水平井出水段高強(qiáng)度封堵配套工藝技術(shù)

于永生，齊行濤，廖翰明，劉　賀

（大港油田石油工程研究院，天津300280）

水平井出水段高強(qiáng)度封堵配套工藝技術(shù)

于永生，齊行濤，廖翰明，劉賀

（大港油田石油工程研究院，天津300280）

于永生等.水平井出水段高強(qiáng)度封堵配套工藝技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，2016， 33（5）：124-128.

針對目前水平井出水段堵水作業(yè)的需求，研制出了適合水平井堵水的觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑及分段注入封堵工藝。堵劑性能評價結(jié)果表明，該觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑具有較強(qiáng)的觸變性，流動切力為10～15 kPa，適用溫度為30～120℃，抗壓強(qiáng)度大于13 MPa，稠化時間大于6 h，固化后體積膨脹1.0%～1.5%，解決了常用凝膠類堵劑強(qiáng)度低，堵水有效率低、有效期短等問題，克服了常用水泥類堵劑在水平段易與壓井液混相及安全性差的問題，實現(xiàn)了對水平井出水段安全可靠及長效封堵。研究了用于堵劑注入過程中保護(hù)堵劑段塞的自降解溶膠，有效防止堵劑注入過程中與壓井液混相，優(yōu)選了堵劑分段注入的配套工具，實現(xiàn)對出水段分段封堵。截至目前，該水平井分段堵水技術(shù)在大港、青海等油田完成水平井堵水現(xiàn)場應(yīng)用5井次，施工成功率為100%，累計增產(chǎn)原油量為5 849 t，天然氣量為1.4×104m3，證明了該水平井分段堵水工藝具有較高的可靠性和長效安全性。

水平井；堵水；觸變性堵劑；膨脹性堵劑；高強(qiáng)度堵劑；自降解溶膠；分段封堵

水平井已成為各類油藏提高開發(fā)效果的主要手段之一，但水平井產(chǎn)水嚴(yán)重影響水平井產(chǎn)能的發(fā)揮，受井型和完井方式特殊性的影響，水平井比常規(guī)直井更容易產(chǎn)水，如果堵水不及時，出現(xiàn)水突破之后含水量上升，產(chǎn)油量會大幅降低，嚴(yán)重影響了水平井的開發(fā)效果。常規(guī)直井常用的堵水技術(shù)在水平井適應(yīng)性差， 水平井產(chǎn)水成為影響水平井應(yīng)用效果的瓶頸問題之一。 目前可用的堵劑類型有限， 聚合物凝膠堵劑強(qiáng)度低， 堵水成功率低， 而水泥類高強(qiáng)度堵劑難以做到準(zhǔn)確地放置， 與壓井液產(chǎn)生無控制的混相，造成封堵措施失敗， 且安全風(fēng)險較大。因此，針對篩管分段完井和分段射孔完井的水平井， 研究了出水段高強(qiáng)度封堵的配套工藝技術(shù)［1-9］。

1　觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑的研制

1.1超細(xì)復(fù)合顆粒材料

超細(xì)復(fù)合顆粒材料為灰白色混合顆粒，主要由超細(xì)水泥和碳酸鈣粉組成，超細(xì)水泥平均粒徑為5.3 μm，碳酸鈣粉平均粒徑為0.8 μm，復(fù)合顆粒的比表面積在12 000～14 000 cm2/g。堵劑的粒徑越小，比表面積越大，固結(jié)后的結(jié)構(gòu)更加致密，具有更高的固結(jié)強(qiáng)度，且與套管和地層的黏結(jié)強(qiáng)度更高，能獲得更好的封堵效果。

1.2多功能懸浮劑

1.3堵劑體系配制

在100 mL的清水中，首先加入0.35%發(fā)泡劑X、2.5%調(diào)節(jié)劑H，攪拌5 min得到均勻分散的多功能懸浮劑，然后加入4%碳酸鈣粉T、185%超細(xì)水泥S，攪拌10 min配制成觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑。

1.4封堵機(jī)理研究

將超細(xì)復(fù)合顆粒材料和多功能懸浮劑按一定比例混合，配制成顆粒溶膠，該溶膠體在高溫下靜置一段時間后， 由于顆粒的邊角和末段間相互吸引可形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu)而失去流動性，但在外力作用下網(wǎng)架結(jié)構(gòu)被破壞，流動性又可以恢復(fù)，溶膠具有強(qiáng)觸變性，在高溫下經(jīng)過一定時間，最終會凝固形成高強(qiáng)度的固體。

