桩1块筛管完井水平井堵水剂筛选及评价

张冬会

（中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营 257000）

桩1块筛管完井水平井堵水剂筛选及评价

张冬会

（中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营 257000）

根据筛管完井水平井出水类型的不同，室内开展了与之相适应的堵水剂的筛选及评价。以桩1块为例，筛选、评价了水分散乳液聚合物凝胶、相渗调节剂和油溶性树脂三类水平井堵水剂。这三类堵水剂分别属于聚丙烯酰胺类、阴阳离子表面活性剂类和合成树脂类。结果表明：水分散乳液聚合物凝胶可用于中高渗透油藏点状出水出水水平井堵水，油溶性树脂可用于高渗透油藏线状出水水平井堵水，相渗调节剂可用于中低渗油藏线状出水水平井堵水。上述三种堵水剂可以为与桩1块类似的油藏条件筛管完井水平井堵水提供借鉴。

筛管完井；水平井；堵水剂；水分散乳液聚合物；相渗调节剂；油溶性树脂

近5年来，胜利油田新钻水平井主要以筛管完井为主，占新钻水平井总数的75%以上。因此，开展筛管完井水平井堵水的研究十分必要[1]。调研表明，针对筛管完井水平井堵水剂筛选及评价研究报道较少[2]。

胜利油田桩1块油藏埋深1 600 m左右，温度70℃，地层水矿化度8 000 mg/L，属常规稠油油藏。目前，桩1块水平井出水类型主要有点状出水和线状出水两种。点状出水水平井要求堵水剂有较高的强度，可以通过滤砂管，耐剪切；线状出水水平井要求堵剂有较高的油水选择性[3]。

室内针对桩1块中高渗透油藏筛管完井水平井点状出水类型，筛选出了水分散乳液聚合物凝胶；针对中低渗油藏线状出水水平井，筛选了相渗调节剂；针对高渗透油藏线状出水水平井，筛选了油溶性树脂。通过室内研究，三种堵水剂可以满足桩1块筛管完井水平井出水类型的堵水要求。

1 水分散乳液聚合物凝胶体系评价研究

经过室内筛选，水分散乳液聚合物凝胶具有水平井堵水所需的优良特性。凝胶体系由水分散乳液聚合物和XL-2型有机铬交联剂组成，该体系交联前体系黏度较低，易于注入，交联黏度大于100 mPa·s，对非均质地层具有选择性。水分散乳液聚合物不仅具有耐温耐盐性好、交联增黏比高等常规聚合物所具备的性能外，还具有溶解时间快（<15 min）、溶解完全且不产生“鱼眼”、流动性好的特点。水分散乳液聚合物主要性能指标见表1。

表1 水分散乳液聚合物主要性能指标

1.1 水分散乳液聚合物溶解时间

水分散乳液聚合物溶解时间测定方法采用电导率法，实验过程如下：制备5 000 mg/L水分散乳液聚合物溶液，将电导率仪探头放入溶液中，每隔1 min读取一次溶液电导率值，直到电导率数值5 min内保持不变为止。

水分散乳液聚合物溶于桩西油田桩1块污水中，初期污水导电能力强，随着水分散乳液聚合物的不断溶解，导电能力下降，最后趋于平稳，拐点即为聚合物的溶解时间，电导率法测得的结果见图1所示。

从实验结果可知，水分散乳液聚合物在污水中的溶解时间低于15 min，有利于现场快速配制。

1.2 水分散乳液聚合物抗剪切性

采用桩1块污水水分散乳液聚合物溶于污水中，浓度分别为1 500、2 000、2 500 mg/L，将聚合物溶液在0.5 MPa氮气作用下通过防砂器材，测量经防砂器材剪切后的溶液黏度。结果见表2。

图1 溶解时间测试结果

图2 不同交联剂浓度下交联实验结果（桩1块污水，70℃）

表2 水分散乳液聚合物溶液抗剪切性实验结果

结果表明，水分散乳液聚合物具有较强的抗剪切性，同时随着聚合物浓度的增加，黏度保留率呈下降的趋势，水分散乳液聚合物剪切黏度保留率在80%以上，可以满足筛管完井水平井堵水对堵剂抗剪切性能的要求。

