.6的堵漏劑漿液，在30℃～45℃下養(yǎng)護48h；再注入清水，測定巖心的滲透率。實驗表明，由于堵漏劑封堵率較高，在47MPa下注入的清水沒有突破巖心，說明堵漏劑封堵性能好。

2.4抗壓性能評價

配制比重1.6的堵漏劑漿液倒入模具中，置于45℃和70℃恒溫烘箱中，養(yǎng)護48h后脫模，考察堵漏劑的抗壓性能，并與超細水泥、油井水泥相比較。堵漏劑固化體的抗壓強度遠大于水泥類堵劑，并且抗壓強度隨溫度的升高而增強。溫度45℃、壓力10MPa下，堵漏劑的抗壓強度為39MPa；溫度70℃、壓力10MPa下，堵漏劑的抗壓強度為45MPa。說明堵漏劑具有較高的抗壓強度和耐溫性能。

3現(xiàn)場試驗及應用效果

2013年現(xiàn)場試驗2井次，累計增油641t，措施效果顯著。

典型井例：W33-148井于2000年11月投產(chǎn)，水泥返高2201.72m，鹽膏層2301-2323m。地質要求對S3上7.8，井段3154.8-3177.5m進行壓裂措施。因鹽膏層段套管變形嚴重（2305.39m最小縮徑為€%O96mm），1305m自由段套漏，采用水力噴射雙層壓裂要求井筒承壓能力達到40MPa。為滿足壓裂要求，2013年5月18日，擠入高濃度堵漏劑25m3，擠入加有1%增強劑水灰比為2：1的漿體5m3，頂替清水13.1m3，帶壓43MPa關井候凝。堵漏后井筒試壓44MPa合格。2013年6月6日實施水力噴射壓裂兩段，破裂壓力分別為71.7MPa和64.5MPa，套管補液壓力高達38.1MPa，且持續(xù)4小時。壓裂后日產(chǎn)液29.8m3，日產(chǎn)油3.9t，日增油2.2t，累計增油240.9t。

4現(xiàn)場應用情況

4.1現(xiàn)場應用情況

2013年以來，共實施化學堵水57口井，64井次。其中耐高壓堵漏劑應用2井次，堵漏后耐壓級別升級至40MPa，工藝成功率100%；耐酸性堵劑應用4井次，工藝成功率100%；遠井人工裂縫封堵劑應用3井次，有效率100%。

4.2經(jīng)濟效益評價

投入費用：2013年裂縫帶封堵3井次費用68萬元，擠堵酸化4井次費用90萬元，淺部堵漏壓裂工藝2井次費用40萬元。合計費用198萬元。產(chǎn)出：裂縫帶封堵3井次累計增油442噸；擠堵酸化4井次累計增油939.5噸；淺部層堵漏壓裂2次，目前累計增油641噸。按噸油價格4653元，噸油提升成本1023元計算：（4653-1023）*（442+939.5+641）=734.168萬元；投入產(chǎn)出比：198：734.168=1：3.7。

5結論

（1）室內(nèi)試驗和現(xiàn)場實踐證明，骨架結構和充填體系相復合的堵漏劑配方體系耐壓級別達到40MPa，不僅達到了水力噴射壓裂施工的技術要求，滿足了地質開發(fā)的需要，同時也為下步套變高含水油井實施光管壓裂找到了一條新的技術途徑。

（2）樹脂堵劑與酸液之間的配伍性較好，該堵劑能很好地滿足了堵水和酸化連作技術的需要， 適于現(xiàn)場的推廣應用。

（3）首次利用泡沫的阻力效應，將泡沫體系利用與人工裂縫帶的封堵，實踐證明，泡沫體系能夠發(fā)揮堵水效果。

參考文獻

[1] 楊建華.油井水泥漿封竄堵漏工藝技術[J].新疆石油科技，2006.