渤海油田筛管完井水平井分段堵水室内实验研究

朱立国，王秀平，黄晓东，张磊，陈维余，孙亮，吴清辉，刘凤霞

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452；2.中海石油天津分公司，天津300461）

渤海油田筛管完井水平井分段堵水室内实验研究

朱立国1，王秀平1，黄晓东2，张磊1，陈维余1，孙亮1，吴清辉1，刘凤霞1

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452；2.中海石油天津分公司，天津300461）

针对渤海油田筛管完井水平井机械分段堵水困难的实际问题，围绕CFD11-1油田，开展了CESP管外化学封隔器、高强度化学堵剂及分段堵水实验研究，结果表明，“CESP+化学堵剂”组合堵水能够实现堵剂的定位注入，为海上油田筛管完井水平井分段堵水提供了技术支撑。

水平井；分段堵水；CECP；化学堵剂

随着水平井钻井及配套技术的不断完善，水平井已经成为渤海油田开发的重要方式，然而，由于储层非均质性强、油水粘度比大、边底水能量足等因素，水平井投产后，出现了含水上升快、产量递减快等问题［1～3］，水平井堵水已经成为行业内的研究热点。目前针对常规油井，已形成化学堵水、机械卡水以及中心管控水等多种技术［4］，但针对筛管完井水平井，由于筛管与井壁之间有环空，常规机械方法难以进行有效封隔，注入堵剂会在环空中发生横向流动，导致水平井分段堵水效果不理想［5］。

本文围绕CFD11-1油田水平井高含水问题，开展了水平井CESP管外化学封隔器、高强度化学堵剂及分段堵水实验研究，旨在形成一套适合筛管完井水平井分段堵水技术，为渤海油田水平井稳油控水提供技术支撑。

1　CFD11-1油田基本情况

CFD11-1油田位于渤海西部海域，采用筛管完井水平井开发，油层主要发育于明化镇组和馆陶组，储层埋藏浅，岩性较疏松，渗透率100×10-3μm2～5 000×10-3μm2，孔隙度28%～36%，具高孔高渗特征。目前油田平均综合含水90.1%，动用采出程度10.1%。

2　室内实验研究

2.1CESP管外封隔

采用CESP注入模型（见图1）进行管外封隔性能研究。模型主要包括：外部透明玻璃管（长度1.5 m），内径0.216 m，模拟裸眼尺寸；内部割缝管，内径0.140 m，模拟筛管；注入树脂管，内径0.073 m，模拟油管，并开孔；“O”圈（分布于开孔前后），模拟扩张式封隔器。

图1　CESP环空封隔实验示意图

将CESP从树脂管注入模型环空（针型阀均处于关闭状态），关闭树脂管进口阀门，静置4 h后，打开针型阀1，进行注水，同时打开型阀2，观察CESP段塞（注入段塞长度0.5 m）前后压力变化，段塞移动瞬间前后的压力差即为CESP段塞在水平方向所能承受的最大压差。

由实验结果可以看出，在实验条件下，0.5 m长CESP在水平方向所能承受的最大压差为0.41 MPa，即：每米CESP段塞水平抗压强度为0.82 MPa。以现场按30 m的段塞为例，能够抗压24.6 MPa，满足现场分段堵水要求。

2.2凝胶堵剂性能

针对CFD11-1油田，研究出两种凝胶堵剂配方。

配方1：0.5%KYPAM-6+0.08%JLJ-1A+0.30% JLJ-1B+0.002%TJ-01。

配方2：0.6%KYPAM-6+0.12%JLJ-1A+0.40% JLJ-1B+0.002%TJ-01。

其中，配方1作为主体段塞，配方2作为封口段塞。两种堵剂基本性能如下：

（1）成胶性能：采用CFD11-1油田水，按凝胶配方配制交联聚合物溶液，置于65℃（地层温度）条件下，观察不同时间下的成胶状况，评价两种配方的成胶性能，实验结果（见图2）。

