曙光油田化學(xué)堵水技術(shù)研究與應(yīng)用

郎寶山

（中國石油遼河油田公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109）

曙光油田化學(xué)堵水技術(shù)研究與應(yīng)用

郎寶山

（中國石油遼河油田公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109）

曙光油田目前大多數(shù)區(qū)塊處于開發(fā)后期，油井高含水問題突出，其主要原因包括稠油蒸汽吞吐開發(fā)后期邊底水侵、稀油注入水高滲透層段突進(jìn)以及管外竄槽，對此，有針對性地采取了稠油高溫化學(xué)封堵，稀油封堵高滲透層、擠灰堵水等化學(xué)堵水工藝，這些措施有效降低了油井含水，明顯提高了油井產(chǎn)能。

曙光油田；化學(xué)堵水；稠油開發(fā)

曙光油田是一個(gè)多油品、地質(zhì)條件復(fù)雜的斷塊油田，目前稀油進(jìn)入“雙高”開發(fā)后期，普通稠油進(jìn)入吞吐后期，超稠油進(jìn)入高輪次吞吐，油井高含水問題突出。油井出水不但造成產(chǎn)量下降，且腐蝕井下及地面設(shè)備，加大水處理劑和動(dòng)力的消耗而增加了采油成本［1］。目前曙光油田含水大于85%的油井總數(shù)641口，占總開井?dāng)?shù)的38.5%；日產(chǎn)液量13 441 t，占總產(chǎn)量的53.5%；日產(chǎn)油量797 t，僅占總產(chǎn)量的15.5%，高含水油井比重大，已成為困擾油田生產(chǎn)的一個(gè)重要問題。

由于地層非均質(zhì)性、流體流度差異以及其他原因，地層中形成水流優(yōu)勢通道，導(dǎo)致水錐、水竄、水指進(jìn)，使一些油井過早見水或水淹。化學(xué)堵水技術(shù)一直是油田改善注水開發(fā)效果、實(shí)現(xiàn)油藏穩(wěn)產(chǎn)的有效手段［2］，因此，曙光油田主要采用化學(xué)堵水的方法。

1 油井高含水原因分析

1.1 稠油邊底水侵

蒸汽吞吐降壓開采加快了稠油砂巖油藏邊底水侵。稠油邊底水油藏通常滲透率較高，水體較大，隨著蒸汽吞吐輪次的升高，采出程度的加大，地層壓力逐步下降，邊底水不斷向生產(chǎn)井運(yùn)移，形成邊水指進(jìn)和底水水錐。當(dāng)水侵形成后，注入蒸汽的熱效率降低，不能有效加熱原油，出現(xiàn)原油產(chǎn)量低、含水率升高、生產(chǎn)周期增加等問題。

1.2 稀油注入水突進(jìn)

目前曙光油田稀油的開發(fā)主要采用注水方式開采，總體進(jìn)入高含水、高采出階段，油層的非均質(zhì)性影響給油田上產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)帶來了很大困難。油層物性差異是導(dǎo)致油井出水的根本原因。由于平面上油層水淹受沉積微相控制，縱向上油層出水受沉積韻律的影響，各個(gè)油層滲透性差異較大，因此注入水沿高滲透層突進(jìn)，造成油井過早水淹或出水，出現(xiàn)無效水循環(huán)。

1.3 管外竄槽

稠油、超稠油開發(fā)一般采用蒸汽吞吐方式，油井在經(jīng)過多輪次注汽生產(chǎn)后，由于固井水泥環(huán)受到高溫濕熱蒸汽的反復(fù)侵蝕，以及水泥與巖石和套管的膨脹系數(shù)的差異，套管外水泥環(huán)局部易發(fā)生損壞或脫落，在水泥環(huán)與管壁之間產(chǎn)生縫隙，造成地層之間的非正常連通，造成底水上竄、頂水下竄，引發(fā)油井高含水。

2 目前化學(xué)堵水工藝

2.1 應(yīng)用高溫化學(xué)堵水工藝，抑制邊底水侵

針對稠油油藏水侵特點(diǎn)，應(yīng)用凝膠、水玻璃／黏土膠堵劑、樹脂高強(qiáng)度封口劑多段塞、大劑量復(fù)合堵水工藝（其堵劑主要性能指標(biāo)見表1），對已形成底水上竄通道及高滲透層填充壓實(shí)，封堵大孔道水流通道。這些堵劑在生產(chǎn)井段形成針對水的隔板，有較高的封堵率及封堵強(qiáng)度，能經(jīng)受蒸汽冷凝水及地層水的沖刷，從而解決油層底水錐進(jìn)問題，達(dá)到延緩油水界面上升的目的。

