脲醛树脂堵水新技术

吴 均路海伟杨 昊彭 通冯建松赵 颖

（1.冀东油田公司钻采工艺研究院，河北唐山 063000；2.冀东油田公司陆上作业区，河北唐山 063000）

脲醛树脂堵水新技术

吴 均1路海伟1杨 昊1彭 通1冯建松2赵 颖2

（1.冀东油田公司钻采工艺研究院，河北唐山 063000；2.冀东油田公司陆上作业区，河北唐山 063000）

针对油水井实施堵水过程中难以准确控制用量、堵剂浪费大、施工风险高的问题，开展了溶液类堵剂、固相颗粒复合堵水体系研究。在堵水剂挤注过程中固相颗粒不断滤失封堵，自动调整进液通道，最终实现均匀、整体封堵。通过对脲醛树脂在稠化、固相填料两方面的系统研究，形成了脲醛树脂为主体的新型堵水剂。应用中针对不同封堵要求，调整不同稠化及填料质量分数，实现深部处理与炮眼封堵的一体化无缝处理；堵剂挤注压力完全控制在安全范围内并可顺利顶替到位，直接关井候凝，大大降低了施工风险，技术优势明显，取得了较好的矿场应用效果。

脲醛树脂；堵水；增稠；固相颗粒

堵水技术中大部分都涉及封近井炮眼问题，这是决定措施成败的关键。技术难点在于：一是堵剂性能难以适应不确定的储层孔、渗状况及差异，堵得住一般进不深，进入深就堵不住口；二是堵剂用量不易控制，现场实施一般以挤注压力决定施工进程，封堵成功一般都是中途起压，堵剂过量，往往是非少就多；三是施工风险大，挤注不到位就必须立即放压洗井，以保证管柱安全，放压会对封堵效果产生致命的影响，这是一对难以调和的矛盾。

矿场实施中以确保炮眼封堵为重点，基本上都采取在层段表面形成一定厚度的高强度且渗透性极低的滤饼实现封堵的方式，如油井水泥类堵剂，其优点是简单、快速，缺点是易失效、不耐酸碱、施工风险大、套损机率大。真正实现中深部封堵和表面浅堵一体化的堵水技术应用成功例子较少，是堵水技术一直以来研究的方向。

脲醛树脂堵水剂未固化前为黏度较低的均质溶液。油井堵水时，把配制好的树脂堵水剂泵入目的井段，在地层温度下发生化学反应固化，实现封堵目的。储层孔隙在平面及纵向渗流能力都存在较大的差异，表现为具有不同的过流能力，而均质溶液总是沿最小流动阻力方向推进，结果必然是局部指进，不能较均匀地进入要封堵部位的所有孔隙，无法实现整体封堵。这是制约脲醛树脂类流体堵剂在油井堵水方面应用的瓶颈，是多年来一直未能在油田开发中得以推广应用的主要原因。

脲醛树脂堵水新技术以合成脲醛树脂中间体为基液，加入独特的增稠材料和可变形的固相颗粒，对树脂溶液进行稠化增黏同时充填一定浓度固相，混配成较稳定的可流动混合体。堵水剂挤注过程中固相颗粒在地层孔隙中不断滤失封堵，自动调整进液通道，实现均匀、整体封堵。

1 脲醛树脂堵水剂

针对脲醛树脂溶液在堵水技术上的缺陷，确定了调节体系黏度、添加合适填料两个方向进行研究。树脂固化易受组分质量分数、液体环境、化学调节剂等的影响。因此，适当的固化时间控制，增稠剂、充填剂选择的研究尤为重要［1］，难度也较大。

1.1 固化时间控制

表1为不同固化剂加量和固化时间关系实验结果。50～95℃条件下，加量0～0.35%，固化时间最短12 min，最长近20 h，不同温度下脲醛树脂堵剂固化时间可控性强，固化后强度全部大于15 MPa。堵剂固化时间随质量分数的增加直线上升，而堵剂固化后的强度与固化剂用量的关系不大，现场应用时可根据封堵深度和施工时间进行调节［2］。

表1 堵剂固化剂加量和固化时间的关系

1.2 体系黏度调节

增稠剂对堵剂黏度影响较大。图1为增稠剂加量与体系黏度关系曲线，加量越大，黏度越大并有加剧上升的趋势，当加量足够大时黏度可以达到10 000 mPa·s以上，处于半流动状态。现场应用时可根据技术要求进行调节，黏度可以控制在30 mPa·s到10 000 mPa·s间任意值。高的黏稠性使体系的悬浮稳定性、均匀注入能力、固结体稳定性得到较大的提升。

