辽河油田稠油油藏筛管完井水平井分段化学堵水技术

赵 吉 成

（中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦 124010）

辽河油田稠油油藏筛管完井水平井分段化学堵水技术

赵 吉 成

（中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦 124010）

目前由于边底水侵入等原因造成辽河油田部分稠油油藏筛管完井水平井高含水生产，严重影响产能，为此，进行了分段化学堵水技术研究。研制了水平井可捞式桥塞、水平井耐高温堵剂、水平井液体桥塞等关键工具及堵水材料，形成了水平井分段化学堵水技术，实现对水平段任意一点精确堵水，堵水精度可达2 m。该技术自2010年以来在辽河油田新海27块、杜84块、高246块、冷41块等区块累计现场应用19井次，截至2014年4月，累计增油8173 t，累计降水9.69×104m3，试验效果良好。现场试验表明，水平井分段化学堵水技术能够满足水平井堵水要求，具有较大的推广应用价值，目前水平井分段化学堵水有效期一般为8个月左右，下一步在如何提高堵水有效期方面仍需攻关研究。

稠油油藏；筛管完井水平井；分段化学堵水；耐高温堵剂；辽河油田

水平井作为一种可大幅度提高油田勘探开发效果的技术手段，被广泛应用于各类油藏。截至2013年底，辽河油田水平井总数已经超过1 300口，为辽河油田千万吨稳产提供了支持与保障，但由于油水黏度比高、边底水能量足、油水关系复杂等原因，致使部分区块边底水锥进，造成水平井高含水或水淹。同时由于这些水平井大多采用筛管完井，且没有管外封隔器，缺乏有效的堵水技术，导致众多水平井在出现恶性产水问题后被迫带病生产、间歇生产，或者长停，严重影响了水平井开发效果［1-2］。针对以上问题，通过几年的攻关研究，形成了水平井分段化学堵水技术，该技术具有堵水精度高、针对性强、成功率高等优点，能够满足现场堵水要求。

1 筛管完井水平井分段堵水管柱

1.1 结构

水平井分段化学堵水管柱由可捞式桥塞、管内封隔器、滑套式注入装置、扶正器、丝堵、油管等组成。管柱结构如图1所示。

图1 水平井分段堵水管柱示意图

1.1.1 可捞式桥塞 可捞式桥塞是对出水点以下的水平井段管内进行封堵，该桥塞主要由坐封、密封、锁紧、解封4部分组成。采用双向卡瓦锚定结构，坐封、丢手、解封性能可靠，其结构如图2所示。

图2 可捞式桥塞

坐封：封隔器下到封隔器的设计坐封位置之后，向油管内打压，液压通过坐封工具内的孔眼进入液缸，并推动活塞下行。活塞将压力变成轴向推力推动胶筒及卡瓦的上锥体下行，首先将卡瓦撑开锚定在套管上，然后压缩胶筒使胶筒外径变粗密封油套环形空间。

丢手：封隔器继续打压，当压力达到丢手压力时，丢手滑套剪断丢手销钉下行，将爪簧内的支撑套推出，爪簧失锁，上提管柱，坐封工具与封隔器脱开，实现丢手。

解封：当封隔器需要从井内起出时，下入专用的分瓣式打捞工具，抓住封隔器内的解封滑套后上提管柱，解封滑套剪断解封销钉后上行，使解封装置内的爪簧失去支撑而脱开，继续上提管柱带动锥体上行，卡瓦收缩，封隔器解封并随同管柱一同起出井内。

技术指标：承压25 MPa；工作温度220 ℃；外径150 mm；内径62 mm；总长1 500 mm。

1.1.2 管内封隔器 管内封隔器（图3）封隔出水点以上的水平井段，下入时管内封隔器随堵水管柱下入水平井段，采用打压坐封，堵水后随堵水管柱一同起出。

坐封：液体通过中心管的孔道，液压推动阀芯压缩弹簧，产生流道，通过胶筒和中心管之间的间隙，使扩张式胶筒径向向外膨胀，胶筒下座上移，完成胶筒扩张，使其与套管壁贴合，当压力撤离时，弹簧推动阀芯恢复原位，胶筒仍然能保持密封状态，完成坐封。

解封：封隔器胶筒扩张后，胶筒与套管壁贴合，产生径向摩擦力，当管柱上提时，中心管及上接头等部件向上移动，将剪切销钉剪断，管柱继续上行，使上接头和胶筒上座分离，胶筒泄压而解封。

