低渗裂缝性油藏封堵体系的优选及性能评价

林 飞， 李春颖， 徐 摩

(1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100； 2.新疆吐哈油田丘东采油厂，新疆吐鲁番 838202)



低渗裂缝性油藏封堵体系的优选及性能评价

林 飞1， 李春颖1， 徐 摩2

(1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100； 2.新疆吐哈油田丘东采油厂，新疆吐鲁番 838202)

低渗裂缝性油藏由于压裂裂缝及天然微裂缝的存在，油井大量出水，已无法正常生产，为了避免水驱过程中注入水沿老缝水窜至油井，提高注入水波及效率和原油采收率，提出老缝超细水泥封堵技术。在超细水泥浆水灰比优化的基础上，对封堵体系中的缓凝剂、降失水剂以及消泡剂加量进行优化，最后通过加入纤维，评价了纤维水泥石的力学形变性能。结果表明，超细水泥的最佳水灰比为0.7，优选出的超细水泥封堵剂的最佳配方为：800目超细水泥+0.4%缓凝剂+0.5%降失水剂+0.5%消泡剂。由于改性纤维的增塑和增韧的双重功效，使得水泥石具有很好的力学形变性能，15 d抗压强度高达48.9 MPa，完全能满足矿场封堵强度的要求。该体系在低渗裂缝性油藏中的油井老缝封堵中具有很好的适应性。

超细水泥； 缓蚀剂； 降失水剂； 消泡剂； 力学形变性能

目前，国内的裂缝性油藏依靠油藏天然能量开发已不能满足油田提高采收率的需求，因此可保持和补充地层能量的注水开发已成为该油田稳产的必要手段。但是该类油藏由于天然裂缝较发育，所以伴随着注水压力的上升，部分潜在的层理缝也张启，致使注水井周围形成多条裂缝，注入水沿裂缝很快指进至油井，降低了注入水波及效率，油井很快发生水淹，大大降低了原油的采收率。因此，有必要对注水井周围存在的高渗老裂缝进行封堵，改善注水井周围的注水剖面，从而避免水驱过程中注入水沿老缝水窜至油井，提高注入水波及效率和原油采收率。在此背景下，提出了超细水泥封堵技术。超细水泥封堵体系以超细水泥为主剂，多种添加剂复配，形成一种颗粒型、高强度的封堵剂。超细水泥具有粒度小(一般在400目以上)的特点，这一特点使其具有良好的水化性能、流变性和易进入地层的能力，与一定比例的水均匀混合凝固后形成水化产物硅酸钙，其结构均匀致密，具有较高的抗压强度和较好的抗渗透能力[1-4]。向地层注入超细水泥封堵体系，进入老缝等封堵段后固化、凝固，必然会降低高渗透层(即高含水层)的有效孔隙度及平均孔径，进而降低其渗透率，从而达到堵水、封窜、堵漏的目的[5-7]。本文在对水灰比优化的基础上，通过对缓凝剂、降失水剂以及消泡剂加量的优化，优选了超细水泥封堵剂的最佳配方。最后采用三轴应力实验来表征纤维对水泥石力学形变能力的影响，评价了超细水泥封堵体系的综合性能。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

超细水泥(800目)、蒸馏水、NaCl、CaCl2、MgCl2、缓凝剂ST200R(有机羧酸衍生物)、降失水剂ST900L(三元共聚物)、消泡剂ST500L、增塑剂JB-1(纤维粉、氧化硅灰为主料的混合物)。

PL4002-IC电子天平，梅特勒托利多仪器(上海)有限公司；博力飞旋转黏度计，青岛得顺电子机械有限公司；高温高压失水仪，青岛得顺电子机械有限公司； OWC-9350型常压稠度仪，沈阳航空工业学院；HH-8数显恒温水浴锅，杰瑞尔电器有限公司；CS202型电热鼓风干燥箱，上海精宏实验设备有限公司；CSS-2205 型电子万能压力试验机，济南一诺世纪试验仪器有限公司；KZY-30 型电动抗折仪，无锡材料仪器机械厂。

1.2 实验方法

1.2.1 水灰比对超细水泥浆体系的影响 用量筒取出50 mL水泥浆液，称量水泥浆的质量，计算水泥浆的密度；用旋转黏度计测量不同转速下水泥浆的黏度；待水泥浆经养护后钻取标准尺寸样品，分别为φ25 mm×80 mm和φ25 mm×25 mm；将水泥石样品(φ25 mm×80 mm)放入岩心夹持器中，利用岩心流动装置测定水泥石的渗透率；运用强度试验机以2 mm/min的位移速度测试水泥石样品(φ25 mm×25 mm)的抗压强度。

1.2.2 超细水泥浆封堵体系优选 水泥浆配浆及工程性能测试按API规范10和GB/T 19139—2003进行。分别优化了降失水剂加入量、缓凝剂加入量以及消泡剂的加入量。具体如下：量取蒸馏水1 000 mL，NaCl 0.852 g，CaCl20.264 g，MgCl20.427 g制备成注入水后备用；取水灰比为0.7，改变缓凝剂加入量，测定水泥浆的初凝时间；取水灰比为0.7，缓凝剂为定值，改变降失水剂加入量，将配置好的水泥浆倒入50 mL量筒中，测定水泥浆的析水；取水灰比为0.7，缓凝剂、降失水剂加量为定值，改变消泡剂加量，测定不同消泡剂加量下超细水泥的渗透率。

