杜 勇， 姜 濤， 滕學(xué)偉， 謝桂學(xué)， 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(chǎn)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(chǎn)，水平井日產(chǎn)液13 182 t，日產(chǎn)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(chǎn)液量高，迫切需要一種技術(shù)實現(xiàn)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(rèn)為主要原因是堵后不能保證正常的產(chǎn)液量。具體表現(xiàn)在水平井的水淹差異包括出液段段內(nèi)差異和出液段與不出液段之間的差異，當(dāng)出液段完全高含水時，僅依靠堵水已經(jīng)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(chǎn)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(nèi)殘留，也促使了堵后液量低或不出液。為此，開展了新型的“調(diào)控、堵水、疏通”復(fù)合堵水工藝研究，實現(xiàn)了封堵效果好以及增油有效期長的目的，為水平井的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供可靠的技術(shù)支撐。

一、堵水機(jī)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(diào)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(qiáng)度堵劑，實現(xiàn)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(zhuǎn)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(nèi)的殘留堵劑，疏通堵劑傷害和低滲段，保證堵后的產(chǎn)液量。

二、微觀油水調(diào)控劑的合成與性能評價

1.微觀油水調(diào)控劑的合成

微觀油水調(diào)控劑是具有一定表面活性的物質(zhì)，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(yīng)，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(jù)不同單體間競聚率大小，設(shè)計出3種目標(biāo)分子，經(jīng)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(jié)構(gòu)表征說明所合成產(chǎn)物均為目標(biāo)分子。利用分子模擬技術(shù)，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(diào)控劑。

2.微觀油水調(diào)控劑的性能評價

2.1 潤濕性評價

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

2.2 驅(qū)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(dá)到原始含油飽和度；注模擬地層水至產(chǎn)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(diào)控劑；繼續(xù)采用模擬地層水驅(qū)替，至產(chǎn)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(jié)果表明，微觀油水調(diào)控劑注入后轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)提高采收率增值增加，室內(nèi)提高采收率增值在12%以上，具有較好的驅(qū)油能力。

三、耐溫高強(qiáng)度堵劑的研發(fā)與性能評價

1.耐溫高強(qiáng)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(nèi)不堵死井筒，堵劑進(jìn)入井筒與井壁的環(huán)空后能在較短時間內(nèi)成膠且具有較高的成膠強(qiáng)度。在常規(guī)聚合物凍膠的基礎(chǔ)上，研制了耐溫高強(qiáng)度堵劑。該體系包括主劑CBJ-S、CBJ-S用復(fù)合交聯(lián)劑、增強(qiáng)劑，對配方進(jìn)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(jié)果見表1。

2.耐溫高強(qiáng)度堵劑的性能評價

2.1 軸向耐壓強(qiáng)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(qiáng)度堵劑可通過其注入，C點可模擬生產(chǎn)過程中恢復(fù)生產(chǎn)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(qiáng)度堵劑過程中的注入壓力，同時也可測量恢復(fù)水驅(qū)時一定長度的耐溫高強(qiáng)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(jié)果見表2。

表1 不同溫度下耐溫高強(qiáng)度堵劑配方篩選

圖1 軸向承壓模擬示意圖表2 耐溫高強(qiáng)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(yīng)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(qiáng)度堵劑的軸向壓力梯度最小為0.96 MPa/m，最大達(dá)到1.19 MPa/m，堵劑軸向上具有較強(qiáng)的耐壓強(qiáng)度。