（1）高溫調(diào)剖堵劑：高溫調(diào)剖堵劑主要由聚丙烯酰胺、有機(jī)交聯(lián)劑耐高溫油溶樹脂、橡膠粉、榆樹皮粉、無機(jī)增強(qiáng)劑及熱穩(wěn)定劑組成，膠聯(lián)體系為有機(jī)樹脂膠聯(lián)，形成一定流動(dòng)性的凝膠體，具有一定的選擇性［3］，可進(jìn)入地層深部進(jìn)行調(diào)堵。在凝膠調(diào)剖劑中加入耐高溫油溶性樹脂、橡膠粉、榆樹皮粉及無機(jī)增強(qiáng)劑，對大孔道及高滲透層起到填充壓實(shí)作用，該調(diào)剖劑具有封堵強(qiáng)度高，耐溫性等特點(diǎn)。

（2）水玻璃／黏土堵劑：水玻璃／黏土高強(qiáng)度堵劑主要由水玻璃黏土膠組成，水玻璃黏土膠主要由水玻璃、黏土、石灰、甲酰胺組成［4］，水玻璃與甲酰胺形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的堿性硅酸凝膠，堿性硅酸凝膠不穩(wěn)定，逐漸脫水而生成堅(jiān)固的二氧化硅。水玻璃也與石灰在地層條件下形成難溶的硅酸鈣和網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的堿性硅酸凝膠；黏土主要起到填充作用。

（3）樹脂高強(qiáng)度堵劑：作為封口耐高溫物質(zhì)的酚醛樹脂具有一定的水溶性，在交聯(lián)固化反應(yīng)以前，在井筒空間內(nèi)，該物質(zhì)可用水推進(jìn)，當(dāng)酚醛樹脂被推進(jìn)地層內(nèi)，并且環(huán)境溫度提高到70℃以上，該物質(zhì)才進(jìn)行自交聯(lián)反應(yīng)，其內(nèi)部網(wǎng)結(jié)構(gòu)開始形成，緩慢轉(zhuǎn)變?yōu)閺?qiáng)度高的熱固酚醛樹脂［5］。此外，由于酚醛樹脂具有一定的水溶性，在交聯(lián)固化反應(yīng)過程中，隨著環(huán)境溫度的升高，產(chǎn)品中的自由水轉(zhuǎn)變?yōu)樗羝舭l(fā)出來，同時(shí)在形成的熱固型酚醛樹脂中留下了毛細(xì)孔道。因此，這樣形成的熱固型酚醛樹脂還具有一定的滲透性，不影響后續(xù)注汽等工藝措施的正常進(jìn)行。

表1 稠油高溫化學(xué)堵水堵劑主要性能指標(biāo)

2.2 封堵高滲透層，避免注入水突進(jìn)

針對稀油隔層薄、出砂、套管輕微變形的油井，采用常規(guī)機(jī)械堵水工藝成功率低，或易出現(xiàn)砂埋管柱問題，為此研究應(yīng)用了兩段塞復(fù)合堵水技術(shù)，解決稀油部分區(qū)塊注入水單層水竄問題。采用樹脂膠聯(lián)可動(dòng)凝膠堵水劑（預(yù)封堵）＋ 地下聚合高強(qiáng)度封口劑（封堵率高，有效期長）的復(fù)合段塞（堵劑性能指標(biāo)見表2），通過填砂、封隔器保護(hù)非封堵目的層，實(shí)現(xiàn)對出水層位封堵。該技術(shù)具有堵而不死、有效期長等優(yōu)點(diǎn)。

表2 稀油封堵高滲透層堵劑主要性能指標(biāo)

（1）樹脂膠聯(lián)可動(dòng)凝膠堵水劑：主劑為低分子聚丙烯酰胺，交聯(lián)體系為樹脂交聯(lián)，并加入增強(qiáng)劑來提高堵劑強(qiáng)度，同時(shí)加入過硫化物等引發(fā)劑可實(shí)現(xiàn)油層溫度條件下成膠［6］。