1.3 水分散乳液聚合物凝胶配方优化实验

配方优化实验方法如下：采用桩1块污水溶解水分散乳液聚合物，温度为70℃，水分散乳液聚合物浓度分别为1 500、1 800、2 000、2 200、2 500、3 000、4 000 mg/L，XL-2型有机铬交联剂浓度为800、1 000 mg/L。在一定浓度水分散乳液聚合物溶液中加入XL-2型有机铬交联剂，摇匀，置于70℃恒温箱中72 h。水分散乳液聚合物溶液黏度用RS150流变仪旋转模式测定，交联体系黏度用RS150流变仪振荡模式测定。实验结果见图2。

从实验结果可以看出，在桩1块污水条件下，水分散乳液聚合物和XL-2型有机铬交联剂能够发生有效交联，体系增黏效果明显，随着聚合物浓度和交联剂浓度的升高，体系黏度增大。

考虑到矿场水平井堵水对堵剂强度的要求，结合上述室内评价结果，确定水分散乳液聚合物凝胶体系配方为：水分散乳液聚合物浓度大于4 000 mg/L，XL-2型有机铬交联剂浓度大于1 000 mg/L。在该配方浓度下，体系成胶黏度为1 500 mPa·s，可以满足中高渗透油藏点状出水水平井对堵剂强度的要求。

1.4 水分散乳液聚合物凝胶热稳定性

采用桩1块污水溶解水分散乳液聚合物，聚合物浓度为2 000 mg/L，交联剂浓度为1 000 mg/L，温度为70℃，成胶后在70℃下保存180天，黏度保留率仍大于70%（图3）。

图3 水分散乳液聚合物凝胶体系热稳定性曲线

2 相渗调节剂的评价研究

相渗调节剂体系通过改变岩石表面润湿性，增加水的流动阻力等效应不等比降低油水相渗透率。相渗调节剂具有以下几个性能：（1）能够比较牢固地吸附在需要控水的地层；（2）相渗调节剂分子遇到水会舒展开，形成稳定的网状结构，增大水分子的通过阻力；（3）遇到原油分子时，相渗调节剂分子体系收缩，减小原油通过的阻力；（4）相渗调节剂分子在较为苛刻的地层环境中能够稳定存在而不发生分解；（5）相渗调节剂分子能够引起岩石表面的润湿反转，从而使原油分子无法吸附在岩石表面。

相渗调节剂具有优良的油水选择性，可以满足中低渗油藏、线状出水筛管完井水平井选择性堵水的要求，为此，室内开展了相关的评价研究。

2.1 评价方法

2.1.1 试验设备与材料

岩心实验流动仪，压力传感器和压力表，利用石英砂填装成不同渗透性的人工岩心，原油，煤油，模拟地层水（矿化度为8 000 mg/L）等。

从岩心的孔隙率、渗透性、岩石内表面润湿性、试验温度等方面尽可能地模拟油层。

2.1.2 试验程序

（1）水相渗透率改变率的测定

测堵前水相渗透率，反向注入1PV 0.5%的相渗透调节剂，静止24 h，正向注入模拟地层水，测堵后水相渗透率。

（2）油相渗透率改变率的测定

测堵前油相渗透率，反向注入1PV 0.5%的相渗透调节剂，静止24 h，正向注入模拟油，测堵后油相渗透率。

2.2 水相渗透率封堵率及油相恢复率的测定

2.2.1 油相渗透率的改变率

试验用填砂管的参数见表3，试验温度70℃，相渗调节剂体系注入流量为2 mL/min。油相渗透率下降率为25%（堵油率），试验结果见表4。

表3 填砂管的参数

表4 试验结果

表5 填砂管的参数

2.2.2 水相渗透率的改变率

试验用填砂管的参数见表5，试验温度70℃，相渗调节剂体系注入流量分别为2 mL/min和5mL/min。水相渗透率下降率为90.3%和95.5%（堵水率），试验结果见表6。

