尹曉靜，張鳳彩，溫棟良

(中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽 473132)

塔河油田碳酸鹽巖油藏是底水能量的縫洞型油氣藏，平面上表現(xiàn)為疊合連片含油、不均勻富集的特征，縱向上基質(zhì)滲透率低，裂縫、溶洞發(fā)育，且為主要的儲油空間和流動通道。開發(fā)過程中由于底水錐進或沿高角度裂縫竄進，導(dǎo)致大量油井含水快速上升，高含水已成為制約油井高效開發(fā)的主要因素之一。

由于碳酸鹽巖油藏非均質(zhì)性強，常規(guī)選擇性堵劑難以封堵，主要選用水泥堵劑［1］。在封堵碳酸鹽巖強漏失超深井方面，塔河油田傳統(tǒng)上主要采用架橋堵漏材料前置水泥、硅酸鹽沉淀凝膠前置水泥、石灰乳前置水泥、復(fù)合水泥段塞、超低密度水泥重力法封堵等，但實際應(yīng)用效果較差［2］。因此，針對塔河油田高溫高礦化度強漏失超深井封堵難題，在施工工藝上采用段塞式深部堵水封竄技術(shù)思路，先用高溫凝膠做為前置段塞，對地層深部水竄通道和裂縫進行預(yù)充填及深部封堵，再利用高溫堵漏劑做為封堵段塞，在油水界面形成隔板，深部封堵水竄通道，再用納米堵水封竄劑做為封口段塞，阻止底水通過井筒竄流，延長堵水有效期［3］。

1 前置段塞堵劑配方的優(yōu)化

前置段塞的主要作用是對地層嚴(yán)重漏失虧空層段、深部水竄通道和裂縫進行預(yù)充填及深部封堵，堵劑通常主要由硅酸鈉、無機納米活化劑HJYS、緩凝劑YJ等組成。

1.1 硅酸鈉

選用的硅酸鈉含量為35%～42%，無機納米活化劑HJYS加量(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)0.4%，緩凝劑YJ加量0.2%，配液后置于70℃下恒溫養(yǎng)護，考察硅酸鈉加量對凝膠強度的影響，結(jié)果見表1。

表1 硅酸鈉加量對凝膠強度的影響

由表1可知，硅酸鈉加量小于1.5%時，不成膠，凝膠強度較弱;加量達(dá)2.0%時成膠性較好，但隨著加量增加，凝膠強度增加幅度逐漸減小;加量大于10.0%后，對凝膠強度影響不大。因此，硅酸鈉加量以2.0%～10.0%為宜。

1.2 活化劑HJYS

固定其他條件，硅酸鈉加量為2.0%，考察活化劑HJYS加量對凝膠強度的影響，結(jié)果見表2。

表2 活化劑HJYS加量對凝膠強度的影響

從表2看出，活化劑HJYS加量小于0.2%時，凝膠強度太弱;加量達(dá)0.4%時，成膠性較好，但隨著加量增加，凝膠強度基本不變;加量大于1.2%時，凝膠強度呈下降趨勢。因此，活化劑HJYS加量以0.4%～1.0%為宜。

1.3 緩凝劑YJ

固定其他條件，活化劑HJYS加量為0.4%，分別在60，110℃下恒溫養(yǎng)護，考察緩凝劑YJ加量對成膠時間的影響，結(jié)果見圖1。

圖1 在60，110℃下成膠時間與緩凝劑YJ加量的變化曲線

由圖1可知，緩凝劑 YJ加量為0.1%～2.4%時，在60℃下，成膠時間在150～560 min間可調(diào);溫度調(diào)至110℃，成膠時間在80～320 min間可調(diào)。實驗表明，緩凝劑YJ對凝膠成膠時間具有很好的延遲作用，綜合考慮溫度、現(xiàn)場配制等因素，緩凝劑YJ加量以0.2%～2.0%為宜。

2 封堵段塞配方的優(yōu)化

2.1 堵漏劑類型

選用常見的堵漏劑 NPA、KS、CS與活化劑HJYS進行配伍性試驗，堵漏劑加量40%，HJYS加量0.4%，在110℃下恒溫，分別測定其初凝時間及析水率，結(jié)果見表3。

表3 不同堵漏劑對初凝時間及析水率的影響

從表3看出，堵漏劑NPA具有初凝時間較長，且析水率小的優(yōu)點，因此，選用堵漏劑NPA為主劑，作為高溫堵漏劑。

2.2 堵漏劑NPA加量

活化劑HJYS加量為0.4%，分別取不同加量的NPA與HJYS進行配伍試驗，20℃下分別測定初凝時間和析水率，結(jié)果見圖2。

圖2 堵漏劑NPA對初凝時間和析水率的影響

由圖2可知，當(dāng)堵漏劑NPA加量小于40%時，初凝時間較短;當(dāng)NPA加量大于80%時，初凝時間長，但析水率增加。綜合考慮，NPA加量以40%～80%為宜。

