段塞式堵水封窜技术在塔河油田的应用

尹晓静，张凤彩，温栋良

(中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132)

塔河油田碳酸盐岩油藏是底水能量的缝洞型油气藏，平面上表现为叠合连片含油、不均匀富集的特征，纵向上基质渗透率低，裂缝、溶洞发育，且为主要的储油空间和流动通道。开发过程中由于底水锥进或沿高角度裂缝窜进，导致大量油井含水快速上升，高含水已成为制约油井高效开发的主要因素之一。

由于碳酸盐岩油藏非均质性强，常规选择性堵剂难以封堵，主要选用水泥堵剂［1］。在封堵碳酸盐岩强漏失超深井方面，塔河油田传统上主要采用架桥堵漏材料前置水泥、硅酸盐沉淀凝胶前置水泥、石灰乳前置水泥、复合水泥段塞、超低密度水泥重力法封堵等，但实际应用效果较差［2］。因此，针对塔河油田高温高矿化度强漏失超深井封堵难题，在施工工艺上采用段塞式深部堵水封窜技术思路，先用高温凝胶做为前置段塞，对地层深部水窜通道和裂缝进行预充填及深部封堵，再利用高温堵漏剂做为封堵段塞，在油水界面形成隔板，深部封堵水窜通道，再用纳米堵水封窜剂做为封口段塞，阻止底水通过井筒窜流，延长堵水有效期［3］。

1 前置段塞堵剂配方的优化

前置段塞的主要作用是对地层严重漏失亏空层段、深部水窜通道和裂缝进行预充填及深部封堵，堵剂通常主要由硅酸钠、无机纳米活化剂HJYS、缓凝剂YJ等组成。

1.1 硅酸钠

选用的硅酸钠含量为35%～42%，无机纳米活化剂HJYS加量(质量分数，下同)0.4%，缓凝剂YJ加量0.2%，配液后置于70℃下恒温养护，考察硅酸钠加量对凝胶强度的影响，结果见表1。

表1 硅酸钠加量对凝胶强度的影响

由表1可知，硅酸钠加量小于1.5%时，不成胶，凝胶强度较弱;加量达2.0%时成胶性较好，但随着加量增加，凝胶强度增加幅度逐渐减小;加量大于10.0%后，对凝胶强度影响不大。因此，硅酸钠加量以2.0%～10.0%为宜。

1.2 活化剂HJYS

固定其他条件，硅酸钠加量为2.0%，考察活化剂HJYS加量对凝胶强度的影响，结果见表2。

表2 活化剂HJYS加量对凝胶强度的影响

从表2看出，活化剂HJYS加量小于0.2%时，凝胶强度太弱;加量达0.4%时，成胶性较好，但随着加量增加，凝胶强度基本不变;加量大于1.2%时，凝胶强度呈下降趋势。因此，活化剂HJYS加量以0.4%～1.0%为宜。

1.3 缓凝剂YJ

固定其他条件，活化剂HJYS加量为0.4%，分别在60，110℃下恒温养护，考察缓凝剂YJ加量对成胶时间的影响，结果见图1。

图1 在60，110℃下成胶时间与缓凝剂YJ加量的变化曲线

由图1可知，缓凝剂 YJ加量为0.1%～2.4%时，在60℃下，成胶时间在150～560 min间可调;温度调至110℃，成胶时间在80～320 min间可调。实验表明，缓凝剂YJ对凝胶成胶时间具有很好的延迟作用，综合考虑温度、现场配制等因素，缓凝剂YJ加量以0.2%～2.0%为宜。

2 封堵段塞配方的优化

2.1 堵漏剂类型

选用常见的堵漏剂 NPA、KS、CS与活化剂HJYS进行配伍性试验，堵漏剂加量40%，HJYS加量0.4%，在110℃下恒温，分别测定其初凝时间及析水率，结果见表3。