图1 增稠剂加量对体系黏度影响

1.3 固相颗粒对封堵能力的影响

脲醛树脂基液在注入填砂管过程中基本没有压力显示。图2是加入不同质量分数、粒径的固相颗粒后的堵剂注入实验曲线。加入固相颗粒后的堵剂在注入过程中，由于固相颗粒侵入孔隙，增大了固相颗粒与孔壁的附着面积，并在注入压差作用下使得固相颗粒封堵孔隙喉道更为有效［3］，压力迅速上升，出口堵剂流出量不断减少并完全断流。图2中实验对比结果说明，固相颗粒对堵剂封堵能力影响较大，高质量分数比低质量分数的封堵能力强；大粒径（400目）比小粒径（800目）的封堵能力强。

图2 固相颗粒对封堵能力的影响

2 应用实例

2.1 31-X3214井新型脲醛树脂先期堵底水试验

该井的32#层为底水油层，深度2 861.6～2 876.4 m，顶油4.2 m，底水10.6 m。生产层段固井质量不合格，为防止投产后水窜，对该层油水界面位置进行“打隔板”化堵。共挤注新型脲醛树脂堵剂24 m3，分3个不同段塞，最后封口压力28 MPa，全部挤注到位，直接关井候凝。施工曲线见图3。

图3 NP31-X3214树脂堵水施工曲线

作业钻塞后试验合格，投产后无水产油期较同类油层延长4个多月，有效期1年以上，效果显著。

2.2 101X28井先期封窜试验

该井目的层及以上井段固井质量不合格，试油前需对试油层段上下水层进行打隔板封堵，射孔井段2 921.4～2 922.4 m，2 898.8～2 899.8 m，采用新型脲醛树脂堵剂进行打隔板封窜施工。共注入堵剂12 m3，最高压力18 MPa。作业钻塞合格，投产后生产效果较好，封窜有效。施工曲线见图4。

图4 NP101X28树脂堵水施工曲线

3 应用效果分析

3.1 低压挤注

脲醛树脂堵水剂增稠后具有较强的携带固相颗粒作用，而固相颗粒在一定的挤注压力下容易破碎变形。依靠固相颗粒在油藏岩石孔隙和喉道中运移、封堵、弹性变形（或破碎）、再运移、再封堵来不断地调整堵剂注入通道，实现了在较低的挤注压力下，达到较高的封堵成功率［4］。

矿场试验情况统计来看（表2），不管是在高渗或中低渗地层中，挤注堵剂过程中爬坡压力一般在3～6 MPa，最后都能按设计顺利顶替到位，未出现过中途超压情况。一方面说明了堵剂优越的挤注性能，大大降低了施工风险，另一方面体现了对不同物性储层的良好的适应能力。堵剂的这种特性可以实现有把握地“注得进、堵得住”，避免了堵水措施中普遍存在的堵剂量非“少”就“多”，施工压力非“低”就“超”的难以掌控的技术难题。

表2 几口实施脲醛树脂堵水井基本数据

3.2 直接关井候凝

如何实现有效封堵和井筒管柱安全是一直以来难以两全的技术难题。封堵近井及炮眼最常采用水泥类堵剂，配制高固相含量（大于70%）的浆液挤注，在井口或井筒所能承受的最高压力下在井壁形成滤饼封堵。浆液的残余量难以预测，高压挤注后需要立即放压洗井，实施成功率相对较低，施工管柱易卡，风险较大。

新型脲醛树脂堵剂可以实现按设计量完成挤注，顶替到位，不洗井直接关井侯凝，确保封堵效果。表3为脲醛树堵水新技术应用情况，不同物性和不同措施目的的井实际用量和设计用量基本一致（实际用量是指实际挤注入井的堵剂量），而压力不超，说明全部井都实现了堵剂的顺利挤注，并成功顶替到位。

3.3 不同处理半径及炮眼封堵一体化

封窜或打底水隔板需要对目的段进行深部处理，油井水泥类堵剂因进入能力差，无法满足要求。选择纯流体性的化学堵剂（如冻胶、沉淀类堵剂等）虽然易于进入地层，但基本上是一种不均匀推进，无法对近井及炮眼实现整体封堵。两者结合使用，在近井又存在一个接触界面，因两种体系相互影响，在界面必定存在一个窜流通道，导致堵水无效。

