厚油层层内深部堵水工艺技术研究与试验

1、厚油层层内深部堵水工艺技术研究与试 验于永生邹小萍刘伟代晋光曹作为于浩洋大港油田石油工程研究院 大港油田第六采油厂摘要：针对厚油层层内堵水技术存在有效率低、有效期短的问题，以高强度层内深部堵 水技术研究为出发点，研究了用于油层深部封堵的颗粒溶胶高强度堵剂、用于近 井地带封堵的暂堵型高强度堵剂以及层内堵水的优化设计方法。室内研究表明， 颗粒溶胶堵剂的封堵强度大于5 mpa,暂堵型高强度堵剂的抗压强度大于20mpa, 漏失量与水泥类堵剂相比下降40%以上;现场试验表明，研究的层内堵水工艺可 大幅降低油井产水，提高油井产量，堵水有效期达到1 a以上。关键词：层内深部堵水;堵水工艺参数优化;颗粒溶胶堵

2、剂;暂堵型高强度堵剂;作者简介：于永生(1968-),男，高级工程师，研究方向：调剖堵水技术及其应 用。e-mai 1:1939028541qq. com收稿日期：2017-05-25基金：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发” (2011zx05058)research and test of deep water plugging technology in a thick oil layeryu yongsheng zou xiaoping liu wei dai jinguangcao zuowei yu haoyangre s earch institute ofpetro1eu

3、meng i ne er i ng,dagang 0订 field; the six th 0 订 produc tion pla nt,dagang q订field;abstract：the water plugging technology for thick oil layers has low efficiency and short validity period. for this reason, the highstrength particle sol water plugg ing age nt for the deep water plugging of oil reser

4、voir and the high-strength temporary plugging agent for the water plugging of near wellbore area were developed, and the optimization design of in-layer water plugging tech no logy was studied. labora tory research shows that, the pl ugg ing strength of the highstre ngth particle sol water pl ugg in

5、g age nt is higher them 5 mpa, the compressive strength of the high-strcngth temporary plugging age nt is higher t han 20 mpa, and comparied with ceme nt water plugging agents, their leakage decreases by more than 40%. field test shows that the stu died in-layer water plugging t ech no logy can grea

6、tly reduce the water production of oil we11s and improve the oil production of oil wells, and the water plugging validity period of the tcchnology is more than 1 a.keyword：deep water plugging in stratum; optimization of water plugging technology parameter; particle sol water plugging agent; high-str

7、ength temporary plugging agent;received： 2017-05-25于永生，邹小萍，刘伟，等厚油层层内深部堵水工艺技术研究与试验j西安 石油大学学报(自然科学版),2017, 32 (6) :73-7& 86.yu yongshe ng, zou xiaop ing, ltu wei, el al. research a nd test of deep water plugging technology in a thick oil layerj. journal of xi' an shiyou university (natural sci

8、ence edition) , 2017, 32 (6) :73-7& 86.引言研究和油田生产测试表明，非均质厚油层在水驱开发过程中受油水流度比差异、 水的重力分异作用等影响，在高含水开发后期油层底部水淹程度高，剩余油主 要富集在油层的顶部1-4 o i前国内外对于该类油藏油井堵水主耍有2种方法:一是采用水泥浆堵死原射孔段，然后在油层顶部重复射孔，虽然堵水有效率能 达到70%左右，但由于堵水半径小，堵水有效期短;二是采用聚合物凝胶、活性 稠油等堵剂进行选择性深部堵水，虽然这些堵剂注入性好，使用安全，但选择 性较差，堵剂强度低，受地层环境影响易失效，造成堵水有效率低，有效期短。 总体上

