文南油田抗高压堵漏剂的研究应用

李铮

摘 要 随着注水开发的不断深入，油井高含水已成为油田开发的“绊脚石”。堵水是“控水稳油”的重要工艺技术措施。在该工艺技术中，堵水剂的选择是关键。

关键词 高压堵漏剂 研究应用

中图分类号：TE358+.3 文献标识码：A

0前言

伴随着文南堵水工艺技术的发展，堵剂体系也经历着相应的改变。挤堵工艺要做到“一井一策”，堵剂的选择也要做到“一井一剂”， 根据目的层段的地层特点，施工要求的差异性，通过开展堵剂的室内研究，优化堵剂配方，形成不同的堵剂体系。堵剂体系的丰富，为封堵效果的提高提供有力保证，为堵水工艺的进一步发展提供有力支持。

1取得的主要技术创新成果

目前浅层套管堵漏井承压能力低，一般低于15MPa。堵漏措施实施后，不能满足压裂等高压措施工艺技术要求，制约油田生产和影响油田开发效果。针对传统堵漏剂抗压强度低、韧性差的缺点，开展堵漏剂室内研究，初步形成耐高压化学堵漏剂体系。

1.1研究难点

（1）补液压力大于35MPa，要求承压级别较高。

（2）单层水喷压裂补液压力维持35MPa以上长达2h。

（3）自由段无固井水泥，空间大，难以形成牢固的滞留带。

1.2研究思路

以油井超细水泥及D级油井水泥为主剂，通过低温固化剂、增韧剂的引入，提升堵漏剂滞留能力；通过添加增强剂，提高堵漏剂的承压强度；通过调节剂的引入达到安全施工的目的。

2堵漏体系的室内研究

2.1低温固化剂的优选

低温固化剂主要由碱性无机盐和有机物组成，和D级油井水泥复配在一起，使油井水泥固化时间缩短，早期强度增加，满足低温驻留的目的。因固化剂的主要成分是CaCl2，它可使水泥浆的动切力值增大，但初始状况下不影响水泥浆的塑性粘度，在水化30min以后塑性粘度开始增大。因此加有低温固化剂的水泥浆有较好的触变性，能满足漏失段滞留的工艺要求。选取三种不同的油井水泥固化剂（G203、G204、WK-3），其性能特点：D级油井水泥PH值10～12，属于强碱性。G204固化剂显酸性，而G203、WK-3固化剂与D级油井水泥配伍性较好。为了优选合适的固化剂，采用浆体比重1.6的堵漏剂，在45℃温度条件下，对G203和WK-3固化剂进行性能评价。可以看出，在同等浓度条件下，WK-3固化剂与G203低温固化剂相比，WK-3固化剂配制的浆体无泡沫、稠度大。为了满足现场堵漏的要求，不但需要堵漏剂凝固时间合适，还需要在漏失段具有较好的滞留性能。因此选用WK-3固化剂，用量为2.5%。

2.2调节剂的优选

调节剂的加量对堵漏剂的抗压强度影响不大。当DL-1调节剂加量小于0.4% 时，堵漏剂稠化时间较短，不能满足安全施工的需要；而当调节剂加量大于1%，固化后堵漏剂有水析出，固化体积收缩。因此调节剂的加量根据目的井段以0.4%～1.0%为宜。

2.3封堵性能评价

用不同粒径的石英砂填制的岩心，进行室内岩心模拟实验。注入清水5PV，测定岩心渗透率，再注入配制比重1.6的堵漏剂浆液，在30℃～45℃下养护48h；再注入清水，测定岩心的渗透率。实验表明，由于堵漏剂封堵率较高，在47MPa下注入的清水没有突破岩心，说明堵漏剂封堵性能好。

2.4抗压性能评价

配制比重1.6的堵漏剂浆液倒入模具中，置于45℃和70℃恒温烘箱中，养护48h后脱模，考察堵漏剂的抗压性能，并与超细水泥、油井水泥相比较。堵漏剂固化体的抗压强度远大于水泥类堵剂，并且抗压强度随温度的升高而增强。温度45℃、压力10MPa下，堵漏剂的抗压强度为39MPa；温度70℃、压力10MPa下，堵漏剂的抗压强度为45MPa。说明堵漏剂具有较高的抗压强度和耐温性能。

3现场试验及应用效果

2013年现场试验2井次，累计增油641t，措施效果显著。

典型井例：W33-148井于2000年11月投产，水泥返高2201.72m，盐膏层2301-2323m。地质要求对S3上7.8，井段3154.8-3177.5m进行压裂措施。因盐膏层段套管变形严重（2305.39m最小缩径为€%O96mm），1305m自由段套漏，采用水力喷射双层压裂要求井筒承压能力达到40MPa。为满足压裂要求，2013年5月18日，挤入高浓度堵漏剂25m3，挤入加有1%增强剂水灰比为2：1的浆体5m3，顶替清水13.1m3，带压43MPa关井候凝。堵漏后井筒试压44MPa合格。2013年6月6日实施水力喷射压裂两段，破裂压力分别为71.7MPa和64.5MPa，套管补液压力高达38.1MPa，且持续4小时。压裂后日产液29.8m3，日产油3.9t，日增油2.2t，累计增油240.9t。

4现场应用情况

4.1现场应用情况

2013年以来，共实施化学堵水57口井，64井次。其中耐高压堵漏剂应用2井次，堵漏后耐压级别升级至40MPa，工艺成功率100%；耐酸性堵剂应用4井次，工艺成功率100%；远井人工裂缝封堵剂应用3井次，有效率100%。

4.2经济效益评价

投入费用：2013年裂缝带封堵3井次费用68万元，挤堵酸化4井次费用90万元，浅部堵漏压裂工艺2井次费用40万元。合计费用198万元。产出：裂缝带封堵3井次累计增油442吨；挤堵酸化4井次累计增油939.5吨；浅部层堵漏压裂2次，目前累计增油641吨。按吨油价格4653元，吨油提升成本1023元计算：（4653-1023）*（442+939.5+641）=734.168万元；投入产出比：198：734.168=1：3.7。

5结论

（1）室内试验和现场实践证明，骨架结构和充填体系相复合的堵漏剂配方体系耐压级别达到40MPa，不仅达到了水力喷射压裂施工的技术要求，满足了地质开发的需要，同时也为下步套变高含水油井实施光管压裂找到了一条新的技术途径。

（2）树脂堵剂与酸液之间的配伍性较好，该堵剂能很好地满足了堵水和酸化连作技术的需要， 适于现场的推广应用。

（3）首次利用泡沫的阻力效应，将泡沫体系利用与人工裂缝带的封堵，实践证明，泡沫体系能够发挥堵水效果。

参考文献

[1] 杨建华.油井水泥浆封窜堵漏工艺技术[J].新疆石油科技，2006.