顶水下窜井化学堵水技术在辽河油田的应用

2016-08-24黄兆海

石油地质与工程 2016年4期

关键词：成胶辽河油田固井

黄兆海

(中国石油辽河油田分公司,辽宁盘锦 124000)

顶水下窜井化学堵水技术在辽河油田的应用

黄兆海

(中国石油辽河油田分公司,辽宁盘锦 124000)

针对辽河油田稠油开发后期井况变差、管外窜槽,导致顶水下窜的问题，开展了顶水下窜井化学堵水技术研究与试验，研究设计了组合封堵施工工艺，研制并评价了预堵剂和封窜剂配方与性能，开展了施工参数优化设计。现场应用证明，该技术具有施工简便、小修作业即可完成，施工费用低、封堵效果好、有效期长等特点。

辽河油田；稠油开发；顶水下窜；化学堵水；组合封堵

辽河油田稠油开发已处于高轮次、高采出程度、高含水、低压、低产油的开发后期阶段，各种矛盾突出，稳产难度进一步加大。其中,管外窜槽导致顶水下窜造成油井水淹问题是制约吞吐开发后期稳产的主要因素之一，为此，2014年以来开展了顶水下窜井化学堵水技术研究与试验，并在生产实际中取得了明显的增产效果。

1　顶水下窜原因及技术现状

1.1顶水下窜原因

以辽河油田的杜某块和欢某块为例，两个区块的生产层位均为兴隆台油层，主力油层为兴Ⅱ，而兴Ⅰ为水层，由于兴Ⅰ与兴Ⅱ间隔层小，厚度仅为3～8 m，且隔层岩性为泥岩、泥质粉砂岩互层，分隔程度差。因此，油井经多轮吞吐注汽后，高温高压蒸汽使储层岩石骨架、固井水泥环、油层套管产生热膨胀弹性能量[1]，这种热膨胀弹性能量产生巨大的周期性交变应力骤变，造成固井水泥环松动或产生皲裂[2]，导致管外窜槽，使兴Ⅰ水层窜出延套管外壁进入兴Ⅱ油层，油井被迫高含水关井。经统计，油井平均6.5个吞吐周期后出现顶水下窜。顶水下窜判别方法是应用声波变密度测井和产出液水性分析[3]。

1.2技术现状

针对顶水下窜的问题，近年来采取大修挤超细水泥封堵、下衬管工艺，但该工艺存在四个方面问题：一是处理半径小(灰浆凝固时间1 h，处理半径仅为0.5 m)；二是封堵效果差(灰浆易漏失，未在窜槽处形成有效封堵)；三是有效期短(1个吞吐周期)；四是施工费用高(70万元)。

2　组合封堵工艺设计

通过对挤超细水泥封堵、下衬管工艺分析，认为灰浆易漏失、处理半径小是造成封堵效果差的主要原因。为此提出组合封堵工艺，具体方案如下：第一步，对油井进行填砂、投灰，对生产油层进行保护，砂面位置在油层上界，投灰2 m；第二步，在油层与水层之间选2 m干层进行射孔；第三步，进行两段封堵，预堵剂可实施对漏失井段的深部封堵，封窜剂在套管外壁形成封堵，提高固井质量，屏蔽顶水下窜；第四步，进行钻灰塞、冲砂作业，然后正常注汽和生产[4]。

该工艺具有施工简便、小修作业即可完成、施工费用低、封堵效果好等特点。

3　预堵剂配方研制及性能评价

3.1配方研制

预堵剂的作用是对漏失井段的深部封堵，防止封窜剂在固化前渗漏，提高封堵效果。根据预堵剂作用并结合稠油井化学堵水剂使用情况，确定预堵剂配方由强凝胶、固相颗粒组成，其主要成分为：聚丙烯酰胺、有机树脂、增强剂、固相颗粒[5]。

该体系在一定的时间内可形成黏度大于12×104mPa·s的凝胶，凝胶耐温可达200 ℃以上，在强凝胶调剖剂中加入的固相颗粒对大孔道和高渗透层起到填充、压实作用；填充的橡胶粉是一种柔性颗粒，具有高压变形作用，能够进入微小通道，形成封堵作用，刚柔相结合的填充颗粒能有效增加封堵强度。该堵剂具有封堵强度高、稳定性好的特点。同时为保证封堵效果，在预堵剂施工后加入树脂粉煤灰段塞，进一步提高了封堵效果。