（2）地下聚合高強(qiáng)度封口劑：該堵劑是將丙烯酰胺單體及其添加劑水溶液注入地層，借助地層溫度發(fā)生聚合交聯(lián)反應(yīng)，生成高黏凍膠體，對目的層實(shí)現(xiàn)封堵［7］。因其聚合前，自身黏度低，為防止頂替液對其稀釋降低強(qiáng)度和頂替時(shí)形成指進(jìn)現(xiàn)象，添加高分子量PAM增加體系黏度，同時(shí)還可實(shí)現(xiàn)低溫聚合及縮短聚合時(shí)間，提高其封堵效果。

2.3 擠灰堵水封堵管外竄槽

擠灰堵水技術(shù)大體包括射孔擠灰、舍棄部分井段擠灰，在竄槽部位形成一個(gè)水泥隔板，阻擋底水上竄、頂水下竄。封竄堵劑主要由基料、觸變劑、分散劑、緩凝劑、膨脹劑等按一定比例混配而成。該劑具有較強(qiáng)的黏接性和熱穩(wěn)定性好、耐久性好、抗裂能力突出等特點(diǎn)。相對于普通G級水泥，封竄劑具有一定的微膨脹性，在固化過程中可有效防止氣竄［8］。水灰比在0.6以上時(shí)，48小時(shí)抗壓強(qiáng)度不低于30 MPa。養(yǎng)護(hù)溫度高于120℃時(shí)，抗壓強(qiáng)度、剪切強(qiáng)度、彈性模量呈下降趨勢，封竄劑具有良好的耐溫性。

施工過程中由于油層采出現(xiàn)虧空，水層壓力相對較高，封竄堵劑可能大量經(jīng)管外竄槽進(jìn)入壓力較低的油層，沒有在管外竄槽部位實(shí)現(xiàn)有效封堵，或是封堵住了管外竄槽部位，但也將油層污染。為此，在擠入封竄堵劑前實(shí)施預(yù)封堵工藝，利用高溫后可降解的暫堵劑對油層進(jìn)行保護(hù)后再擠入封竄堵劑，擠完封竄堵劑后根據(jù)施工管柱位置正頂清水。根據(jù)施工管柱位置以下套管長度反替清水，預(yù)留水泥塞長度20 m左右，既保證管外封堵部位水泥強(qiáng)度，又防止水泥返吐，保證施工安全。

3 現(xiàn)場實(shí)施效果

油井出水原因多種多樣，因此，在認(rèn)真做好油藏發(fā)育、開發(fā)歷史、水性資料等前期研究的基礎(chǔ)上，要準(zhǔn)確判定出水原因及出水層位，從而選擇相應(yīng)的堵水工藝，才能保證措施效果。2008年以來，曙光油田高含水油井實(shí)施各類化學(xué)堵水工藝169井次，措施有效率92.9%。對比化學(xué)堵水措施前后，油井綜合含水從措施前的95%下降到68%，有效期內(nèi)平均單井次增油1 643 t，降水6 993 t（見表3），措施效果明顯。

表3 各類化學(xué)堵水工藝措施效果統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論及建議

（1）曙光油田油井出水原因復(fù)雜，明確出水原因、判定出水層位是化學(xué)堵水工藝措施能否成功的前提與基礎(chǔ)。

（2）針對油井不同的出水原因，曙光油田化學(xué)堵水技術(shù)已形成配套系列。現(xiàn)場試驗(yàn)表明，化學(xué)堵水工藝具有成功率高、有效期長的優(yōu)點(diǎn)，是降低含水、提高油井產(chǎn)能的一個(gè)重要手段。

（3）稠油水平井篩管完井采用蒸汽吞吐開發(fā)方式，由于水平井段較長，壓降和采出程度不均，出現(xiàn)邊水或底水水竄，急需開展水平井化學(xué)堵水技術(shù)的探索與試驗(yàn)。

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At present most of the blocks in Shuguang oilfield have entered into the later stage of development，with the problem of high water content of oil wells，which is mainly caused by bottom-edge water invasion at the later period of steam stimulation，thin oil injection into the high permeable interval and outside casing channelling.Therefore，chemical water plugging of heavy oil under high temperature has been adopted，thin oil has been used to plug high permeable layers and chemical water plugging technology has been adopted.These measures effectively decrease high water content，and obviously improve productivity of oil wells.

114 Research and application of chemical water plugging in Shuguang oilfield

Lang Baoshan（Shuguang Production Plant of Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124109）

Shuguang oilfield；chemical water plugging；effect

TE357

A

1673-8217（2012）06-0114-03

2012-06-20

郎寶山，高級工程師，工程碩士，1971年生，1996年畢業(yè)于西南石油學(xué)院化學(xué)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油水井措施工作。

李金華