表6 试验结果

由上述实验可以看出，该相渗透调节剂可以对水起到有效的封堵作用，同时，对油相的封堵率很低。因此，该相渗透调节剂可以起到有效的调节水相渗透率的作用，其性能指标符合选择性堵剂的要求，满足试验区中低渗油藏线状出水对堵剂的要求。

3 油溶性树脂的评价研究

油溶性树脂是一种合成树脂材料，具有遇油溶解遇水不溶解的特性，是一种理想的选择性堵剂材料，其主要性能见表7。油溶性树脂本身具有一定强度，注入地层后，优先进入高孔高渗地层实施封堵。在油井生产过程中，遇油可溶解，遇水则不发生反应。油溶性树脂的上述特点，可以满足高孔高渗油藏筛管完井水平井选择性堵水要求，为此，室内开展了相关评价研究。

表7 油溶性树脂主要性能指标

3.1 粒径分布

采用激光粒度仪器对油溶性悬浮液进行了粒度分析，分析结果见图4。

从图中可以看出，在油溶性树脂悬浮液中，粒径在3 ~ 8 μm的固体微粒占体系的83%，也是体系的主要组成部分，体系中的一小部分固体微粒不在此范围内，其中，大于8 μm占8%，小于3 μm的占9%。以渗透率为3 μm2为例，公式计算可得，平均孔喉直径在18 μm左右，依据架桥理论，研制的油溶性树脂可以对高渗透线状出水水平井实现架桥封堵。

3.2 防砂管通过性实验

目前桩1块水平井完井方式以筛管为主，因此油溶性树脂悬浮液通过滤砂管能力是一项重要的性能指标。

油溶性树脂悬浮液通过滤砂管能力实验在普通管式填砂岩心管中进行。在岩心管出口端面安装网孔直径为50 μm的双层筛网，驱动压力由氮气瓶经过减压阀提供，将油溶性树脂悬浮液配制成不同浓度后装入中间容器，加压后收集出口端流出液。称取相同质量的原液与流出液，测其固含量，求取通过率。变换驱动压力与浓度，重复上述过程。实验结果见表8。

图4 油溶性树脂粒度分析结果

表8 不同压差和浓度下油溶性树脂悬浮液通过滤砂管能力实验结果

从表中数据看出，油溶性树脂悬浮液在滤砂管中具有良好的通过性。浓度10%~15%在压差大于0.2 MPa时，均能通过网孔50 μm双层筛网；压差为0.05 MPa时，浓度为10%的油溶性树脂筛网透过率大于98%，浓度为15%的油溶性树脂筛网透过率大于97%。由此看来，油溶性树脂可以满足高渗透油藏滤砂管完井水平井线状出水的选择性堵水要求。

3.3 选择性评价

为了考察油溶性树脂悬浮液的选择性封堵能力，在室内开展了岩心实验。

实验准备与条件：实验用油溶性悬浮液，浓度10%，用清水稀释原液制得；实验温度为70℃；实验用岩心均为人造岩心，其中5号岩心和6号岩心均为人造填砂岩心，驱替用水为模拟地层水，矿化度8 000 mg/L；驱替用油为模拟油，主要成分以煤油为主。

实验过程：将岩心接入流程，饱和水，测量孔隙体积，稳定后测水相渗透率Kw1（约定为正向）；正向饱和油，建立束缚水饱和度，测油相渗透率Ko1；正向注水至含水98%；反向注入10%的油溶性树脂悬浮液1PV；正向注水至流动状态稳定，测渗透率Kw2；正向注油至流动状态稳定，测渗透率Ko2，实验结果见表9。

表9 封堵效果及恢复实验结果

从实验结果可以看出，不同渗透率的岩心封堵率D均大于96%；在反通模拟油时，油溶性树脂被油缓慢溶解后，渗透率恢复值H可达95%以上。由此可见油溶性树脂是一种优良的针对高渗油藏线状出水水平井选择性堵水剂。