2　觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑性能評價

2.1觸變性能

將配制好的堵劑裝入長度為5 m的油管短節(jié)，在70 ℃下養(yǎng)護(hù)30 min，然后用泵注入清水頂替堵劑，管內(nèi)堵劑開始流動的壓力為4 MPa，并通過下面公式計算其動切力為12.4 kPa。

τy=△PD/4L

式中，△P為啟動過程中油管兩端壓差最大值，MPa；D為油管直徑，mm；L為油管長度，m；τy為堵劑的動切力，Pa。

將堵劑放入比色管中，在30～120 ℃不同溫度下養(yǎng)護(hù)觀察，堵劑在5～15 min可形成網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)而失去流動性，比色管朝下時，堵劑不倒流，用玻璃棒攪拌后又恢復(fù)流動性，表明觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑在一定溫度下養(yǎng)護(hù)一段時間后，可形成網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)失去流動性，又可在一定外力下恢復(fù)流動性，具有較好的觸變性能。

2.2注入性能

選用觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑和G級油井水泥測定堵劑對填砂管進(jìn)行注入性實驗評價，首先水驅(qū)測得原始滲透率，將配制好的觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑和G級油井水泥堵劑注入巖心管，觀察注入體積與注入壓力，以及注入后堵劑在填砂管中的注入深度，結(jié)果見表1。由表1可知，觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑的注入深度大于G級油井水泥堵劑的注入深度，表明觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑的注入性能較好。

表1　觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑注入性能評價實驗

2.3膨脹性能

將配制好的觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑裝入可變形塑料瓶內(nèi)密封，用排水法測量其體積，放入恒溫箱內(nèi)，待完全固化后取出，同樣用排水法測量出固化后塑料瓶體積，根據(jù)體積變化，計算其膨脹率，膨脹實驗結(jié)果見表2。表2結(jié)果表明，該堵劑在凝固過程中不出現(xiàn)析水現(xiàn)象，固化后體積膨脹1%～1.5%左右，有利于完全封堵管外環(huán)空。

表2　觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑膨脹性能評價實驗

2.4稠化時間

實驗研究了觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑在70和120 ℃下的稠化性能，觀察堵劑的稠化時間，結(jié)果見圖1、圖2。圖1、圖2結(jié)果表明，觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑的稠化時間大于6 h，固化時間小于24 h，完全可以保障現(xiàn)場施工安全。

圖1　120 ℃、35 MPa下堵劑的稠化曲線

圖2　70 ℃、 25 MPa下堵劑的稠化曲線

2.5抗壓強(qiáng)度

配制4分相同的觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑，放入70 ℃水浴中常壓養(yǎng)護(hù)72 h，測其抗壓強(qiáng)度分別為13.96、14.22、13.38、13.44 MPa，可以看出，觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑的抗壓強(qiáng)度都在13 MPa以上，可以滿足水平井的生產(chǎn)壓差的要求。

3　水平井配套工藝技術(shù)

3.1自降解溶膠研制

自降解溶膠主要由與堵劑配伍性好的生物聚合物與納米材料加重劑組成，該溶膠黏度為120～200 mPas， 密度為1.4～1.7 g/cm3， 自降解溶膠黏度降解評價實驗結(jié)果見表3。由表3可以看出，該溶膠在高溫下易降解，不會對油層形成永久性污染。由于溶膠的黏度大于堵劑的黏度，且密度與堵劑相近，因此堵劑不會與溶膠發(fā)生混相，進(jìn)一步防止了堵劑在注入過程中與壓井液混相和靜止后發(fā)生縱向擴(kuò)散坍塌，保證了封堵效果。

表3　自降解溶膠黏度降解評價實驗

3.2配套工具

配套研究的封隔器為水力壓差式封隔器，其結(jié)構(gòu)見圖3，本體直徑一般為114 mm，膠筒直徑為110 mm，可防止膠筒在水平段刮蹭破壞，膠筒材料彈性大，伸縮性強(qiáng)，坐封壓力小于1 MPa，坐封、解封安全可靠。

