吳大康 趙立強 鄭建剛 陳 祥 段驍宸 陳愛軍 王 牧 陳代鑫

（1.中國石油長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅 慶陽 745400；2.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500）

0 引言

為補充油層能量和驅(qū)替原油，油藏往往會進行注水開發(fā)。然而，由于油層的非均質(zhì)性，注入水優(yōu)先順著高滲透流動通道（又稱優(yōu)勢流動通道）流動，導致出現(xiàn)水驅(qū)波及體積減小、驅(qū)油效率降低和油井過早見水等一系列問題[1-4]。注水開發(fā)油藏難以避免地會出現(xiàn)油井含水居高不下，尤其是在超前注水油藏中油井見水早，含水率高[5]。因此，油井堵水一直是注水開發(fā)油藏重點研究內(nèi)容。國內(nèi)油井堵水試驗最早始于1957年玉門油田，其后在大慶油田、大港油田、長慶油田以及塔里木油田等地也多有研究。

1 油井堵水技術分類

油井堵水模式發(fā)展出5大類，主要有區(qū)塊整體堵水、選擇性堵水、不同來水堵水、深部堵水和多種措施結合堵水。堵水技術也從機械堵水發(fā)展到化學堵水[6-8]，如圖1所示。機械堵水可分為機械式可調(diào)層堵水、液壓式可調(diào)層堵水、重復可調(diào)層堵水、遇油/水自膨脹封隔器堵水、水平井重復可調(diào)機械找水堵水、電控機械找水堵水以及水平井智能機械找水堵水?；瘜W堵水可分為聚丙烯酰胺堵水、交聯(lián)聚合物類堵水、水玻璃-氯化鈣類堵水、油基水泥漿類堵水、干灰砂類堵水、木質(zhì)素類堵水、凝膠類堵水和活化稠油類堵水。機械堵水應用在井筒，化學堵水應用在儲層內(nèi)部孔隙和裂縫。

化學堵水劑按其作用機理可分為選擇性堵水劑和非選擇性堵水劑。選擇性堵水劑作用機理：當油水在不同的通道中流動時，選擇性堵水劑可以堵塞水流通道而不會堵塞油道；當油水在同一通道流動時，選擇性堵水劑只能降低水相滲透率。非選擇性堵水劑作用機理：非選擇性堵水劑優(yōu)先進入高滲透區(qū)和裂縫，堵塞通道可能是水流通道，也可能是油流通道。Chen Lifeng等人[9]認為，選擇性堵水劑在油田的成功應用極其少，主要原因是投資回報率低、高溫高礦化度條件下效果差、易減產(chǎn)。選擇性堵水劑用于小孔道（如孔隙和微裂縫），堵水強度很低，一般小于0.1 MPa。與選擇性堵水劑相比，非選擇性堵水劑具有更高的封堵強度，適用于人工裂縫和天然大裂縫[1，10，11]。

圖1 油井堵水技術分類

2 合水區(qū)塊油井堵水技術優(yōu)選

合水區(qū)塊長8層油藏儲層以中-細砂巖為主，儲層巖性為灰綠色、褐灰色細粒巖屑長石砂巖。通過對區(qū)塊已完成的鉆探井、評價井及開發(fā)井油藏埋深進行統(tǒng)計，長81油藏埋深約1850 m，平均油層厚度13.0 m，地層溫度約55.3 ℃，原始地層壓力15.0 MPa，地溫梯度2.76 ℃/100 m，壓力系數(shù)0.81。長8油藏孔隙度集中分布在8%～12%，滲透率集中分布在0.1 mD～0.5 mD。

長8儲層孔、滲在平面上的分布與砂體的展布一致，即水下河道發(fā)育，砂層厚度大的區(qū)域孔隙度、滲透率相對高，而水下河道不發(fā)育，砂層厚度薄的區(qū)域孔隙度、滲透率相對低。