表3 不同堵漏剂对初凝时间及析水率的影响

从表3看出，堵漏剂NPA具有初凝时间较长，且析水率小的优点，因此，选用堵漏剂NPA为主剂，作为高温堵漏剂。

2.2 堵漏剂NPA加量

活化剂HJYS加量为0.4%，分别取不同加量的NPA与HJYS进行配伍试验，20℃下分别测定初凝时间和析水率，结果见图2。

图2 堵漏剂NPA对初凝时间和析水率的影响

由图2可知，当堵漏剂NPA加量小于40%时，初凝时间较短;当NPA加量大于80%时，初凝时间长，但析水率增加。综合考虑，NPA加量以40%～80%为宜。

2.3 封堵段塞堵剂的抗压性能

按最佳配方配制封堵段塞堵剂，分别置于110，120℃水浴中养护48 h后脱模，在压力试验机上测试抗压强度，结果见表4。

表4 封堵段塞堵剂的抗压性能

从表4看出，封堵段塞堵剂的抗压强度随温度升高而增加，110，120℃下抗压强度均大于15 MPa，说明封堵段塞堵剂具有较高的抗压强度，能满足施工工艺的要求。

3 现场试验及应用效果

该技术在2011年投入现场实施后，在新疆塔河油田高温高矿化度强漏失超深井现场试验9口井，施工后工艺成功率100%。年平均单井阶段累计增油 759.1 t，阶段累计降水 1 044.8 m3，阶段累计增注11 640 m3，取得了较好的封堵措施效果。

TK745井:该井酸压投产初期自喷生产，日产油160 t，不含水。2005年5月31日油井突然见水，逐级下调油嘴至3.5 mm控制生产，初期控水效果较好，但产油量呈明显下降，稳定在40 t。2007年9月含水呈台阶状上升趋势，井口产液下降至20 t/d，日产油12 t/d，含水40%。

2007年10月该井进行产液剖面测试，结果显示，5 559～5 564 m 微产水2.3 t，5 603～5 610 m 日产油21 t，5 630～5 637 m 主产水17 t，2007 年10月25日实施普通堵水技术(水泥段塞5 612 m)，酸化后采用4 mm油嘴控制自喷生产，井口压力、产液缓慢下降，井口取样含水在25%内波动变化。

2011年6月8日再次进行产液剖面测试，结果显示5 600～5 617 m为油水产出段，产油15 m3/d，产水63 m3/d;5 620～5 630 m为主要产水段，产水11 m3/d。分析该井产层上部油水同出，产出水主要来自下部水体，决定对该井5 555～5 680 m井段挤注纳米堵漏剂(控制塞面5 580 m)封堵出水裂缝，达到降低含水的目的。2011年6月对该井采用段塞式深部堵水封窜技术，累计挤注纳米堵剂150 m3，施工后井筒试压15 MPa，30 min压降为0，试压合格。措施后，产油由施工前5.81 t/d增至48.62 t/d，含水由 62.74% 降至 0，最高产油量达57.4 t/d，年累计阶段增油 5 159.44 t。

4 结论

1)优化了前置段塞堵剂配方:硅酸钠加量2.0%～10.0%，活化剂 HJYS 加量 0.4%～1.0%，缓凝剂 YJ加量 0.2%～2.0%;封堵段塞堵剂选择堵漏剂NPA作为主剂，适宜的加量为40%～80%。110，120℃下封堵段塞堵剂抗压强度均大于15 MPa，能满足施工工艺的要求。

2)采用段塞式深部堵水封窜方法对高温高矿化度强漏失超深井进行有效封堵，达到控水增油和提高采收率的目的。该技术2011年投入现场实施后，在新疆塔河油田高温高矿化度强漏失超深井现场试验9口井，施工后工艺成功率100%。年平均单井阶段累计增油759.1 t，阶段累计降水1 044.8 m3，阶段累计增注11 640 m3，取得了较好的封堵效果。

［1］宋燕高，牛静，贺海，等.油田化学堵水调剖剂研究进展［J］.精细石油化工进展，2008，9(5):5 －11.

［2］高飞，李宜坤，王艳辉.国外选择性堵水剂进展［J］.油田化学，2010，27(3):346 －349.

［3］马道祥，罗晓慧，张清军，等.河南稠油油田浅薄层油藏防砂技术［J］.石油地质与工程，2007，21(1):72 －74.