2.2 本體強(qiáng)度測試

對濃度為0.5%聚合物、0.5%聚合物+0.3%有機(jī)鉻交聯(lián)劑以及耐溫高強(qiáng)度堵劑材料的強(qiáng)度進(jìn)行了測試和對比，實驗結(jié)果表明，在相同條件下，濃度為0.5%聚合物的強(qiáng)度為29.4 N，0.5%聚合物與0.3%有機(jī)鉻交聯(lián)劑形成的凍膠的強(qiáng)度可達(dá)到83.3 N，耐溫高強(qiáng)度堵劑體系的強(qiáng)度為2 722.4 N。耐溫高強(qiáng)度堵劑體系具有較強(qiáng)的本體強(qiáng)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(qiáng)度堵劑本體強(qiáng)度的影響。實驗結(jié)果表明，隨著溫度的升高，耐溫高強(qiáng)度堵劑的本體強(qiáng)度先增加較快，溫度由50℃上升至100℃時，堵劑的的本體強(qiáng)度由1 324.2 N增大至1 732.4 N；當(dāng)溫度超過100℃后，堵劑本體的強(qiáng)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(qiáng)度堵劑材料的本體強(qiáng)度。實驗結(jié)果表明，隨著礦化度增加，耐溫高強(qiáng)度堵劑的本體強(qiáng)度開始下降較快，當(dāng)?shù)V化度由2 000 mg/L上升至50 000 mg/L時，耐溫高強(qiáng)度堵劑的本體強(qiáng)度由1 536.4 N下降至1 145.2 N，當(dāng)?shù)V化度超過50 000 mg/L時，耐溫高強(qiáng)度堵劑的本體強(qiáng)度降低緩慢，體系仍具有較強(qiáng)的本體強(qiáng)度，說明堵劑具有較好的耐鹽性能。

四、耐溫高強(qiáng)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(nèi)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(zhuǎn)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(nèi)的殘留堵劑，疏通堵劑污染和低滲段，保證堵后的產(chǎn)液量，解堵半徑一般取0.6 m。采用強(qiáng)氧化劑復(fù)配體系進(jìn)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(qiáng)度堵劑按照1 ∶1的比例進(jìn)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(jié)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(jīng)濟(jì)性和現(xiàn)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(dá)到解堵目的。

五、現(xiàn)場應(yīng)用

1.典型井例

1.1 樁1-平71井概況

樁1-平71井生產(chǎn)層位Ng上9，有效厚度4.5 m，位于構(gòu)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(chǎn)后初期日產(chǎn)液25.5 t，日產(chǎn)油10.7 t，含水58.0%，動液面在井口。2017年5月日產(chǎn)液196.2 t，日產(chǎn)油2.1 t，含水98.9%，動液面96 m，累產(chǎn)油4 097 t，采出程度7.3%。根據(jù)油藏動靜態(tài)及生產(chǎn)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(xué)堵水工藝，達(dá)到降液增油的目的。

1.2 堵水工藝參數(shù)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(kuò)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(shù)，取0.6。

利用式(1)計算堵劑用量為1 230.8 m3，附加工藝系數(shù)1.05，設(shè)計堵劑量1 290 m3，其中微觀油水調(diào)控劑1 000 m3，耐溫高強(qiáng)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(qiáng)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(shù)，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(shù)1.05，設(shè)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(shè)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(shè)計及注入順序

為減少堵劑進(jìn)入地層后吸附、稀釋、井筒附近堵劑返吐可能引起的封堵強(qiáng)度損失以及盡可能保持堵后供液能力，設(shè)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(diào)控劑段塞、耐溫高強(qiáng)度堵劑封口段塞、頂替段塞和疏通解堵段塞。各段塞設(shè)計見表3。

表3 不同段塞設(shè)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(fù)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(xiàn)場施工過程

2017年6月對樁1-平71井實施 “調(diào)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(jìn)出口水質(zhì)一致；正擠油田污水20 m3，壓力2 MPa；正擠微觀油水調(diào)控劑1 000 m3，壓力2～8 MPa，排量18 m3/min，正擠耐溫高強(qiáng)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(guān)井候凝3 d；探?jīng)_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(guān)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(jìn)行往復(fù)高壓射流清洗；起出井內(nèi)施工管柱。

1.4 實施效果

樁1-平71措施開井后日產(chǎn)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(chǎn)液35.4 t，日產(chǎn)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(yīng)用效果

2017年以來，在樁西邊底水油藏水平井共實施復(fù)合堵水工藝5井次，堵水有效率100%。措施后平均日產(chǎn)液36 t，日產(chǎn)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(chǎn)液降低125 t，平均單井累增油506 t，累降液24 783 t。現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，復(fù)合堵水工藝可實現(xiàn)對水平井的封堵，達(dá)到降液增油的目的，具有較大的推廣應(yīng)用價值。

六、結(jié)論

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

(2)研發(fā)的以主劑CBJ-S、CBJ-S用復(fù)合交聯(lián)劑、增強(qiáng)劑等組成的耐溫高強(qiáng)度堵劑本體強(qiáng)度可達(dá)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(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，復(fù)合堵水工藝可實現(xiàn)對水平井的封堵，達(dá)到降液增油的目的，具有較大的推廣應(yīng)用價值。