長8儲層夾層多以泥質(zhì)和鈣質(zhì)（物性）為主。泥質(zhì)夾層主要由泥巖組成，是河道切割或垂向疊置形成的間隙殘留泥巖，滲透性變差，測井曲線上反映為自然伽瑪值偏高，自然電位明顯回返，微電極曲線無幅度差；鈣質(zhì)夾層主要由河道切割疊置后在河道頂部位形成的鈣質(zhì)膠結帶，在測井曲線上主要表現(xiàn)為聲波值變低，電阻值升高。

區(qū)塊原油性質(zhì)較好，地面原油具有低密度、低粘度和低凝固點的特征。長8地層水為CaCl2型，pH值為6.0。長8儲層敏感性為弱速敏、弱水敏、弱鹽敏、弱酸敏、弱堿敏。

長8層屬于典型的低孔、低滲、低壓油藏，遂油藏工程設計中采取超前注水開發(fā)和壓裂后投產(chǎn)模式，開發(fā)井網(wǎng)為菱形反九點注采井網(wǎng)，井距400 m，排距100 m，多為直井或小斜度井，如圖2所示。目前，儲層最大主應力方位為NE40°～70°，部分油井壓裂投產(chǎn)后很快便開始見水，且產(chǎn)出液含水率迅速上升，這類井主要是圖2中所示的Px-2、Px-4、Px-6（其中，x為1、3、5）。油井打開層位僅為長8層，油層平均厚度約8 m，完井方式為套管射孔完井?；谠撎攸c分析可知，機械堵水措施不適用，只能采取化學堵水措施[10，12]?；陂L8層儲層特征和工藝要求，筆者進行了針對性研究，研制出相變堵水劑，剖析了相變堵水劑堵水工作原理，并在現(xiàn)場開展試驗。

圖2 合水區(qū)塊長8層注采井網(wǎng)示意圖

3 堵水技術難點

來水方向判斷難度較大，制定針對性的堵水方案難度較大：井組判斷來水方向的手段比較單一，動態(tài)驗證受注入水量、地層壓力及地面條件的限制，很難得出準確的認識；層內(nèi)依靠吸水剖面判斷見水層段，受分注調(diào)整、微裂縫發(fā)育及射孔方式等影響，很難得出準確的認識。

裂縫性儲層見水后油水井溝通，多數(shù)井口壓力大，堵水難度大：合水長8油藏高含水井中裂縫性水淹井有127口，部分井口壓力較高（5 MPa～8 MPa），因此對堵水工藝的注入能量、堵劑性能及封口堵劑強度、候凝時間都有較高要求。

油井堵水有效期短：受儲層流體、溫度、壓力及堵劑性能等因素影響，油井堵水有效期短。

400 m×100 m菱形反九點井網(wǎng)井距和排距較小，如何解決壓裂規(guī)模帶來的溝通注水井問題。超前注水開發(fā)油藏，地層能量充足，如何解決堵死注水井來水通道，動用側向資源的問題。壓裂裂縫、天然微裂縫均發(fā)育良好，如何解決選擇性堵縫，最大限度動用儲層的問題。堵水工藝如何實現(xiàn)定點堵水、遠端堵水、近端采油的問題。封堵材料如何滿足不受裂縫、微裂縫形態(tài)影響，不受地層溫度、地層壓力、地層流體影響，實現(xiàn)長期堵水的問題。封堵材料如何滿足封堵強度，實現(xiàn)二次轉向壓裂的問題。堵水工藝如何避免注水來水擾流，盡可能增加有效開采期的問題。

4 相變堵水劑研制

相變堵水劑由主劑、輔劑和調(diào)節(jié)劑組成，各藥劑在常溫下可長時間保存，主劑與輔劑比例為4∶1，調(diào)節(jié)劑用量依據(jù)儲層溫度和工藝要求決定。主劑是相變堵水劑的骨架，為長鏈結構小分子，分子結構中含有多個碳碳雙鍵和酯鍵。輔劑的分子結構中含有碳碳雙鍵，是1種烯類化合物。調(diào)節(jié)劑的分子結構中含有過氧鍵，可打開碳碳雙鍵和降低反應活化能，使得主劑與輔劑反應形成三維立體致密結構。如圖3所示，混合液受熱后，便從液體變成固態(tài)材料。將固態(tài)材料分別放置于40°、50°、60°和70°環(huán)境中，60 d后觀察其形態(tài)和測試其強度均未發(fā)生改變，證實固態(tài)材料可長時間存在于油層中。

