邊底水油藏水平井復合堵水技術研究與應用

杜 勇， 姜 濤， 滕學偉， 謝桂學， 隋清國

(中石化勝利油田分公司樁西采油廠)

樁西邊底水油藏共有20個單元，可采儲量714.6×104t，綜合含水98.1%，主要含油層系館陶組，油井生產過程中易出砂，需要采取防砂措施。目前總開油井212口，其中水平井82口，水平井采用篩管完井或套管固井射孔完井、下精密微孔濾防砂生產，水平井日產液13 182 t，日產油263 t，含水98.0%。以樁1塊為代表的高孔高滲邊底水油藏水平井含水上升快、產液量高，迫切需要一種技術實現控液穩(wěn)油，減緩水平井出水速度，提高開發(fā)效率。堵水工藝[1-7]是一種提高邊底水油藏水平井開發(fā)效果的方法，然而，目前水平井常規(guī)堵水方法的效果相對較差。分析認為主要原因是堵后不能保證正常的產液量。具體表現在水平井的水淹差異包括出液段段內差異和出液段與不出液段之間的差異，當出液段完全高含水時，僅依靠堵水已經無法挖掘水平段潛力，如何啟動不出液段的潛力是保證堵后產液量的前提[8-9]。此外，傳統(tǒng)堵水方法造成了堵劑在篩管與裸眼井壁或精密微孔濾與套管的環(huán)空內殘留，也促使了堵后液量低或不出液。為此，開展了新型的“調控、堵水、疏通”復合堵水工藝研究，實現了封堵效果好以及增油有效期長的目的，為水平井的增產穩(wěn)產提供可靠的技術支撐。

一、堵水機理

針對邊底水油藏高含水的水平井，首先籠統(tǒng)注入微觀油水調控劑，減小后續(xù)堵劑的注入阻力，使后續(xù)水繞流洗油，啟動難動用剩余油；然后注入耐溫高強度堵劑，實現對出水層段的有效封堵；最后以解堵劑為射流動力液，配套高壓旋轉射流解堵工具，通過高壓射流打碎、溶蝕井筒及篩管與井壁或精密微孔濾與套管環(huán)空內的殘留堵劑，疏通堵劑傷害和低滲段，保證堵后的產液量。

二、微觀油水調控劑的合成與性能評價

1.微觀油水調控劑的合成

微觀油水調控劑是具有一定表面活性的物質，通過吸附在巖石表面改變巖石表面潤濕性，同時將原油從巖石表面剝離下來，減小后續(xù)堵劑的注入阻力，使后續(xù)水繞流洗油，啟動難動用剩余油。

通過計算聚合電子密度分布可以判斷哪種單體容易發(fā)生自由基聚合反應，以及通過單體在水中的溶解性模擬，綜合選擇丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酸(MAA)為親水性聚合單體。通過對比不同分子在二氧化硅表面的吸附能，優(yōu)選出二甲基二烯丙基氯化銨(DMDAAC)、γ-甲基丙烯酰氧丙基三甲氧基硅烷(KH570)為吸附型聚合單體。根據不同單體間競聚率大小，設計出3種目標分子，經過紅外光譜說明所制備的共聚物具有所含單體的特征吸收峰，結構表征說明所合成產物均為目標分子。利用分子模擬技術，優(yōu)選以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、二甲基二烯丙基氯化銨(DMDAAC)為聚合單體合成的微觀油水調控劑。

2.微觀油水調控劑的性能評價

2.1 潤濕性評價

通過實驗，微觀油水調控劑能使弱水濕表面潤濕角由61.5°降為25°，微觀油水調控劑能夠改變巖石表面潤濕性。

2.2 驅油能力

采用單管填砂巖心實驗。填砂管飽和模擬地層水，測量孔隙體積和模擬地層水絕對滲透率；然后注原油達到原始含油飽和度；注模擬地層水至產出液含水率到94%，計算此時填砂管中剩余油飽和度；注入0.3 PV微觀油水調控劑；繼續(xù)采用模擬地層水驅替，至產出液含水率到98%。實驗溫度均為75℃，地層水和注入水均用人工配制的礦化度為10 000 mg/L的模擬水。

實驗結果表明，微觀油水調控劑注入后轉后續(xù)水驅提高采收率增值增加，室內提高采收率增值在12%以上，具有較好的驅油能力。

三、耐溫高強度堵劑的研發(fā)與性能評價

1.耐溫高強度堵劑的研發(fā)

為保障礦場堵劑滿足高溫高鹽以及堵劑過篩管或精密微孔濾的需求，施工時間內不堵死井筒，堵劑進入井筒與井壁的環(huán)空后能在較短時間內成膠且具有較高的成膠強度。在常規(guī)聚合物凍膠的基礎上，研制了耐溫高強度堵劑。該體系包括主劑CBJ-S、CBJ-S用復合交聯(lián)劑、增強劑，對配方進行了篩選與評價，優(yōu)化形成了不同地層溫度下最優(yōu)的堵劑配方體系，滿足了不同油藏條件水平井堵水的要求，實驗結果見表1。