3.2性能评价

(1)成胶时间及成胶黏度评价。将各组分混合搅拌均匀，装入密闭容器中，置于40 ℃水浴中，恒温，观察成胶情况。倒置后呈舌状则认为成胶良好。通过调节有机树脂用量，可以控制成胶时间在8～72 h。成胶后，用旋转黏度计测量其黏度，黏度达到(12.0～15.2)×104mPa·s[6]。

(2) 封堵率评价。参照石油行业标准“凝胶型堵水调剖剂评价方法”，测定预堵剂封堵率。取人造模拟岩心，利用岩心流动仪测量气相渗透率K1；然后注入配制好的预堵剂1 PV孔隙体积，恒温(40 ℃)48 h后，测其气相渗透率K2，计算封堵率为：(K1-K2)/K1。测试结果封堵率均在94%以上(表1)，达到了技术指标要求[7]。

表1　预堵剂封堵率测定情况

实验表明，研制的预堵剂成胶时间可调，封堵能力强，满足现场应用条件。

4　封窜剂配方研制及性能评价

4.1配方研究

针对超细水泥封窜存在易漏失、耐剪切能力差、稠化时间短、封堵效果差的问题，研制出由基料、触变剂、分散剂、缓凝剂、膨胀剂组成的封窜剂，该剂具有黏接性和热稳定性强、耐久性好、抗裂能力突出等特点。

图1　缓凝剂与稠化时间的关系

4.2性能评价

(1) 缓凝性能评价。通过调整缓凝剂使用浓度，封窜剂稠化时间可调。由图1可知，当缓凝剂质量分数为4%时，封窜剂稠化时间达到550 min。

(2) 触变性能评价。通过对G级固井水泥与封窜剂触变性能评价可知(表2)，封窜剂与G级固井水泥相比，触变反应时间短，触变维持时间长。这说明封窜剂具有耐剪切能力强、泌水量小、固化时间长的特点。

表2　触变性能评价结果

(3)耐温性能评价。通过观察封窜剂抗压及抗剪切强度变化情况，考察其耐温性能。由图2可知，当温度达到354 ℃时，封窜剂抗压及抗剪切强度变化值≤10%，说明其耐温性好。

图2　温度与抗压及抗剪切强度的关系

(4)封堵率评价。封窜剂封堵率测试结果表明，封堵率达到100%(表3)。

表3　封窜剂封堵率测试情况

(5)高温封堵性能评价。通过使用模拟注入装置，多次注入高温蒸汽(350 ℃)后，考察封窜剂抗压强度情况(表4)，结果表明,经5次注入高温蒸汽后(每次7 d)，封窜剂突破压力仍能达到17.5 MPa，满足多轮次蒸汽吞吐的要求。

表4　高温封堵性能

实验表明，研制的封窜剂性能指标优于G级固井水泥，具有耐高温、封堵率高、抗压强度和胶结强度较高的特点，且稠化时间可调，并能够满足多轮次蒸汽吞吐的要求。

5　施工参数优化设计

(1)射孔位置确定。为保证封堵效果，射孔位置确定在油层与水层之间的中下部并含泥岩较高的层段。

(2)处理半径优化。预堵剂注入量根据油井亏空程度及现场施工压力来确定，一般设计量为300～500 m3；树脂粉煤灰段塞注入量为20 t。

封窜剂在油水层中的分布为近似球体，设计处理半径3 m。

(3)预堵剂中固相颗粒浓度优化。固相颗粒浓度确定为由低到高原则，并根据注入压力情况进行调整，一般质量分数为3%～8%；

(4)施工排量及压力控制。预堵剂：排量10～15 m3/h，注入压力≤15 MPa。封窜剂：排量20～30 m3/h，注入压力≤10 MPa。

6　现场实施情况

2014年以来，在杜某块和欢某块共实施顶水下窜井化学堵水技术11井次，增油5 753 t，取得了明显的增油效果。其中，杜x井管外窜槽导致顶水下窜，于2013年8月被迫水淹关井，2014年11月对该井实施了化学堵水技术，措施后最高日产油达到16.9 t，周期增油762 t。目前正进行措施后第二周期吞吐，根据注汽压力分析，继续有效。