圖3 相變堵水劑組成及相變過程示意圖

由于相變堵水劑相變過程受環(huán)境溫度和調(diào)節(jié)劑影響，精確掌握各因素作用下相變堵水劑相變規(guī)律，為油井堵水方案設計提供基礎參數(shù)。實驗采用單一變量原理，對不同溫度（40°和50°）、調(diào)節(jié)劑用量（0.5%、1.0%、2.0%、4.0%、6.0%和8.0%）下相變時間進行研究，實驗結果如圖4所示。當環(huán)境溫度恒定時，隨著調(diào)節(jié)劑用量的增加，相變時間明顯縮短；調(diào)節(jié)劑用量小于2.0%時，相變時間隨著調(diào)節(jié)劑用量的增加而快速下降；調(diào)節(jié)劑用量大于2.0%時，相變時間隨著調(diào)節(jié)劑用量的增加而緩慢下降。當調(diào)節(jié)劑用量恒定時，隨著環(huán)境溫度的增大，相變時間縮短。當調(diào)節(jié)劑用量大于2.0%后，環(huán)境溫度對相變時間的影響減弱。

圖4 相變時間與調(diào)節(jié)劑用量關系曲線

此外，結合相變堵水劑堵水施工工藝，分別考察了相變堵水劑與活性水、胍膠壓裂液之間的配伍性。按1∶1比例分別添加相變堵水劑與活性水、相變堵水劑與胍膠壓裂液于燒杯中，相變堵水劑與活性水及胍膠壓裂液不互溶，且位于下層。將燒杯放置于50°水浴鍋中4 h，實驗結果顯示上層為活性水或胍膠壓裂液，清澈透明，下層為相變后的相變堵水劑，證實相變堵水劑與活性水及胍膠壓裂液之間具有良好的配伍性。

5 堵水工作原理

未對油井采取堵水措施時，水順著裂縫或優(yōu)勢流動通道直接進入井筒（圖5（a）），導致油井含水居高不下，水驅(qū)效果差。對油井采取堵水措施后，相變堵水劑堵水工作原理是[6]將液態(tài)的相變堵水劑泵入裂縫或優(yōu)勢流動通道中，相變堵水劑是溫度敏感材料，受儲層溫度作用發(fā)生相變，從而由液態(tài)變成固態(tài)材料，對裂縫或優(yōu)勢流動通道實現(xiàn)封堵，改善水驅(qū)流動剖面（圖5（b）），增大水驅(qū)波及體積，最終表現(xiàn)為油井產(chǎn)油量增加，產(chǎn)水量降低。

合水區(qū)塊長8層油井是壓裂后投產(chǎn)，針對該情況，相變堵水劑堵水工藝流程分3步：1） 以一定壓力泵注少量活性水壓裂液，開啟前期人工裂縫，但要避免壓開新裂縫。2） 泵注相變堵水劑，要求相變堵水劑在井筒中不會發(fā)生相變，在裂縫中能及時相變。3） 泵注過量頂替液，將井筒中的相變堵水劑推進裂縫，推進距離由頂替液量決定。此外，頂替液黏度應大于相變堵水劑黏度，以減輕黏性指進的影響。

6 堵水技術思路

在對應受效注水井關停情況下，大部分高含水井仍然持續(xù)高產(chǎn)水，嚴重影響油井產(chǎn)量，分析認為基于儲層條件、構造相近，且鄰井產(chǎn)量高而穩(wěn)，該類井具備措施潛力，采用深部堵水工藝，實現(xiàn)有效控水增油效果。

