王潛龍, 陳志剛, 劉金森, 曾小敬, 胡佳杰, 艾健強(qiáng)

(1西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院 2長(zhǎng)慶油田分公司第八采油廠工藝所 3 長(zhǎng)慶實(shí)業(yè)集團(tuán)有限公司 4中石油青海油田采油五廠工程技術(shù)室)

靖安油田大路溝二區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的中北部，主力油層為長(zhǎng)6油層組，儲(chǔ)集砂體為三角洲前緣亞相沉積，巖心分析結(jié)果表明，平均孔隙度為12.51%，平均滲透率為0.918 mD，為典型的低孔低滲透油藏。該油藏底水和裂縫發(fā)育，單井產(chǎn)量低，低產(chǎn)低效井多，采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，按照超前注水方式投入開(kāi)發(fā)，油田綜合含水率為64.1%，含水率上升已成為影響自然遞減的主要因素[4]。油井堵水迫在眉睫。目前油井堵水技術(shù)不成熟，主要采用凝膠加水泥封口方式堵水，凝膠易破膠，不能封堵裂縫通道；水泥流動(dòng)性差，只能近井地帶封堵，凝固后體積收縮，容易被水稀釋?zhuān)傮w堵水效果差。

一、復(fù)合樹(shù)脂堵水體系室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

針對(duì)以上問(wèn)題本文開(kāi)發(fā)了水溶液固化樹(shù)脂，該新型復(fù)合樹(shù)脂堵水體系進(jìn)入地層后優(yōu)先走水流優(yōu)勢(shì)通道，封堵底水和注入水流優(yōu)勢(shì)通道。該體系具有流動(dòng)性好，固化前黏度只有10 mPa·s，易于實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)半徑封堵；還具有直角稠化特性，可以封堵高壓水層；固化后油水不溶，為永久性封堵材料，固化后體積膨脹30%，封堵強(qiáng)度大，有效期長(zhǎng)，可以顯著提高投入產(chǎn)出比，以下對(duì)該體系影響因素進(jìn)行了評(píng)價(jià)，并優(yōu)選出適合井溫90℃以下油藏的堵水配方。

1. 樹(shù)脂濃度對(duì)堵劑稠化的影響

因樹(shù)脂遇水凝固后為高彈性固體，有較強(qiáng)的形變能力，用壓力實(shí)驗(yàn)機(jī)無(wú)法評(píng)價(jià)其強(qiáng)度差異。參照吳均[1]實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)，用帶小縫的活塞實(shí)驗(yàn)缸，在不銹鋼活塞筒底部設(shè)計(jì)兩條一定寬度的小縫，通過(guò)手搖泵向活塞缸加壓，推動(dòng)活塞擠壓彈性凝固體。凝固體逐步壓縮進(jìn)入小縫，當(dāng)擠壓力超過(guò)一定值后，凝固體就破裂進(jìn)入小縫突出缸外，這個(gè)壓力值作為評(píng)價(jià)凝固體強(qiáng)度值堵劑從割縫中被緩慢勻速擠出的穩(wěn)定壓力定義為突破壓力pt。堵劑體系在割縫中突破后，壓力下降到的最后穩(wěn)定壓力定義為穩(wěn)定壓力pw。不同樹(shù)脂濃度固結(jié)強(qiáng)度測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 不同樹(shù)脂濃度固結(jié)強(qiáng)度測(cè)試數(shù)據(jù)表

隨著濃度增加，樹(shù)脂固結(jié)強(qiáng)度呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。樹(shù)脂濃度增加到15%的時(shí)候，固結(jié)強(qiáng)度已經(jīng)滿足堵水要求?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用可根據(jù)經(jīng)濟(jì)性能要求、出水情況及含水量大小適當(dāng)調(diào)節(jié)樹(shù)脂濃度。本文室內(nèi)實(shí)驗(yàn)所取樹(shù)脂濃度均為20%。