2.3 封堵段塞堵劑的抗壓性能

按最佳配方配制封堵段塞堵劑，分別置于110，120℃水浴中養(yǎng)護48 h后脫模，在壓力試驗機上測試抗壓強度，結(jié)果見表4。

表4 封堵段塞堵劑的抗壓性能

從表4看出，封堵段塞堵劑的抗壓強度隨溫度升高而增加，110，120℃下抗壓強度均大于15 MPa，說明封堵段塞堵劑具有較高的抗壓強度，能滿足施工工藝的要求。

3 現(xiàn)場試驗及應(yīng)用效果

該技術(shù)在2011年投入現(xiàn)場實施后，在新疆塔河油田高溫高礦化度強漏失超深井現(xiàn)場試驗9口井，施工后工藝成功率100%。年平均單井階段累計增油 759.1 t，階段累計降水 1 044.8 m3，階段累計增注11 640 m3，取得了較好的封堵措施效果。

TK745井:該井酸壓投產(chǎn)初期自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)油160 t，不含水。2005年5月31日油井突然見水，逐級下調(diào)油嘴至3.5 mm控制生產(chǎn)，初期控水效果較好，但產(chǎn)油量呈明顯下降，穩(wěn)定在40 t。2007年9月含水呈臺階狀上升趨勢，井口產(chǎn)液下降至20 t/d，日產(chǎn)油12 t/d，含水40%。

2007年10月該井進行產(chǎn)液剖面測試，結(jié)果顯示，5 559～5 564 m 微產(chǎn)水2.3 t，5 603～5 610 m 日產(chǎn)油21 t，5 630～5 637 m 主產(chǎn)水17 t，2007 年10月25日實施普通堵水技術(shù)(水泥段塞5 612 m)，酸化后采用4 mm油嘴控制自噴生產(chǎn)，井口壓力、產(chǎn)液緩慢下降，井口取樣含水在25%內(nèi)波動變化。

2011年6月8日再次進行產(chǎn)液剖面測試，結(jié)果顯示5 600～5 617 m為油水產(chǎn)出段，產(chǎn)油15 m3/d，產(chǎn)水63 m3/d;5 620～5 630 m為主要產(chǎn)水段，產(chǎn)水11 m3/d。分析該井產(chǎn)層上部油水同出，產(chǎn)出水主要來自下部水體，決定對該井5 555～5 680 m井段擠注納米堵漏劑(控制塞面5 580 m)封堵出水裂縫，達(dá)到降低含水的目的。2011年6月對該井采用段塞式深部堵水封竄技術(shù)，累計擠注納米堵劑150 m3，施工后井筒試壓15 MPa，30 min壓降為0，試壓合格。措施后，產(chǎn)油由施工前5.81 t/d增至48.62 t/d，含水由 62.74% 降至 0，最高產(chǎn)油量達(dá)57.4 t/d，年累計階段增油 5 159.44 t。

4 結(jié)論

1)優(yōu)化了前置段塞堵劑配方:硅酸鈉加量2.0%～10.0%，活化劑 HJYS 加量 0.4%～1.0%，緩凝劑 YJ加量 0.2%～2.0%;封堵段塞堵劑選擇堵漏劑NPA作為主劑，適宜的加量為40%～80%。110，120℃下封堵段塞堵劑抗壓強度均大于15 MPa，能滿足施工工藝的要求。

2)采用段塞式深部堵水封竄方法對高溫高礦化度強漏失超深井進行有效封堵，達(dá)到控水增油和提高采收率的目的。該技術(shù)2011年投入現(xiàn)場實施后，在新疆塔河油田高溫高礦化度強漏失超深井現(xiàn)場試驗9口井，施工后工藝成功率100%。年平均單井階段累計增油759.1 t，階段累計降水1 044.8 m3，階段累計增注11 640 m3，取得了較好的封堵效果。

［1］宋燕高，牛靜，賀海，等.油田化學(xué)堵水調(diào)剖劑研究進展［J］.精細(xì)石油化工進展，2008，9(5):5 －11.

［2］高飛，李宜坤，王艷輝.國外選擇性堵水劑進展［J］.油田化學(xué)，2010，27(3):346 －349.

［3］馬道祥，羅曉慧，張清軍，等.河南稠油油田淺薄層油藏防砂技術(shù)［J］.石油地質(zhì)與工程，2007，21(1):72 －74.