2.耐溫高強度堵劑的性能評價

2.1 軸向耐壓強度測試

物模裝置如圖1所示。圖中A、B兩點為兩個注入點，一定量的耐溫高強度堵劑可通過其注入，C點可模擬生產過程中恢復生產時的情況。通過儀器中的測壓點P，可以測量在注入耐溫高強度堵劑過程中的注入壓力，同時也可測量恢復水驅時一定長度的耐溫高強度堵劑可承受的水平方向(即水平井環(huán)空軸向上)的耐壓值大小，實驗結果見表2。

表1 不同溫度下耐溫高強度堵劑配方篩選

圖1 軸向承壓模擬示意圖表2 耐溫高強度堵劑材料長度與軸向承壓梯度

編號長度/cm軸向承受壓力/MPa相應壓力梯度/(MPa·m-1)1#50.0480.962#100.1021.023#150.1611.074#200.2161.085#400.4771.19

由表2可以看出，不同長度的耐溫高強度堵劑的軸向壓力梯度最小為0.96 MPa/m，最大達到1.19 MPa/m，堵劑軸向上具有較強的耐壓強度。

2.2 本體強度測試

對濃度為0.5%聚合物、0.5%聚合物+0.3%有機鉻交聯(lián)劑以及耐溫高強度堵劑材料的強度進行了測試和對比，實驗結果表明，在相同條件下，濃度為0.5%聚合物的強度為29.4 N，0.5%聚合物與0.3%有機鉻交聯(lián)劑形成的凍膠的強度可達到83.3 N，耐溫高強度堵劑體系的強度為2 722.4 N。耐溫高強度堵劑體系具有較強的本體強度。

2.3 耐溫性能測試

在溫度分別為50℃、60℃、80℃ 、100℃、120℃條件下，測試溫度對耐溫高強度堵劑本體強度的影響。實驗結果表明，隨著溫度的升高，耐溫高強度堵劑的本體強度先增加較快，溫度由50℃上升至100℃時，堵劑的的本體強度由1 324.2 N增大至1 732.4 N；當溫度超過100℃后，堵劑本體的強度略有下降，說明堵劑具有較好的耐溫性能。

2.4 耐鹽性能測試

在礦化度分別為2 000 mg/L、5 000 mg/L、10 000 mg/L、20 000 mg/L、50 000 mg/L、100 000 mg/L條件下，測試耐溫高強度堵劑材料的本體強度。實驗結果表明，隨著礦化度增加，耐溫高強度堵劑的本體強度開始下降較快，當礦化度由2 000 mg/L上升至50 000 mg/L時，耐溫高強度堵劑的本體強度由1 536.4 N下降至1 145.2 N，當礦化度超過50 000 mg/L時，耐溫高強度堵劑的本體強度降低緩慢，體系仍具有較強的本體強度，說明堵劑具有較好的耐鹽性能。

四、耐溫高強度堵劑解堵劑的性能評價

傳統(tǒng)堵水方法造成了堵劑在篩管與裸眼井壁或套管與精密微孔濾的環(huán)空內殘留，也促使了堵后液量低或不出液，以解堵劑為射流動力液，配套高壓旋轉射流解堵工具，通過高壓射流打碎、溶蝕井筒、篩管與裸眼井壁或精密微孔濾與套管環(huán)空內的殘留堵劑，疏通堵劑污染和低滲段，保證堵后的產液量，解堵半徑一般取0.6 m。采用強氧化劑復配體系進行解堵。將配制好的濃度分別為0.25%、0.5%、1.0%、1.5%的解堵劑與已形成凍膠的耐溫高強度堵劑按照1 ∶1的比例進行混合，分別放置1 h、2 h、4 h、8 h、16 h、24 h、48 h，考察凍膠體積在試管中所占的比例。實驗結果表明，濃度為0.5%的解堵劑解堵時間16 h后，凍膠體積在試管中所占的比例降為9.5%，濃度為1.0%的解堵劑解堵時間16 h后，凍膠完全解堵，從經濟性和現場施工實際角度考慮時，選擇濃度為0.5%～1.0%的解堵劑溶液可達到解堵目的。

五、現場應用

1.典型井例

1.1 樁1-平71井概況

樁1-平71井生產層位Ng上9，有效厚度4.5 m，位于構造高部位，采用篩管完井，篩管井段1 749.94～1 857.79 m，篩管段長107.85 m，單井控制儲量5.6×104t。該井于2014年7月酸洗投產后初期日產液25.5 t，日產油10.7 t，含水58.0%，動液面在井口。2017年5月日產液196.2 t，日產油2.1 t，含水98.9%，動液面96 m，累產油4 097 t，采出程度7.3%。根據油藏動靜態(tài)及生產井史資料分析，該井采出程度較低，具有剩余油挖潛潛力，可通過實施化學堵水工藝，達到降液增油的目的。