2. 溫度、調(diào)節(jié)劑濃度對(duì)堵劑稠化的影響

樹(shù)脂溶液采用調(diào)節(jié)劑來(lái)控制固化時(shí)間，實(shí)驗(yàn)中調(diào)節(jié)劑按不同濃度加入樹(shù)脂水溶液中。將堵液分別裝入燒杯中,密封后置于70℃的水浴箱中,定時(shí)觀察堵劑凝固情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖l。

圖1 不同溫度、調(diào)節(jié)劑濃度下固化曲線

由圖1可以看出，樹(shù)脂固化受溫度、調(diào)節(jié)劑雙因素影響。溫度升高、調(diào)節(jié)劑濃度加大可以加速堵劑固化。在現(xiàn)場(chǎng)配液時(shí)結(jié)合井溫、調(diào)節(jié)劑濃度來(lái)優(yōu)化配方，保障樹(shù)脂堵劑能進(jìn)入地層深部，同時(shí)又能有效封堵高含水層段，確保堵水成功。

3. pH值對(duì)堵劑稠化的影響及特征

在室內(nèi)配制成樹(shù)脂濃度為20%、調(diào)節(jié)劑濃度0.004%的堵液，調(diào)節(jié)成不同pH值的試樣。加溫到70℃，用OWC-2250常壓稠化儀測(cè)Bc，測(cè)試2 h，結(jié)果如圖2。

圖2 不同pH值下堵劑稠化曲線

圖3 pH值為7時(shí)堵劑稠化曲線

由圖2看出，當(dāng)pH值小于6、大于8時(shí)，樹(shù)脂堵劑基本不凝固；當(dāng)pH值在6～8范圍內(nèi)時(shí)，堵劑完全凝固。由圖3可以看出樹(shù)脂堵劑具有明顯的直角稠化特征。因此，在地面配制堵液時(shí)，將pH值控制在6～8。

4. 礦化度對(duì)堵劑性能的影響

在室內(nèi)配制成樹(shù)脂濃度為20%的堵液，氯化鈉含量分別30 000 mg/L、60 000 mg/L、90 000 mg/L、120 000 mg/L、150 000 mg/L，鈣離子、鎂離子分別取5 000 mg/L，將試樣分別置于70℃的恒溫箱中，觀察堵劑的凝固情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖4，由圖4看出礦化度對(duì)堵劑的凝固基本沒(méi)有影響。

圖4 堵劑稠化曲線

通過(guò)以上室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，針對(duì)井溫低于90℃油藏優(yōu)化后的體系配方為：樹(shù)脂濃度20%、調(diào)節(jié)劑濃度0.004%、pH值6～8。

二、羅21-35井歷史措施及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

羅21-35井屬靖安油田大路溝長(zhǎng)6油藏采油井，該井區(qū)原始地層壓力11.5 MPa，油藏儲(chǔ)層敏感性成弱速敏、弱酸敏，該區(qū)破裂壓力28.0 MPa，完鉆井深1 563.6 m，井溫60℃左右，試油階段：日產(chǎn)油17.34 t，日產(chǎn)水0 m3。

2007年7月投產(chǎn),生產(chǎn)層位：長(zhǎng)611、長(zhǎng)612，油層厚度28.7 m，射開(kāi)厚度12 m；2008年2月含水上升；2008年8月隔采長(zhǎng)611層后日產(chǎn)油由1.5 t上升到2.3 t,含水由82.81%下降到76.04%，后期含水上升；2011年10月對(duì)應(yīng)注水井羅20-34實(shí)施化學(xué)調(diào)剖后該井含水由90.00%下降到73.61%，日產(chǎn)油由0.7 t上升到1.6 t；2012年10月對(duì)應(yīng)注水井羅20-34再次實(shí)施化學(xué)調(diào)剖后該井日產(chǎn)液由7.1 m3下降到4.6 m3，日產(chǎn)油由1.6 t下降到0.9 t，含水由73.65%上升到76.74%；目前該井日產(chǎn)液4.46 m3，日產(chǎn)油0.23 t，含水94.84%。