1.2.3 纤维水泥石力学形变性能评价 采用三轴应力实验来表征纤维对水泥石力学形变能力的影响[8-9]。实验方法是，将水泥浆在93 ℃下养护不同龄期，三轴应力实验时加载速率为30 N/s ，围压为20 MPa，初始载荷为2 kN，直接加载至水泥石破碎。

2 结果与讨论

2.1 超细水泥封堵体系的优选

2.1.1 水灰比对超细水泥浆的影响 利用800目的超细水泥配制出不同水灰比的超细水泥浆，分别测定出水泥浆的密度、黏度和水泥石的渗透率及抗压强度。具体实验结果见图1、图2和表1。

图1 超细水泥浆密度随水灰比的变化

Fig.1 The change of density of superfine cement with the increasing of water cement ratio

图2 不同水灰比下超细水泥浆的黏度随转速的变化

Fig.2 The change of viscosity of superfine cement with the increasing of RPM in different water cement ratios

从图1中可以看出，超细水泥浆的密度大概在1.2～1.7 g/cm3，随水灰比增大而减小。但在实验过程中，可观察到超细水泥浆有明显析水现象，且随水灰比增大，析水量越大。从图2中可以看出，低转速下超细水泥浆的黏度较大，随着转速的升高，黏度急剧下降，当转速大于70 r/min时，黏度变化趋于平缓；相同转速下，水灰比越大，黏度越小，水灰比为0.5时的黏度明显比其他水灰比下的黏度大。

表1 不同水灰比下超细水泥石的渗透率和抗压强度

注：水灰比大于1.3时，超细水泥浆固化后强度太低，未钻得岩样。

由表1可知，超细水泥石的渗透率随水灰比增大而升高，水灰比低于0.9时，超细水泥石的渗透率在10～25 mD，为达到永久封堵的目的，渗透率越小效果越好。从表1抗压强度数据可以看出，超细水泥石的强度随水灰比增大而降低，水灰比小于0.9时，超细水泥石的强度随水灰比增大急剧降低,未达到永久封堵的目的，抗压强度越高效果越好。

综合分析不同水灰比下超细水泥的密度、黏度、渗透性及抗压强度，优选老缝超细水泥封堵体系的水灰比为0.7。

2.1.2 超细水泥封堵体系的优选 超细水泥在矿场封堵应用中还存在几点不足：一是矿场用水为地层水，矿化度比较高，尤其是钙离子含量较高，这会大大缩短水泥浆的初凝时间，可能会造成水泥浆过早凝结。因此，超细水泥封堵体系还需要添加缓凝剂；二是超细水泥浆存在析水现象，添加降失水剂是必要的；三是在水泥灰与水搅拌混合过程中，难免会掺入气泡，增加了超细水泥的渗透性，可通过添加消泡剂来抑制气泡的产生，降低渗透性。

(1) 缓凝剂

图3为缓凝剂加量对超细水泥浆初凝时间的影响。从图3中可以看出，缓凝剂对延长水泥浆初凝时间有较好的效果。随着其用量的增加，封堵剂的初凝时间持续增长。当缓凝剂的质量分数为0.4%时，初凝时间为220 min，满足施工要求。因此，优选缓凝剂的质量分数为0.4%。

图3 缓凝剂加量对超细水泥浆初凝时间的影响

Fig.3 The effect of corrosion inhibitor concentration on the jelling time of superfine cement

(2) 降失水剂

图4为降失水剂加量对析水量和析水率的影响。从图4中可以看出，降失水剂的质量分数小于0.5%时，降失水效果增加明显，当降失水剂的质量分数大于0.5%时，降失水效果增加不明显，因此优选降失水剂最佳质量分数为0.5%。

图4 降失水剂加量对析水量和析水率的影响

Fig.4 The effect of reducing agent concentration on the drainage of superfine cement

(3) 消泡剂

图5为消泡剂加量对超细水泥渗透率的影响。从图5中可以看出，随着消泡剂质量分数的增加，超细水泥渗透率先降低后升高，当消泡剂质量分数为0.5%时，超细水泥的渗透率为3.98×10-3μm2，达到最低，因此最优的消泡剂质量分数为0.5%。这是因为消泡剂通过铺展于液膜界面上，使其表面张力降低，达到消泡的目的，但是当消泡剂达到一定浓度时，有可能被加溶，失去在表面铺展的作用，消泡效果减弱。

图5 消泡剂加量对超细水泥渗透率的影响

Fig.5 The effect of defoaming agent concentration on the permeability of superfine cement