4 结论及认识

（1）在目前桩1块水平井堵水矿场条件下，为了满足筛管完井水平井堵水对堵剂的要求，筛选了水分散乳液聚合物凝胶、相渗调节剂及油溶性树脂三种堵剂体系，体系可以满足筛管完井水平井选择性堵水要求。

（2）水分散乳液聚合物凝胶体系，可用于中高渗透油藏点状出水水平井堵水。

（3）油溶性树脂遇油溶解、遇水稳定，选择性封堵性能好，可用于高孔高渗油藏线状出水水平井堵水。

（4）相渗调节剂体系具有相渗调节功能，自身黏度低，可用于中低渗油藏线状出水水平井堵水。

[1] 李宜坤，胡频，冯积累，等.水平井堵水的背景、现状及发展趋势[J].石油天然气学报，2005，27(5):757-761.

[2] 殷艳玲，张贵才.化学堵水调剖剂综述[J].油气地质采收率，2003，10(6):64-66.

[3] 万家瑰，范振中，王丙奎，等.油田用选择性堵水剂的研究及应用[J]. 精细石油化工进展，2005，7(2):16-19.

中海油深水、浅水船队各迎“新丁”

10月30日，“海洋石油286”、“海洋石油228”两艘工程船舶在广州中船黄埔造船有限公司龙穴厂开工建造。两船建成后将分别加入中国海油深水船队和浅水船队，为海上大型设施安装提供服务，助力中国海油“二次跨越”。

“海洋石油286”是目前我国首艘深水多功能海洋工程船舶，其最大作业水深为3 000米。船上配备了400吨起重机、水下机器人、DP-3动力定位系统，使该船具有深水大型结构物的吊装和海底安装、海底深水柔性管敷设、饱和潜水作业支持等多种深水作业功能，以及深水锚系处理和FPS（浮式生产设施）的锚泊作业等海洋工程的综合检验、维护和修理能力。

“海洋石油228”是一艘载重能力为18 000吨的下水驳船，主要用于大型导管架滑移下水和组块浮托安装与运输，并能与“海洋石油221”、“海洋石油229”等工程船舶形成导管架海上安装船舶系列化，以应对即将到来的海上工程施工高峰。预计“海洋石油228”将于2013年9月交船。

两艘工程船舶建造项目的同步实施是海油工程公司在重大装备建造方面迈出的又一重要步伐，对于提升海油工程公司的产业规模，进一步完善产业结构，增强长远发展后劲都将产生重要而深远的意义。

摘编自《中国海洋石油报》2012年11月7日

Selection and Evaluation on Water Shutoff Agent for Screen Pipe Completion Horizontal Well in Zhuang 1 Block

ZHANG Donghui
（SINOPEC Shengli Oil Production Research Institute, Dongying Shandong 257000, China）

Selection and evaluation lab study of water shutoff agent has been conducted on the basis of the produced water from screen pipe completion horizontal well. With Zhuang 1 block of ShengLi oil fi eld as an example, three kinds of water shutoff agents have been evaluated in lab, including w/w polymer gel , relative permeability correctives and resin of oil-soluble. The result indicates that w/w polymer gel is fi t for pit or part well water from horizontal well at middle permeability reservoir, and resin of oil-soluble is fi t for multishot water horizontal well shutoff at high permeability reservoir, and relative permerbility correctives is fi t for multishot water horizontal well shutoff at middle-low permeability reservoir. These three kinds of water shutoff agents can be taken as examples for the scree well shutoff like Zhuang 1 block.

screen well completion; horizontal well; water shutoff agent; w/w polymer gel; relative permeability correctives; resin of oil-soluble

TE358+.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.055

1008-2336（2012）04-0055-05

2012-03-15；改回日期：2012-08-30

张冬会，男，1980年生，工程师，应用化学专业，从事三次采油及堵水调剖的研究工作。E-mail：donghuizhang@163.com。