羅21-35井對(duì)應(yīng)4口注水井連通性見(jiàn)圖5。

通過(guò)連通性和示蹤劑分析，羅21-35井受羅22-36、羅20-36兩口注水井及長(zhǎng)612底水影響，來(lái)水復(fù)雜，需要對(duì)長(zhǎng)612底水及注入水優(yōu)勢(shì)通道封堵。封堵底水需要堵劑具備直角稠化特征；封堵注入水優(yōu)勢(shì)通道需要堵劑流動(dòng)性好，封堵半徑長(zhǎng)。新型復(fù)合樹(shù)脂堵水體系具有以上特征，可以滿足來(lái)水復(fù)雜情況下的封堵需求。

圖5 靖安油田大路溝二區(qū)羅21-35井柵狀

三、復(fù)合樹(shù)脂堵水體系現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

1. 用量設(shè)計(jì)

主體段塞堵劑用量經(jīng)驗(yàn)公式：

V=2(abh+rbhΦ)

(1)

式中：a—縫寬,mm；b—縫長(zhǎng),m；h—砂厚,m；Φ—孔隙度,%；r—濾失半徑,m。該井油層厚度28.7m, 平均孔隙度12.06%，設(shè)計(jì)主體段塞堵劑用量60 m3。

2. 現(xiàn)場(chǎng)施工

現(xiàn)場(chǎng)采用三段式施工，第一段低排量2 m3/h的速度注入聚合物和復(fù)合有機(jī)鉻交聯(lián)劑，目的是隔離和降低地層濾失，為復(fù)合樹(shù)脂體系進(jìn)入高含水出水層段做鋪墊；第二段塞是樹(shù)脂堵水體系的主體段塞，將60 m3的復(fù)合樹(shù)脂體系大排量8 m3/h的速度注入并到達(dá)高含水出水層段，不斷增大作用半徑，進(jìn)行封堵高含水出水層段，關(guān)井候凝24 h；第三段塞酸化返排，解除近井地帶表皮系數(shù)，改善油層滲透性。

3. 措施效果分析

堵水酸化前羅21-35井日產(chǎn)液4.46 m3，日產(chǎn)油0.23 t，含水94.84%，堵水酸化后平均日產(chǎn)液2.29 m3，前六個(gè)月平均日產(chǎn)油0.99 t，平均日增油0.76 t，增幅330%，含水56.41%，降幅40.52%；第七個(gè)月開(kāi)始進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，平均日產(chǎn)油1.45 t，平均日增油1.22 t，增幅530%，含水37.70%，含水降幅60.24%，效果顯著，措施前后生產(chǎn)對(duì)比圖見(jiàn)圖6。新型復(fù)合樹(shù)脂堵水方案為油田高含水后期開(kāi)發(fā)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)提供了新的解決方案。

圖6 羅21-35井措施前后生產(chǎn)柱狀圖

四、結(jié)論

(1)本文開(kāi)發(fā)研制出了一套新型復(fù)合樹(shù)脂堵水體系，進(jìn)行了室內(nèi)影響因素評(píng)價(jià)，該體系的水溶液具有流動(dòng)性好，封堵半徑長(zhǎng)，凝固時(shí)間可調(diào)，凝固后體積膨脹大，封堵強(qiáng)度高，且有直角稠化特征。

(2)針對(duì)90℃以下井溫油藏，本文優(yōu)選出了最佳配方，建立了新型復(fù)合樹(shù)脂堵劑注入量計(jì)算模型，優(yōu)化了注入?yún)?shù)。

(3)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，采用注入水配制，注入摩阻小、注入壓力低，施工安全，該體系同時(shí)封堵底水和注入水優(yōu)勢(shì)通道，降水增油效果顯著，實(shí)現(xiàn)了該井長(zhǎng)期穩(wěn)油控水。

(4)該技術(shù)適用于壓裂、注水開(kāi)發(fā)且存在注入水優(yōu)勢(shì)通道及含底水復(fù)雜油藏，投入產(chǎn)出比高，為該類(lèi)油藏開(kāi)發(fā)后期高含水油井治理提供了一套完整解決方案。