最终，优选得到超细水泥封堵体系为800目超细水泥(水灰比为0.7)+0.4%缓凝剂+0.5%降失水剂+0.5%消泡剂。

2.2 纤维水泥石力学形变性能

油井水泥石一般具有较高的抗压强度和较低的抗拉强度，是一种脆性材料，水泥石脆性程度的大小可用经典力学实验应力与应变实验来表征。通过加入改性纤维，水泥石的力学形变性能逐渐变好。图6和图7为不同类型的水泥石不同养护龄期下应力应变关系。

图6 水泥石养护48 h应力与应变关系

Fig.6 The relationship between stress and strain of cement stone after curing 48 h

从图6和图7中可以看出，无论是原浆水泥石还是改性纤维水泥石，在加载围压试验条件下，都未表现出脆性材料的特征。水泥石在围压状态下，随着加载应力的增大应变在逐渐增大，偏离直线方向，曲线曲率增大，水泥石在高应力下表现出一定的塑性特性，当应力达到水泥石极限应力时并未破碎，表现出延性破坏特性。可见水泥石在三轴应力实验条件下，其力学形变能力大大增强。通过三轴应力-应变曲线可看出，水泥石养护48 h后，添加改性纤维的水泥石抗压强度小于原浆水泥石，但其形变能力强于原浆水泥石，轴向峰值应变最大为1.209%。随着养护龄期的延长，改性纤维水泥石三轴抗压强度接近原浆水泥石，轴向峰值应变降低。因此随着养护时间的延长，水泥石在低压应力下力学形变能力减弱[10]。

图7 水泥石养护15 d应力与应变关系

Fig.7 The relationship between stress and strain of cement stone after curing 15 days

应力-应变曲线是表征材料力学性能的一个重要参数，材料在弹性变形阶段，应力与应变成正比关系，两者之间的比值称为弹性模量E，弹性模量是材料刚性的量度，弹性模量越大，材料变形能力越差，越易脆裂，故弹性模量从另一个方面表征材料韧性的大小。弹性模量是指材料在弹性限度内的形变能力大小，矿场应用在强度满足要求的前提下，应最大限度的降低水泥石的压缩弹性模量。表2为原浆水泥石和优选配方水泥石在三轴受力下的性能。

表2 水泥石的力学性能

由表2可知，改性纤维对水泥石弹性模量的影响较大，随着养护龄期的延长，水泥石抗压强度增加，弹性模量增加，但养护15 d的弹性模量仍然比原浆水泥石低，说明改性纤维有改善水泥石韧性的作用。另外，从轴向峰值应变的增加也较好地反应了改性纤维水泥石有较好的改善水泥石韧性的作用，养护15 d的轴向峰值应变仍高于原浆水泥石。改性纤维的引入，较大程度增加了水泥石在弹性区内的力学形变能力，实验表明，加入改性纤维的水泥石力学形变能力很好。

3 结论

(1) 通过对无渗透性超细水泥浆堵剂进行了性能评价及配方优选，得到永久无渗透性封堵用超细水泥封堵体系选用800目超细水泥，最合适的水灰比为0.7，缓凝剂、降失水剂、消泡剂的最优质量分数分别为0.4%、0.5%、0.5%。

(2) 由于改性纤维的增塑和增韧的双重功效，使得水泥石具有很好的力学形变性能，15 d抗压强度高达48.9 MPa，完全能满足矿场封堵强度的要求。该体系在低渗裂缝性油藏中的油井老缝封堵中具有很好的适应性。

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(编辑 宋官龙)

Optimization and Performance Evaluation of Plugging System in Low Permeability Fractured Reservoir

Lin Fei1, Li Chunying1, Xu Mo2

(1.CollegeofPetroleumEngineering,YangtzeUniversity,WuhanHubei430100,China; 2.QiudongOilProductionFactoryofPetroChinaTuhaOilfieldCompany,TurpanXinjiang838202,China)

The high water cut oil wells were unable to product normally because of the existance of fracture and natural micro-fracture in the low permeability fractured reservoir. In order to avoid the injected water going across to the old seam of oil wells in the process of water flooding and enhancing the sweep efficiency and oil recovery, the superfine cement plugging technology was put forward. Based on the optimization of water cement ratio of superfine cement, the concentration of corrosion inhibitor, reducing agent and defoaming agent in the plugging system was optimized, and the mechanical deformation capacity was also evaluated. The results showed that the optimum water cement ratio of superfine cement was 0.7 and the optimum cement slurry was the mixture of 800 head superfine cement, 0.4% corrosion inhibitor, 0.5% reducing agent and 0.5% defoaming agent. Because of the double efficacy of plasticizing and toughening, the slurry system had good mechanical deformation capacity and the flexural strength reached 48.9 MPa. This can completely met the plugging strength requirements in the field. This system has good application prospect in the old seam plugging of oil well in the fractured reservoir.

Superfine cement； Corrosion inhibitor； Reducing agent； Defoaming agent； Mechanical deformation capacity

1006-396X(2015)06-0034-05

2015-06-09

2015-07-14

国家自然科学基金资助项目(41340030)。

林飞(1990-)，男，硕士研究生，从事油气田开发、油藏数值模拟研究；E-mail：324389610@qq.com。

TE122

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.06.007