9、这些工艺的堵水有效期仅3、6月。综合各种堵水工艺的优缺点7-11,本 文研究了用于层内深部堵水的颗粒溶胶高强度堵剂和近井地带封堵的暂堵型高 强度堵剂，以达到深部高强度堵水和保护油层的目的，并研究了配套的堵水工 艺参数优化设计方法。1堵水剂研究与性能评价在高含水后期厚油层底部水淹段为油层的主要产液层段，由于受地层水的长期 冲刷，水淹层段的渗透率、孔吼直径要远大于上部的未水淹段。利用水淹层与油 层之间的物性差异，通过研究优选适合的堵剂体系，实现对水淹层的深部高强 度封堵，防止油层污染和地层水快速绕流，以获得较长的堵水有效期。1.1深部堵水堵剂可固化颗粒溶胶堵剂油田常用的堵水剂主要包括水泥浆类堵剂和

10、聚合物凝胶类堵剂，水泥浆类堵剂 由于注入性能较差，难以注入到地层深部，而聚合物凝胶堵剂强度低，受温度 等影响稳定性差，堵水有效期短。1.1.1堵剂配方优化研究可固化溶胶颗粒堵剂主要由悬浮剂溶液和可固结颗粒材料组成。深部固结剂主要 成份为硅酸盐，颗粒粒径2.6x100.7 mm,可根据地层物性选择粒径，使堵剂 能够进入地层深部。悬浮剂为一种高分子活性聚合物，能悬浮、分散颗粒固结剂, 形成稳定的颗粒溶胶。(1)悬浮剂浓度优选堵水施工屮需要堵剂较好的悬浮稳定性。为此在模拟地层温度为70°c的条件下, 配制不同浓度的悬浮剂溶液，加入相同浓度的颗粒i古i结剂，观察其悬浮稳定性。 实验结果见表l

11、o表 1 悬浮剂用量优选 tab. 1 optimizaton of deflocculating agent dosage下载原表序号加（悬浮 剂）/%讥固结 剂）/%试验温度代10.31020.41030.5107040.61050.71060.810从表1中可以看出，当悬浮剂浓度大于0. 5%时能得到稳定的低浓度颗粒溶胶, 考虑到悬浮效果、泵送能力及成木因素，悬浮剂浓度控制在0.6%08%。（2）固结剂用量优选深部固结剂浓度太低，进入地层后难以形成有效封堵;浓度太高，一是注入性不 好，二是初凝时间短，施工风险大。因此需优化其用量，实验结果见表2。表 2 深部固结剂用量优选 tab. 2

12、optimizaton of deep consolidation agent dosage下载原表序号仞（悬浮 剂）/%力（固结 剂）/%试验温度代10.61020.6207030.63040.640从实验结果可以看岀，在70°c下固结剂安全合理的使用浓度为10%30%,封堵 剂体系性稳定，不凝固，具有良好的安全性。通过上述实验，优化岀深部固化封堵剂配方组成为：10%30%固结剂+0. 6%0. 8% 悬浮剂。1. 1.2深部化颗粒溶胶封堵剂封堵性能评价制作2支中间带有观察孔的填砂高渗透率岩心，先进行水驱测试岩性渗透率， 然后注入广2 pv的深部固化颗粒溶胶堵剂，在70°

13、c养护候凝24 h,然后测试岩 性的突破压力和渗透率，考察堵剂在岩心中的封堵效果（表3）。表 3 岩心封堵率测试结果 tab. 3 test results of plugging rate of cores下载原表石心编号渗透率/pm，突破压mpz堵前堵后1#3.90.096.22#5.20.205.0从实验可以看出，两支岩心封堵后水突破压力分别达到了 6. 2 mpa和5. 0 mpa, 说明深固结剂具有较高的封堵强度。取出岩心中的石英砂，可以观察到岩心中的砂子被堵剂固结，说明随着堵剂的 注入，固结剂颗粒在岩心孔隙屮滤失堆积并固结，对岩心产生较高的封堵强度。 图1为堵剂在岩性中与石英砂的固