注：1.上接頭；2.密封圈；3.膠筒鋼瓦；4.中心管；5.膠筒；6.下接頭。

配套研究的橋塞本體材料為塑料材質(zhì)，快鉆橋塞型號為SCP-P，有2種規(guī)格分別為139.7、177.8 mm，長度為770～970 mm， 最高可承受70 MPa壓差， 最高工作溫度為150 ℃，易于鉆除，鉆除時間小于30 min，可利用傳統(tǒng)的磨銑工具磨銑鉆除，輕量化的磨削容易返排且不會堵塞地面設(shè)備。

4　水平井流動模擬實驗

4.1實驗裝置

為了驗證堵劑、配套工具及工藝技術(shù)的可靠性，建立了地面模擬實驗?zāi)Ｐ?，包括有機(jī)玻璃管及鋼管模型，模型以實際完井尺寸建立，通過模擬實際注入條件下的動態(tài)流動狀態(tài)，以驗證工藝的可靠性。

模型以φ241.3 mm透明有機(jī)玻璃管和鋼管模擬地層界面在玻璃管中下入φ139.7 mm的精密復(fù)合篩管，在篩管內(nèi)下入油管及封隔器，模擬實際注入的狀態(tài)。

4.2封隔器在水平篩管段密封性實驗

將封隔器及配套工具利用油管連接方式，放置到精密復(fù)合篩管內(nèi)的預(yù)定位置，水泥泵車注水打壓座封封隔器，通過有機(jī)玻璃管觀察封隔器上下水的流動情況，見圖4。

圖4　封隔器密封性實驗截圖

從圖4的模擬實驗可以看出，在封隔器位置下部有水流出，而在封隔器上部沒有水流出，證明封隔器在精密復(fù)合篩管內(nèi)具有良好的密封性。

4.3堵劑水平段流動模擬實驗

先將有機(jī)玻璃管實驗?zāi)Ｐ椭凶M清水，配制觸變膨脹新高強(qiáng)度堵劑和自降解溶膠，用水泥泵車按自降解溶膠+堵劑+自降解溶膠的順序注入，觀察堵劑及溶膠在有機(jī)玻璃管內(nèi)流動狀態(tài)。在注入過程中溶膠與堵劑之間有明顯的界面，表明自降解溶膠能有效防止堵劑混相，堵劑能實現(xiàn)段塞式注入，能對水平的管內(nèi)及管外環(huán)空形成完整的封堵。

4.4堵劑對水平段封堵效果實驗

先將鋼管模型注滿清水，配制觸變膨脹新高強(qiáng)度堵劑和自降解溶膠，用水泥泵車按自降解溶膠+堵劑+自降解溶膠的順序注入，當(dāng)返液口有溶膠返出時，關(guān)閉模型所有閥門候凝48 h。從注入口用水泥泵車打壓至15 MPa，平衡壓力30 min，壓力不降。切開模型觀察堵劑沒有在垂向上產(chǎn)生體積收縮，造成地層與堵劑間產(chǎn)生空隙，能完全封堵水平的套管。

5　現(xiàn)場應(yīng)用

截至目前，該堵劑及配套工藝在大港油田、山西煤層氣田、青海油田共完成水平井堵水、堵漏5井次，施工成功率為100%，累計增產(chǎn)原油5 849 t，天然氣1.4×104m3，封堵效果明顯，見表4。

表4　觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑現(xiàn)場應(yīng)用情況

以港516-6H井為例介紹施工情況。該井為大港油田唐家河區(qū)塊的一口生產(chǎn)井，2008年12月完鉆，開發(fā)層位為館陶組，采用精密復(fù)合篩管完井。由于在鉆井過程中井眼軌跡下移近50 m，水平井后端進(jìn)入高水淹層，使得該井投產(chǎn)后含水量高，2014年3月因全水停產(chǎn)，6月對該井進(jìn)行了封堵，封堵施工管柱圖見圖5，主要施工工藝如下。

1）施工管柱。下入φ73 mm加厚倒角油管+套壓閥+油管扶正器+HK344封隔器+節(jié)流器+水平井專用球座，封隔器座封在井深2 017 m。

2）施工擠注。正擠10 m3自降解溶膠+6.0 m3觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑+2.0 m3自降解溶膠+4.5 m3壓井液， 最高泵壓為17 MPa。待壓力擴(kuò)散平穩(wěn)， 放壓，反洗井至進(jìn)出口液性能一致。關(guān)井候凝48 h。探塞面。硬探塞面位置在井深2 014 m，塞面位置合格。

