辽河油田稠油油藏筛管完井水平井分段化学堵水技术.pdf

第 36 卷 第 6 期 2014 年 11 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING forthisreason,researchon staged chemical water plugging technique has been conducted, and key tools and water plugging materials have been developed like fishablebridgepluginhorizontalwells,hightemperatureresistancepluggingagentforhorizontalwells,liquidplugforhorizontalwells, 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 onsuchblocksasXinhaiBlock27,DuBlock84,GaoBlock246andLengBlock41inLiaoheOilfield.ByAprilof2014,accumulated increase in oil production was 8 173 t and water reduction was 9.69104 m3, 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 hassignificantpromotionandapplicationvalue.Atpresent,theeffectiveperiodofstagedchemicalwaterpluggingisabout8monthsin general, so how to improve the effective period of water plugging remains to be tackled in further research. Key words: heavy oil reservoir; horizontal well with screen completion; staged chemical water plugging; high temperature resis- tancepluggingagent;LiaoheOilfield 基金项目： 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） 。 作者简介：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：[phone]。 E-mail：。 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 91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 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 石油钻采工艺2014 年 11 月（第 36 卷） 第 6 期92 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 序号 活化剂质量分数 / % 初凝时间 / h 终凝时间 / h 终凝强度 / MPa 103205881.6 20.52103702.0 31.01251822.5 41.5881324.1 52.050885.0 62.50256.2 73.0007.0 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 岩心编号 岩心水渗透率 /D 高温封堵率 / % 封堵前 封堵后 （50 ） 350 恒温后 10.2970.0110.01993.6 20.8630.0150.02197.6 31.4040.0120.03397.6 42.1300.0180.02898.7 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 实验流体 岩心渗透率 / mD 突破压力 / MPa 击穿压力 / MPa 水 22310.4118.6 68610.2318.7 1 50210.1115.2 蒸汽 25611.8218.1 78511.3217.5 1 45511.2317.7 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 参数数值参数数值 成胶时间 /h8240 可调岩心封堵率 /%93 成胶温度范围 /4080耐温 /350 堵剂突破压力梯度 / MPa m1 10 耐矿化度 / 104 mg L1 10 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 s1） ， 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 10 s和 10 min， 可用其差值 D=10 min10 s表示 液体胶塞的触变性， 差值越大则触变性越强。改变 93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 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 触变剂质量分数 /%10s/Pa10min/PaD/Pa 02.93.00.1 0.13.214.110.9 0.23.314.611.3 0.33.415.412.0 0.43.617.513.9 0.53.819.315.5 0.64.121.717.6 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 0.530 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 编号 配方组分质量分数 /% 成胶时间 / h 成胶黏度 / 104 mPa s 聚丙烯酰胺 交联剂 热稳定剂 10.30.40.25301.2 20.30.60.25235.9 30.30.80.25168.5 40.31.00.25811 50.31.20.250.518 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 47 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 9.69 104 m3。 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 8631 935 m 为主要出水段， 因此采用 水平井分段堵水工艺对 1 8631 935 m 实施堵水。 措施后复测产液剖面， 主产液段为 1 9402 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。 参考文献： 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