高導流填砂裂縫導致水竄，凝膠、微粒等堵水工藝難以滿足該類井堵水后轉向壓裂強度要求，為了提高堵水效果，簡化施工程序，降低施工風險，同時試驗新工藝，該次深部堵水擬采用溫度響應相變堵水工藝。

壓裂投產(chǎn)后生產(chǎn)一段時間，裂縫已經(jīng)閉合，為使相變堵水劑主要進入高導裂縫出水通道，首先以高擠胍膠基液張開裂縫（施工壓力﹥閉合壓力），為相變堵水劑進入高導裂縫或大孔道提供有利的通道。

考慮該類井采用轉向壓裂造非平面縫，為了實現(xiàn)有效堵水，采用近縫口堵水工藝，同時為讓油井仍有一定產(chǎn)量，且避免后續(xù)作業(yè)再次壓開已封堵通道，采用過頂替相變堵水劑。

地層溫度低，注液過程中縫內(nèi)溫度會更低，尤其是近縫口溫度降低幅度最大，為實現(xiàn)封堵段內(nèi)有效液固相變，采取動態(tài)加入相變調(diào)節(jié)劑化學輔助。依據(jù)以往基礎研究和本區(qū)前期堵水實施經(jīng)驗設計施工方案。

7 現(xiàn)場試驗

在合水區(qū)塊板X2-41油井進行了相變堵水現(xiàn)場試驗，板X2-41井在開發(fā)井網(wǎng)中所處位置與圖2中所示的P3-4井位置一致。板X2-42、板X4-40、板X0-42和板X6-40注水井分別對應圖2中所示的I2-2、I4-2、I2-1和I4-3注水井。2018年12月23日，板X2-42、板X0-42和板X6-40井開始注水，2019年7月22日，板X4-40井開始注水，屬于超前注水開發(fā)油藏。板X2-41井投產(chǎn)初期產(chǎn)液量5.3 m3/d，含水率52%，投產(chǎn)后短時間內(nèi)含水急劇上升至98%，并一直居高不下。于是采取相變堵水劑堵水技術。

根據(jù)堵水工藝原理，將注入液按3個段塞，分別注入活性水壓裂液、相變堵水劑和頂替液?；钚运畨毫岩号帕繛?.5 m3/min～3.0 m3/min，在超過閉合壓力下，充分張開填砂裂縫，為后續(xù)段塞進入提供通道；相變堵水劑優(yōu)先進入高滲填砂裂縫（出水帶），以達到有利封堵目的，其排量為1.0 m3/min～2.0 m3/min；頂替液排量為1.0 m3/min～2.0 m3/min，注入壓力和排量略低于前段相變堵水劑注入壓力和排量，作用是將相變堵水劑頂?shù)侥康奈恢谩６滤┕ず?，油井產(chǎn)液量下降至2.2 m3/d，含水率下降至9%，含水率降低幅度達到89%。

圖5 相變堵水劑堵水工作原理圖

目前，相變堵水劑堵水技術已在合水區(qū)塊長8層應用4井次，成功率高達100%，降水增油效果顯著。

8 結論

基于長8層儲層特征和油井堵水工藝要求，筆者進行針對性研究，研制出相變堵水劑，并在現(xiàn)場開展試驗，得到如下結論：1）研制的相變堵水劑具有逆溫相變特征，充分利用施工過程中儲層溫度場的變化來實現(xiàn)液-固相態(tài)的轉變。2）儲層溫度越高，調(diào)節(jié)劑用量越多，相變堵水劑相變時間越短，此外，相變形成的固態(tài)材料物理化學性質(zhì)穩(wěn)定，能長時間發(fā)揮作用。3）油井堵水工作原理主要是依靠堵水劑封堵優(yōu)勢流動通道，從而改變注入水或地層水流動，擴大水驅(qū)波及體積。4）現(xiàn)場試驗證明相變堵水劑起到了堵水作用，降水增油效果明顯，值得進一步推廣應用。