3）試壓。下放原管柱，封隔器在井深2 008 m，試壓12 MPa，10 min壓降為0，試壓合格。

港516-6H井采用觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑分段封堵工藝后取得了較好效果，使得該井恢復(fù)了生產(chǎn)，含水量從99.9%降至68.4%，日產(chǎn)油量為2.1 t/d左右，累計增產(chǎn)原油985 t。

圖5　港516-H井堵水施工管柱圖

6　結(jié)論與建議

1. 觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑具有較強(qiáng)觸變性和注入性能，稠化時間大于6 h，固化后體積膨脹1.0%～1.5%，抗壓強(qiáng)度大于13 MPa， 克服了常用水泥類堵劑在水平段易混相坍塌及安全性差的問題，實現(xiàn)了對水平出水段安全可靠及長效封堵。

2. 自降解溶膠主要是由與堵劑配伍性好的生物聚合物與納米材料加重劑組成的， 在高溫下易降解，不會對油層形成永久性污染， 由于溶膠的黏度大于堵劑的黏度，且密度與堵劑相近， 因此堵劑不會與溶膠發(fā)生混相，進(jìn)一步防止了堵劑在注入過程中與壓井液混相和靜止后發(fā)生縱向擴(kuò)散坍塌，保證了封堵效果。

3. 水平井地面流動模擬實驗?zāi)Ｐ筒捎脤嶋H完井尺寸建立，通過模擬實際注入條件下的動態(tài)流動狀態(tài)，以驗證配套工具及施工工藝的可靠性。

4. 采用觸變膨脹型高強(qiáng)度堵劑及配套工藝共完成5口現(xiàn)場試驗井，施工成功率為100%，累計增產(chǎn)原油5 849 t，表明該堵劑及配套工藝技術(shù)在水平井出水段高強(qiáng)度封堵具有良好的適應(yīng)性，可大規(guī)模推廣應(yīng)用。

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Technologies for Strengthened Shutoff of Water Producing Sections of a Horizontal Well

YU Yongsheng， QI Xingtao， LIAO Hanmin， LIU He
（Petroleum Engineering Research Institute of Dagang Oilfield，Tianjin 300280）

A thixotropic expandable high strength water shutoff agent and a technology of staged injection of the shutoff agent have been developed to satisfy the needs of water shutoff operation in horizontal wells. Laboratory evaluation showed that the water shutoff agent had good thixotropy and yield point of 10-15 kPa. It was suitable for use at temperatures between 30 ℃ and 120 ℃. The compressive strength of the water shutoff agent was greater than 13 MPa， and the thickening time was longer than 6 h. The volume of the water shutoff agent after solidification expanded by 1.0%-1.5%. As a high strength water shutoff agent， it increases the efficiency of water shutoff， prolongs the life of water shutoff， and overcomes the problems often encountered in horizontal section such as the mixing of cement water shutoff agent and kill mud， and poor application safety of other water shutoff agents commonly available. A self-degradable sol was developed to protect the water shutoff agent plug from being mixed with kill mud during injection. Tools for staged injection of water shutoff agent were selected for the staged shutoff of the water producing sections. This technology has been successfully applied on 5 wells in Dagang Oilfield and Qinghai Oilfield， with oil and gas production increased by 5 849 t and 1.4 × 104m3in total， respectively， demonstrating the reliability and long-term safety of the technology.

Horizontal well； Water shutoff； Thixotropic water shutoff agent； Expandable water shutoff agent； High strength water shutoff agent； Self-degradable sol； Staged shutoff

TE358.3

A

1001-5620（2016）05-0124-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.026

大港油田公司課題“油水井新型封堵體系及封堵工藝研究與應(yīng)用”（20140207）。

于永生，高級工程師，1968年生，畢業(yè)于西安石油大學(xué)，主要從事調(diào)剖堵水技術(shù)的研究與服務(wù)工作。電話（022）25921445/13602160999；E-mail： 287675460@qq.com。

（2016-3-28；HGF=1604M1；編輯馬倩蕓）