从实验结果可以看出，配方1成胶时间30 h，成胶强度98 225 mPa·s；配方2成胶时间20 h，成胶强度179 229 mPa·s，满足现场堵水技术需求。

（2）长期稳定性能：将成胶后的凝胶体系，继续置于65℃条件下长期放置。分别于1 d、5 d、10 d、20 d、30 d、60 d、90 d、120 d、150 d、180 d，观察测定胶体强度。实验结果（见图3）。

从实验结果可以看出，放置180 d后，配方1粘度保持率67.1%，配方2粘度保持率69.3%。两种凝胶配方均具有良好的热稳定性。

2.3分段封堵性能

在CESP管外封隔试验模型的基础上，按照“2.1 CESP管外封隔”方法，先将CESP注入环空，固化后，从压力表3、压力表4处分别连接两个填砂岩心管（见图4，岩心：30 mm×500 mm），从针型阀1处以2 mL/min的速度向模型注入0.3 PV（PV是指岩心管1的孔隙体积）交联聚合物溶液后，将两填砂岩心管取下，置于65℃条件下放置48 h，测定、对比凝胶堵剂注入前后两填砂管水相渗透率变化情况。实验设计及结果（见表1）。

图2　凝胶成胶时间与成胶强度

图3　凝胶稳定性能实验结果

图4　分段封堵实验示意图

表1　分段封堵实验设计与结果

物模岩心实验结果表明，两种凝胶配方对1#岩心管封堵率分别为86.29%、94.47%，说明两凝胶堵剂具有良好的封堵性能，同时，两种配方堵剂对2#岩心管均无明显封堵效果，说明CESP对筛管外环空起到了较好封隔效果。

3　结论

（1）CESP在筛管外环空固化后水平方向抗压强度为0.82 MPa/m，能够对水平井（2）针对CFD油田，研究形成的凝胶堵剂具有良好的封堵率及热稳定性，能够对目标油田的出水部位进行有效封堵。

进行有效分段，为后续堵剂注入目标部位提供保障。

（3）室内研究表明，“CESP+化学堵剂”组合堵水能够实现筛管完井水平井分段堵水，为渤海油田水平井稳油控水提供技术支撑。

［1］范子菲，傅秀娟，方宏光.底水驱动油藏水平井见水以后含水率变化规律研究［J］.中国海上油气（地质），1995，9（3）：213-220.

［2］周代余，江同文，冯积累，等.底水油藏水平井水淹动态和水淹模式研究［J］.石油学报，2004，25（6）：73-77.

［3］杨振杰，刘建全，谢斌，等.XAN-SP筛管水平井环空化学封隔器研究［J］.石油钻采工艺，2012，34（1）：117-121.

［4］张舒琴，李海涛，韩岐清，等.中心管采油设计方法及应用［J］.石油钻采工艺，2010，32（2）：62-64.

［5］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（江汉石油学院学报），2005，27（3）：757-760.

The experimental study of single location WSO of screen completed horizontal wells in Bohai oilfield

ZHU Liguo1，WANG Xiuping1，HUANG Xiaodong2，ZHANG Lei1，CHEN Weiyu1，SUN Liang1，WU Qinghui1，LIU Fengxia1
（1.CNOOC Enertech-Drilling&Production Co.，Tianjin 300452，China；2.CNOOC Tianjin Branch Company，Tianjin 300461，China）

Due to the difficulty for packer to carry out single location WSO of screen completed horizontal wells in bohai oilfield.CESP，high strength chemical plugging agent and single location WSO experiment is researched to fit for CFD11-1 oilfield.The results show that plugging agents can be injected into the target location by the combination WSO of"CESP+ chemical plugging agent"，it will provide single location WSO technique of screen completed horizontal well in Bohai oilfield.

horizontal well；single location WSO；CECP；chemical plugging agent

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.010

TE358.3

A

1673-5285（2015）03-0041-04

2015－01-19

2015－02-25

朱立国，男（1981-），工程师，2007年毕业于西北大学，现主要从事调剖堵水、三次采油等研究工作，邮箱：zhulg@cnooc.com.cn。