14、结状态。图1堵剂在岩心中固结试验结果fig. 1 consolidation of plugging agent in core 下载原图1. 2近井地带封堵剂暂堵型高强度堵剂近井地带生产压差较大，堵剂需要较高的封堵强度以满足生产压差。但是堵剂必 须具有较强的暂堵能力，以防止堵剂大量进入上部油层造成严重污染。1. 2. 1暂堵型高强度堵剂配方暂堵型高强度堵剂主要由可固结暂堵颗粒、纤维、超细水泥组成。各个组分的性 能和作用见表4。表4暂堵型高强度堵剂组分及性能tab. 4 components and performance of temporary high-strenght plugging

15、 agent下载原表名称平均粒径/ nini性能可固结 暂堵剂0.5 1.4可固结的无机颗粒，巨 的孔隙及裂隙，防止埠纤维1.0 3.0在地层孔隙中形成网: 进入油层，同时提高埠超细水泥0.015主体封堵颗粒材料，福 本体强度和粘接强度(1)堵剂浓度纤维-超细水泥是堵剂的主体材料，其浓度是影响堵剂强度的主要因素，用清水 分别配制浓度为62%、65%、67%、69%的堵剂浆体，在70°c下养护72h,用抗压 强度仪测试抗压强度。实验结果见表5。从实验结果可以看岀，随着浓度增大堵剂抗压强度增加，总体上能达到20 mpa 以上，考虑堵剂的流动性及对可固结暂堵剂的悬浮能力，优选堵剂浓度为67

16、%。表5不同纤维超细水泥浓度堵剂抗压强度tab. 5 compressive strength of fibre-ult rafine cement plugging age nt of different mass fraction下载原表讥堵剂)/%实验温度/养护时间/h627072657072677072697072(2)可固结暂堵剂用量优选 由于可固暂堵剂颗粒粒径较大，对堵剂体系的稳定性和抗压强度影响较大，因 此考察主要根据堵剂悬浮性能和抗压强度性能评价实验结果，对可固结支撑剂 用量进行优化。实验采用纤维超细水泥浓度为67%,粒径为0. 7 mm,可i古i结暂堵剂的用量为纤维 超细水泥

17、5%20%,分别考察堵剂的稳定性和抗压强度。仃)堵剂的悬浮稳定性实验在常温下将配制好的堵剂放入比色管中静置24 h,观察可固结暂堵剂颗粒是否 沉降，实验结果见表6。表 6 堵剂的稳定性实验结果 tab. 6 test result of stability of plugging agent 下载原表序号加(可固结暂 堵剂)/%常温下静管 悬浮性15无沉降210无沉降315可固结支撑孑420可固结支撑多(2)在70°c下堵剂模块养护72 h测抗压强度，结果如图2所示。35300 11*-051015w（固结支撑剂）/ %图2不同暂堵剂加量对堵剂强度的影响fig. 2 relation

18、 between compressivestre ngth of agen t and dosage of temporary plugging age nt 下载原图 实验结论：固结支撐剂用量在5% 10%时，堵剂悬浮稳定性好，性能均一，抗圧 强度均大于20mpa,堵剂具有良好的稳定性和抗压强度。通过试验确定暂堵型防漏失封堵剂的配方为:堵剂采用清水配制，纤维超细水泥 复合材料浓度为67%,可固结暂堵剂的用量为纤维超细水泥质量的5% 10%,具 体用量可根据地层的吸收量及对堵剂的强度要求确定。1. 2. 2暂堵型高强度堵剂防暂堵性能评价 室内采用可视砂床漏失评价仪装置，在装置底部装入粒径为0.

19、 40. 8 nini石英砂, 将多级粒径防漏失高强度堵剂倒入，加压至0. 7 mpa,测0. 5 h内堵剂漏过砂子 的漏失量，漏失量越大，表明堵剂防漏失效果越差，实验结果见表7。表7堵剂暂堵能力评价实验结果tab. 7 evaluation of temporary plugging下载原表performance of pl ugging agents序号堵剂类型体积分数/% o1普通g级水泥2 纤维水泥浆673 暂堵型高强度堵剂从表7可以看岀，在模拟疏松砂岩油藏实验条件下，暂堵型高强度堵剂与水泥 类堵剂相比0.5 h漏失量降低40%以上，表明堵剂具有较好的暂堵防漏失能力。2层内深部堵水工艺