技术指标：初始坐封压力1 MPa；承压15 MPa；外径128 mm；内径62 mm；总长1 150 mm。

图3 管内封隔器结构示意图

1.2 工艺原理

施工时需下入2趟管柱，第1趟管柱对出水点以下进行封堵。这趟管柱由丝堵、可捞式桥塞、滑套式注入装置、管内封隔器、油管组成。将管柱下入到水平井设计位置，打压使可捞式桥塞和管内封隔器坐封，然后提高泵注压力，使滑套式注入装置打开，注入水平井液体桥塞，对筛管与地层之间的空隙进行封堵，注入完成后，丢手，起出管柱。第2趟管柱由滑套式注入装置、扶正器、管内封隔器、油管组成。将管柱下到设计位置，井口打压，使封隔器坐封，然后提高泵注压力，使滑套式注入装置打开，注入耐高温双激发堵剂，同时从油套环空注入氮气，防止堵剂回流［3］。

施工完成后，上提管柱即可完成封隔器解封。再下入一趟管柱携带特殊的打捞工具，捞获桥塞上部的解封机构，上提解封桥塞。

施工前采用热污水进行循环洗井，同时要求周边注汽井停注。

2 耐高温双激发堵剂性能评价

双激发无机堵水剂是针对稠油热采水平井堵水而研制，其配方：10%~20%基料+0.5%~2.5%活化剂+0.5%分散剂+0.5%稳定剂，其中基料的主要成分是低碳富铁硫铝酸盐，为灰色固体粉末，具有潜在的硬化性能，耐温性好，使用时用水配制成质量分数10%~20%的稳定悬浮液［4］。堵剂常温常压下成化学惰性，40 ℃以上的温度、特殊的有机/无机复合激活化剂是激发其反应活性的两个必要条件，因此称其为双激发无机非金属凝胶材料。在地层条件下，堵水剂经活化期、水硬期、强度增长期3个阶段，生成高强度的凝胶体，降低出水层段的渗透性，达到堵水的目的。

2.1 成胶实验

堵剂的成胶时间取决于温度、活化剂质量分数两个因素。成胶温度与油层深度有关，本实验设定为50 ℃不变。改变活化剂质量分数测定堵剂的成胶时间变化，成胶标准以堵剂失去流动性为初凝时间，完全固化后为终凝时间。实验结果见表1。

表1 活化剂质量分数与成胶时间和成胶强度关系

由表1可知，当活化剂质量分数低于0.5%时，堵剂的成胶时间很长，堵剂强度也较低；当活化剂质量分数达到2.5%以上时，成胶速度过快，失去应有价值。因此活化剂的使用质量分数应根据注入时间的要求，在0.5%~2.5%之间调整。

2.2 高温封堵实验

在50 ℃条件下，向不同渗透率的人工岩心中挤入双激发无机堵水剂，关闭进口闸门，恒温96 h使其完全成胶。然后将岩心置于350 ℃的高压釜中，恒温7 d，取出后测其渗透率，计算岩心封堵率，结果见表2。

表2 双激发无机堵水剂封堵性能测试结果

通过实验结果看出，无论是高渗透层还是中、低渗透层，经堵水剂处理后，都能达到较高的封堵率，并且适用于高温注汽环境。

同时，对堵剂的突破压力进行了室内实验，堵剂突破压力大于10 MPa/m，见表3。

表3 高温堵剂突破压力室内实验结果

此外，还考察了该堵剂的耐盐、配伍性能，技术指标如表4所示。

表4 双激发无机堵水剂技术指标

3 水平井液体桥塞性能评价

液体桥塞配方：0.3%聚丙烯酰胺+0.4%~1%交联剂+0.25%热稳定剂+4%~6%固相颗粒+0.5%pH值调节剂，在30 ℃的低温条件下即可形成强度较高的弹性胶体，对筛管与地层之间的空间进行封堵。另外加入一定量触变剂（质量分数0.1%），使液体胶塞具有触变性，提高了抗漏失能力，能够满足低压漏失地层的封堵要求。

3.1 触变性实验

采用静切力法测试液体桥塞的触变性。即用特殊形状的叶片，在剪切速率接近于0时（1 s–1），测试液体胶塞静止10 s和10 min后的浆体开始流动的静切力τ10s和τ10min， 可用其差值Δτ=τ10min–τ10s表示液体胶塞的触变性，差值越大则触变性越强。改变触变剂加量，体系的触变性测试结果见表5。

表5 液体胶塞触变性测试结果

由实验结果可知，加入0.1%的触变剂，体系表现出很好的触变性，且随质量分数的增加而增强。实际应用时可根据井的漏失情况、成本等因素调节触变剂的用量，以达到最佳效果。

3.2 成胶和破胶性能

液体胶塞的成胶反应速度取决于温度和交联剂质量分数。在50 ℃条件下，改变交联剂质量分数，成胶时间在0.5~30 h可控，生成的产物为聚丙烯酰胺凝胶弹性体。该产物性能稳定，可以进行较长时间的封堵，实验结果见表6。