脲醛树脂堵水新技术采用不同黏度、不同固相颗粒质量分数的堵剂段塞组合连续注入，前期注入不加固相颗粒或颗粒质量分数低的段塞，对地层较深部位固化封堵；后续较高颗粒质量分数段塞在近井自动调整转向，整体推进封堵。所有段塞基液都为脲醛树脂溶液，实现了对地层深、浅部位封堵一体化，并能按不同技术要求进行任意调节。

表3 脲醛树脂封堵井现场施工参数对比

3.4 易于钻塞，施工有效率高

水泥类堵剂固结后硬度大、脆性小，钻塞慢。尤其是大套管或斜井在水泥挤封后因环空间隙大、管柱不居中，钻屑上返慢易卡钻；管柱弯曲严重，无法有效提高钻压，钻塞难度较大。矿场实施过程中经常出现多次返工或挤封后钻塞无进尺的问题，影响油井生产。

表4统计了几口井应用脲醛树脂堵水新技术后钻塞情况。封堵后无论大小套管，不同井深，钻塞时间都在5 h以内，最短2 h，一般3～4 h，差异不大，整体钻塞耗时短，作业效率高；钻速较快，一般在30～50 m/h，是钻水泥塞的7倍以上。原因有二：一是因脲醛树脂相对密度较低，钻屑携带性好，易于上返；二是脲醛树脂固化体脆性大，可钻性强。脲醛树脂堵水新技术的良好可钻性不仅缩短了作业周期，而且解决了一些特殊井型（如大套管、大斜度、水平井等）堵水有效率低、钻塞困难的技术难题。

表4 井筒内堵剂塞钻冲情况

4 结论

（1）脲醛树脂堵水新技术解决了液体堵剂炮眼封堵难题，具有流体化学堵剂及强封口堵剂的双重优势，可以满足打隔板、封窜等措施中对中深部封堵和近井、炮眼封堵一体化无缝连接的技术要求。

（2）对不同物性的地层有较强的适应性，能实现较高压力下稳定注入，整体推进，高效封堵。

（3）该堵剂施工安全系数高，挤注后可以不洗井、不动管柱直接关井反应。

（4）可以广泛用于封层（实施不保护酸化、大套管）、循环二固、中深部堵水（堵底水、层内堵水）、封窜、套变井堵水等措施。

［1］张文玉.改性脲醛树脂堵水技术研究与应用［J］.石油天然气学报，2006，28（6）：133-135.

［2］王雷，赵立强，刘平礼，等.耐酸高强度改性树脂堵剂的室内评价［J］.地质科技情报，2005，24（2）：109-112.

［3］贾晓飞，雷光伦，李会荣，等.孔喉尺度弹性微球运移封堵特性研究［J］.断块油气田，2010，17（2）：219-221.

［4］黄立新，张光明.固相颗粒封堵孔隙喉道的机理研究［J］.江汉石油学院学报，1996，21（2）：41-42.

（修改稿收到日期 2014-05-08）

〔编辑 景 暖〕

New technology for water plugging with urea-formaldehyde resin

WU Jun1,LU Haiwei1,YANG Hao1,PENG Tong1,FENG Jiansong2,ZHAO Ying2
（1.Drlling and Production Techology Research Institute,Jidong Oilfield Company,Tangshan063000,China;2.Jidong Oilfield Company Onshore Operation Area,Tangshan063000,China）

In view of such problems as difficulty in controlling the amount of plugging agents,large waste of the agents and high risks in the process of water plugging in oil/water wells,was research was carried out on composite water plugging system composed of solution-type plugging agents and solid particles;when injecting the water plugging agents,the solid particles in its constantly filtrated out and pluged the water,automatically adjusted its inlet pathways and finally realized even and overall plugging.After systematic study on urea-formaldehyde resin in terms of thickening and solid packing,we developed a new water plugging with urea-formaldehyde resin as the major component.For different plugging requirements,we can adjust the different thickening and packing concentration and realized the seamless plugging integrating deep treatment and perforation plugging.The injection pressure for plugging agent is completely controlled within a safe range and can successfully displace to the desired location,then we can directly shut in the well and wait for setting,which can greatly reduce the operation risks.This technology has many merits and works effectively in the fields.

urea formaldehyde resin;water plugging;thickening;solid particles

吴均，路海伟，杨昊，等 .脲醛树脂堵水新技术［J］.石油钻采工艺，2014，36（4）：105-108.

TE39；TE358.3

：B

1000–7393（2014）04–0105–04

10.13639/j.odpt.2014.04.026

吴均，1972生。1991年毕业于重庆石油学校油田化学专业，一直从事采油化学技术研究与应用工作。电话：0315-8768036，E-mail：wujun188@petrochina.com.cn。