20、参数优化方法对于层内堵水研究确定剩余油层厚度、优化堵水的半径是取得较长有效期的关键, 也是优化堵水堵剂用量的基础5-6。2.1高含水期剩余油层厚度预测假设油井产水来自油层底部，水淹厚度为h',由达四定律可得到油水比的关系 式式屮:h。为油层厚度;hp为射孔厚度;h'为水淹厚度;m为油水流度比,k id w式（1）可变形为含水率的关系式0m（叽 + h _ 钳心i忙h/丿其屮，m值可由油水相渗曲线得到，从而可求得水淹厚度h',确定堵水井段厚度, 为堵剂用量的计算提供依据。2. 2堵水半径优化实际油藏中每口井附近的渗流都可近似为平面径向流。由平面径向流渗流理论可 得到压力分

21、布与半径的关系式p 二 peink式屮：p为距井筒距离为r处的压力，mpd；pc为油层压力，mpa;p.为井底压力， mpa为泄油半径，mo通过不同半径处的压力可计算得到该半径处的生产压差，选择压差接近于0的 位置处作为水淹层段堵水处理的最佳半径。水淹层封堵后，油井的生产压差主要 作用在上部油层段，而作用于水淹层段的压差很小，抑制了地层水的流动，从 而使上部油层的流体优先流动。2.3堵剂用量优化2. 3. 1深部堵水堵剂用量依据计算的水淹层的厚度和堵水的最优半径，可根据式q 二 3. 14 x x r()2 x(p计算出堵剂用量。式中:q为堵剂用量，m;h'为水淹层厚度，为生产压差接

22、近0处离井筒的半径，叫为地层孔隙度，。2. 3.2封口高强度堵剂的用量 井壁附近生产压差大，需要采用高强度的堵剂进行封堵，根据常用射孔枪的穿 透能力，高强度堵剂近井地带的封堵强度一般设计为051叫堵剂用量可根据 式。二 3. 14 x hv x r2 x 0计算。式中:q为堵剂用量，叫山为油层射开厚度，为堵水半径，叫为地 层孔隙度,%。3现场试验2016年采用深部堵水工艺技术在大港羊三木、孔店等油现场试验5 口井，成 功率和有效率均为100%o3. 1现场施工工艺参数优化仃)应用优化设计软件计算油井油层剩余油层厚度和牛产压差分布，表8为堵 水试验井的剩余油层厚度预测结果，表9为压差分布计算结果

23、。根据计算结果将 堵水半径确定为3 ni左右。(2)根据水淹厚度和堵水半径确定颗粒溶胶堵剂用量，堵剂的注入压力控制在 10 mpa以内，减少油层污染。采用暂堵型高强度封堵剂封堵近井地带，然后根 据剩余油层厚度在油层顶部重复射孔。表10为各井的堵水施工参数。表 8 剩余油层厚度预测结果 tab. 8 forecast result of thickness of remaining oil layer下载原表井号射孔层段/ m羊新8-171 368.7 1 378.2羊新15-171 378.4 1 388.8羊新14-161 366.5 1 376.8孑 l 1050 -11 385.0 1

24、391.8孔1066 一11 331.4 1 348. 1表9生产压差随半径变化预测结果tab. 9 forecast of product ion pressuredifferenee change with radial distanee下载原表井号射孔层段/m羊新8-171 368.7 1 378/羊新15-171 378.4 1 388 j羊新14-161 366. 5 1 376.；孔 1050 -11 385.0 1 391j孔 1066 -11 331.4 1 348.表1 0 堵水试验井工艺参数 tab. 10 technological parameters of water

25、 plugging test wells下载原表井号封堵井段/ m重复孑 l 1050 -11 385.0 1 392.41 385羊新8-171 368.5 1 380.01 368羊新14-161 366.5 1 376.81 366羊新15-171 354.3 1 386.01 378孔 1066 - 11 331.0-1 342.61 3313. 2堵水效果分析5 口井堵前日产油9.2 t,日产水611.8m,综合含水率98.3%,堵后日产水89.5 m, 口产油12.65 t,综合含水83. 8%,截至2017年9月累计增油1 171 t,累 计降水175 552 m,取得了显著的增