1.2 堵水工藝參數優(yōu)化

1.2.1 堵劑用量

樁1-平71井為篩管完井，堵劑注入時沿井軸徑向擴散，油層有效厚度4.5 m，堵劑用量采用式(1)計算：

(1)

式中：Q—堵劑用量，m3；

a—水平段處理長度，107.85 m；

b1—堵劑沿井軸水平徑向波及深度，8 m；

b2—沿井軸水平徑向頂替深度，2 m；

h—油層有效厚度，4.5 m；

Φ—油層孔隙度，32%；

e—用量系數，取0.6。

利用式(1)計算堵劑用量為1 230.8 m3，附加工藝系數1.05，設計堵劑量1 290 m3，其中微觀油水調控劑1 000 m3，耐溫高強度堵劑290 m3。

1.2.2 解堵劑用量

采用解堵劑解除注入的耐溫高強度堵劑在篩管外環(huán)空及近井地層的傷害。解堵劑地層注入量采用式(2)計算：

(2)

式中：Q1—解堵劑地層注入量，m3；

r1—井眼半徑，0.0889 m；

r2—地層處理半徑，0.6 m；

a—水平段處理長度，107.85 m；

Φ—油層孔隙度，32%；

e—用量系數，取0.6。

利用式(2)計算解堵劑地層注入量為24.5 m3，附加工藝系數1.05，設計解堵劑地層注入量26 m3。

該井油層套管、篩管外徑177.8 mm，壁厚9.19 mm，人工井底1 857.2 m，井筒容積37 m3，地面循環(huán)池容積12 m3，設計解堵施工時的循環(huán)射流量49 m3。合計解堵劑地層注入量及循環(huán)射流量為75 m3。

1.2.3 段塞設計及注入順序

為減少堵劑進入地層后吸附、稀釋、井筒附近堵劑返吐可能引起的封堵強度損失以及盡可能保持堵后供液能力，設計4個堵水施工段塞，按照注入前后順序依次為：微觀油水調控劑段塞、耐溫高強度堵劑封口段塞、頂替段塞和疏通解堵段塞。各段塞設計見表3。

表3 不同段塞設計

1.2.4 施工管柱

注入堵劑施工管柱采取光油管+筆尖籠統(tǒng)注入，管柱尾深下至篩管段頂1 748 m；疏通解堵施工管柱采用油管+高壓射流工具在篩管段往復射流清洗，管柱尾深初始下至最上部第一根篩管中間位置1 756 m。

1.3 現場施工過程

2017年6月對樁1-平71井實施 “調堵疏”施工。下管柱至篩管段頂1 748 m，連接施工流程，地面管線試壓25 MPa合格后，采用油田污水40 m3正洗井至進出口水質一致；正擠油田污水20 m3，壓力2 MPa；正擠微觀油水調控劑1 000 m3，壓力2～8 MPa，排量18 m3/min，正擠耐溫高強度堵劑290 m3，正擠高黏度聚合物溶液20 m3，油田污水120 m3，反擠油田污水20 m3，壓力8～12 MPa，排量8 m3/min；上提管柱至直井段,完成尾深1 025 m，關井候凝3 d；探沖至人工井底后，用油田污水40 m3反洗井，起出管柱；下疏通解堵施工管柱至1 756 m，連接施工流程，地面管線試壓25 MPa合格后，采用油田污水40 m3正洗井；正擠解堵劑26 m3，正擠油田污水5.3 m3，壓力12 MPa穩(wěn)定，關井浸泡16 h；配制解堵液49 m3作為射流循環(huán)液，對篩管段1 749.94～1 857.79 m進行往復高壓射流清洗；起出井內施工管柱。

1.4 實施效果

樁1-平71措施開井后日產液量和含水大幅度下降，含水由之前的98.9%下降到84.2%，日產液35.4 t，日產油5.6 t，含水率下降14.7%，日增油3.5 t，日降液160.8 t，累增油564 t，累降液28 124 t，取得了較好的降液增油效果。

2.總體應用效果

2017年以來，在樁西邊底水油藏水平井共實施復合堵水工藝5井次，堵水有效率100%。措施后平均日產液36 t，日產油5.9 t，含水83.6%，對比措施前平均單井日增油2.8 t，日產液降低125 t，平均單井累增油506 t，累降液24 783 t。現場應用結果表明，復合堵水工藝可實現對水平井的封堵，達到降液增油的目的，具有較大的推廣應用價值。

六、結論

(1)以AM、AA、DMDAAC為聚合物單體合成的微觀油水調控劑具有良好的驅油性能。

(2)研發(fā)的以主劑CBJ-S、CBJ-S用復合交聯(lián)劑、增強劑等組成的耐溫高強度堵劑本體強度可達2 722.4 N，耐溫120℃，耐鹽100 000 mg/L，具有良好的過篩管特性。

(3)現場應用結果表明，復合堵水工藝可實現對水平井的封堵，達到降液增油的目的，具有較大的推廣應用價值。