表6 添加不同质量分数交联剂时液体胶塞成胶情况

凝胶体的破胶方式有两种：化学破胶和热破胶。化学破胶法采用弱氧化剂作为破胶剂，预先加入凝胶体系中，地层温度下4~7 d可以破胶；或注入蒸汽进行热破胶，当井温超过170 ℃，则胶体迅速水化。现场一般采用热破胶方式进行破胶。

4 应用实例

水平井化学分段堵水技术在辽河油田新海27块、杜84块、高246块、冷41块等现场应用19井次，措施成功率100%，累计增油8173 t，累计降水9.69× 104m3。

高3-莲H1井位于高246块，高246块为厚层块状底水稠油油藏［5］，采用蒸汽吞吐开采。该井于2008年3月采用二开筛管完井投产，投产初期日产液46 m3，日产油9.2 t，含水80%。2010年5月含水突然上升，至2010年10月堵水前平均日产液30.2 m3，平均日产油0.5 t，平均含水98%。

措施前采用水平井产液剖面测试技术测试产液剖面，确定1 863~1 935 m为主要出水段，因此采用水平井分段堵水工艺对1 863~1 935 m实施堵水。措施后复测产液剖面，主产液段为1 940~2 010 m，原出水段已完全封闭，达到了分段堵水的目的。措施后共计生产425 d，平均日产液20.9 m3，平均日产油3.1 t，平均含水85%，累增油1105 t。

5 结论

（1）现场应用结果表明，筛管完井水平井分段化学堵水技术现场施工成功率100%，能够实现稠油油藏筛管完井水平井任意一点精确堵水，为稠油油藏筛管完井高含水水平井的治理提供了有效的技术手段，具有较大的推广应用价值。

（2）目前水平井分段化学堵水有效期一般为8个月左右，下一步在如何提高堵水有效期等方面仍需攻关研究。

［1］魏发林，刘玉章，李宜坤，等.割缝衬管水平井堵水技术现状及发展趋势［J］.石油钻采工艺，2007，29（1）：40-43.

［2］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）：757-760.

［3］刘佳声.稠油边底水油藏水平井堵水技术改进与试验［J］.当代化工，2013，42（3）：290-293.

［4］吴成龙.水平井选择性堵水剂研究［D］.黑龙江大庆：东北石油大学，2012：1-5.

［5］李加庆.水平井化学分段堵水技术［J］.中国石油和化工标准与质量，2012（6）：119.

（修改稿收到日期 2014-10-11）

〔编辑 景 暖〕

Staged chemical water plugging for horizontal wells with screen completions for heavy oil reservoirs in Liaohe Oilfield

ZHAO Jicheng
（Drilling and Production Technology Research Institute of Liaohe Oilfield Company,CNPC,Panjin124010,China）

At present, due to invasion of edge water and bottom water, some horizontal wells with screen completion for heavy oil reservoirs in Liaohe Oilfield are producing with high watercut, which severely affects their productivity;for this reason, research on staged chemical water plugging technique has been conducted, and key tools and water plugging materials have been developed like fishable bridge plug in horizontal wells, high temperature resistance plugging agent for horizontal wells, liquid plug for horizontal wells, etc., and the staged chemical water plugging for horizontal wells has been developed, which can realize accurate water plugging at any point in horizontal section, and water plugging accuracy can be up to 2 m.This technique has been used for 19 well-times since 2010 on such blocks as Xinhai Block 27, Du Block 84, Gao Block 246 and Leng Block 41 in Liaohe Oilfield.By April of 2014, accumulated increase in oil production was 8 173 t and water reduction was 9.69×104m3, so the tests were proved very effective.Field tests show that staged chemical water plugging technique for horizontal wells can meet the requirement of water plugging in horizontal wells and has significant promotion and application value.At present, the effective period of staged chemical water plugging is about 8 months in general, so how to improve the effective period of water plugging remains to be tackled in further research.

heavy oil reservoir;horizontal well with screen completion;staged chemical water plugging;high temperature resistance plugging agent;Liaohe Oilfield

赵吉成.辽河油田稠油油藏筛管完井水平井分段化学堵水技术［J］.石油钻采工艺，2014，36（6）：90-93.

TE358.3

：B

1000–7393（2014） 06–0090– 04

10.13639/j.odpt.2014.06.022

中国石油天然气集团公司重大科研项目“辽河油田千万吨稳产专项——采油工程配套关键技术研究与应用”（编号：2012E-3008）。

赵吉成，1984年生。2007年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事采油工艺方面的研究工作。电话：0427-7809494。E-mail：zhaojicheng1@126.com。