26、油降水效果。表11为各井堵水效果统计结 果。5 口井目前堵水有效期均己达到1 a以上，与堵层复射工艺相比明显延长了堵水 有效期，证明了该深部堵水工艺技术能有效抑制地层水的渗流能力，提高了油 层的动用程度。图3为部分油井堵水前后的生产曲线。表 1 1 试验井堵水效果统计 tab. 11 water plugging result statistics of test wells下载原表井号实施时间措日产水/n?日j孔 1050 - 12016.5137.001羊新8-172016.5198.582羊新14-162016.7180.393羊新15-172016.841.800孔 1066 - 12

27、016.954.000合计611.8094结论及建议仃)所研究的颗粒溶胶高强度堵剂在地面和井筒不凝固，使用安全，在注入过 程中在地层孔隙中逐渐凝固，岩性试验表明突破压力大于5 mpa,封堵强度远高 于常用的聚合物凝胶堵剂，5 口现场试验井堵水有效期都已达到1且以上，表明 该堵剂能实现对水淹层的深部高强度封堵。(2) 所研究的暂堵型高强度堵剂抗压强度大于20 mpa,与水泥浆等相比漏失量 减少40%以上，暂堵能力强。5 口试验井封堵射孔段后上部重复射孔全部恢复牛 产，表明该堵剂对油层有较好的保护作用，能满足近井地带高强度封堵的需要。o o o o o(>旦至規r神皀tfi隕 ?m 0050

28、3 55642 %/槪協如 *息糊星8zvkbo o o o 04 3 2(*日)至最reg田决送*$袒rtdwz糊出图3试验井堵水前后生产曲线图fig. 3 production curves of test wells before and after water pl ugg ing 下载原图(3) 研究形成了深部堵水工艺参数优化设计方法，现场试验效果表明通过该方 法优化堵水堵剂用量和堵水半径，有效改变了油水的渗流关系，増油降水效果 显著。(4) 现场完成5 口现场试验井，堵水成功率100%,堵水有效期达到la以上，累 计增产原油1 171 t,累计降水175 552 m, hi前仍有效

29、，提高了油层的动用 程度和生产效益。参考文献1 赵守元，兰承静，李宝树，等大庆油田厚油层水淹变化及对注水开发的影 响j 石油学报，1981, 2 (2) : 51-55. zhao shouyuan, lan chengjing, li baoshu, et al. changes in the thickness of flood coverage of a thick pay and their effect on developme nt by water flood in dj. acta petrolei sinica, 1981, 2 (2) :51-55.2 邓爱居，刘寅亮，何得

30、海，等边水驱厚油层复合堵水技术j油气井测试， 2016, 25 (5) :55-57. deng aiju, liu yinliang, he dehai, et al. composite water plugging technology for thick edge water displacement reservoirj.well testing, 2016, 25 (5) :55-57.3 田小川，邓爱居，蒋涛，等边底水驱高含水厚油层剩余油分布特征及挖潜 实践j油气井测试，2013, 22 (6) :39-42. tlanxiaochuan, deng ai ju, jiang t

31、ao, et al. remaining oil distribution feature of thick oil reservoir with high water out of edge and bottom water drive and its exploration practicej. well testing, 2013, 22 (6) :3942.4 刘彦亮，陶明厚油层层内堵水方法探讨j油气hi地面工程，2005, 245 :25-26liu yanliang, tao ming .discussion on thick oil layer water plugging method j0i l-gas feld surface engineering, 2005, 24 (5) : 25-26.5 杨胜来,魏俊之油层物理学m北京:石油工业出版社,2004:13-37.6 刘建升，周长顺，田育红，等底水油藏选择性堵水堵剂用量计算方法探讨 j 石油化工应用,2016, 35 (7) :74-76. liu