中东S油田水平井控水有机解堵研究及应用*

邵尚奇，冯浦涌，高纪超，王达，李换浦

(中海油田服务股份有限公司，天津 300459)

中东地区S油田储层以碳酸盐岩为主，埋深4000～4100 m，温度115～120 ℃，具有埋藏深，温度高等特点。由于水平井可以增大泄油面积，改善了油气流动的通道，目前水平井已逐渐成为开发的重要手段之一[1-3]。S油田原油中部分区块的沥青质含量可高达3.6%～11.7% ，随着储层压力下降，原油脱气，导致原油可溶解的沥青含量下降，导致沥青质等沉积，形成有机垢。随着油田的开发，油水界面抬升，水平井的含水率逐渐升高。而原油中的沥青质是一种很好的乳化剂，油水混合液在生产管柱内经过高速剪切、乳化，形成黏稠的乳状液。该乳状液流动性较差，堵塞地层流动通道以及管柱，造成近井地带的污染，导致部分油井产量大幅下降，因此如何解决控水是问题的关键。

国外对于控水做了很多研究。Varshney等研制出了用乳化柴油为载体的遇水膨胀聚合物的复合堵漏材料，可以降低聚合物提前膨胀的风险[4]。Cottin等研制出了一种微粒凝胶材料，微粒凝胶由聚合物链通过有机交联聚合而成，大于普通的聚合物分子，具有耐盐、耐剪切及抗H2S等性能，可有效地封堵高渗的水层[5]。

国内对控水的研究主要集中在控水酸化方面。刘晖等通过实验研究，研制出了一种泡沫堵水体系，以水作为分散介质，遇水之后起到封堵效果；在遇油之后泡沫变得不稳定，丧失封堵能力[6]。吴广等研制出了一种油包水乳状液用于分流酸化，可封堵高渗透率储层，实现酸液转向的目的[7]。综合国内外现有研究，主要都是针对直井或水平井的控水酸化，而针对受乳化以及有机垢污染的直井及水平井，在室内试验及现场应用方面较少。

本文基于室内实验，研制出了一种油包水暂堵液。这种油包水暂堵液由活性柴油和地表水按一定比例配制而成，它主要具有以下几大优点：(1)在90 ℃，100 r/min的条件下，仍然保持有较高的黏度，且随着温度升高，黏度逐渐增大；(2)油包水乳状液进入储层孔隙喉道后，可产生贾敏效应，封堵水层；(3)遇水之后，随着水相含量的增加，暂堵液的黏度增大。暂堵液有“遇水增黏，遇酸破胶”的特点，可选择性封堵出水层位，当遇到酸液后，会自动破胶降黏，不会因为后续酸化导致返排困难的情况。针对储层有机垢污染较为严重的情况，研制出了一种有机解堵剂，可有效溶解管柱及地层中的有机垢，并且可有效降低生产管柱中油水乳状液的黏度，降黏率可以达到99.98%。2019年在中东地区S油田进行了现场应用，取得了良好的应用效果。

1 暂堵液性能评价

1.1 暂堵液黏度评价

1.1.1 不同油水比条件下暂堵液黏度变化

在室内条件下，将活性柴油与地表水按照1∶9，2∶8，3∶7，4∶6，5∶5的不同体积比配制油包水暂堵液。在90 ℃条件下，用Brookfield黏度计测量不同油水比条件下的黏度值。实验结果如图1所示。当油水比越低时，暂堵液黏度越高。且随着转速的增加，不同油水比的暂堵液的黏度均逐渐降低。

1.1.2 不同温度条件下暂堵液黏度变化

活性柴油与地表水按3∶7的体积比配制暂堵液，分别在30，40，50，60，70，80，90 ℃条件下，在30～100 r/min不同转速条件下，测量不同温度条件下的黏度值。实验结果如图2所示，随着温度的升高，暂堵液黏度逐渐升高，这可能与随着温度升高，暂堵液中微粒的运动变得剧烈有关。

图1 暂堵液黏度随转速关系 图2 暂堵液黏度随温度关系

图3 不同矿化度条件下暂堵液黏度对比

1.1.3 不同矿化度条件下暂堵液黏度变化

用地表水和地层水与活性柴油按7∶3比例配制暂堵液，在90 ℃，30～100 r/min不同转速条件下测量暂堵液的黏度。地表水密度为1.0083 g/cm3，矿化度为1.56×10-2,地层水密度为1.1173 g/cm3，矿化度为19.44×10-2。实验结果如图3所示，用地层水配制的乳状液黏度比地表水高，这说明随着矿化度的上升，乳状液的黏度逐渐上升。

1.2 暂堵液高温稳定性评价

将活性柴油和地表水按3∶7的比例配制暂堵液，放入50 mL具塞量筒，在90 ℃的条件下，观察暂堵液的分层情况。4 h后分液体积为0.2 mL，分液率为0.4%；8 h后分液体积为0.4 mL，分液率为0.8%；24 h分液体积为2 mL，分液率为4%；36 h分液体积为2.2 mL，分液率为4.2%。实验结果表明，即使在高温条件下，暂堵液仍然保持较好的稳定性，可起到封堵水层的作用。

1.3 暂堵液破胶性能评价

活性柴油和地表水按照3∶7的比例配制乳状液，取70 mL乳状液倒入比色管中，分别加入30 mL转向酸液和30 mL有机解堵剂。实验结果表明，酸液与乳状液接触后，界面被迅速破坏，5 min后乳状液由70 mL降至17 mL。随着时间的增加，乳状液的体积逐渐减少，说明酸液可以起到很好的破胶效果。有机解堵剂与乳状液接触后，乳状液界面基本保持不变，说明有机解堵剂并不破坏暂堵液的性能，暂堵液在井下与有机解堵剂接触后，依旧可以保持较好的封堵性能。

1.4 封堵与控水性能评价

根据水平井储层渗透率差异较大的特征，选取和储层渗透率相近的岩芯进行封堵实验。将两块渗透率差异较大的岩芯并联，B4为高渗岩芯，渗透率为50.5 mD；D3为低渗岩芯，渗透率为6.2 mD。

图4 并联岩芯暂堵液封堵评价实验

实验结果如图4所示，暂堵液主要封堵高渗岩芯，进入高渗岩芯后，渗透率下降至14.7%，相反，暂堵液对于低渗岩芯的渗透率影响较小，暂堵液进入低渗岩芯后，渗透率仅下降14%。反替酸液后，两块岩芯渗透率均提高，说明酸液可以有效使暂堵液破胶，不会污染储层。

2 有机解堵剂性能评价

称取适量58#工业沥青，加入有机解堵剂，放入90 ℃水浴锅中加热2 h，过滤及称质量。实验结果显示，有机解堵剂对沥青的溶蚀率可达到92.3%，具有良好的有机垢溶解性能。

从现场取得一些油水乳化液，在常温和90 ℃条件下测量黏度，分别加入破乳剂和有机解堵剂，再测量乳化液的黏度。实验结果显示，在常温下测得黏度为1.31×106～1.45×106MPa·s，90 ℃条件下黏度为0.7616×105～2.55×1005MPa·s，加入1%破乳剂后，黏度为2230～3330 MPa·s，加入10%的有机解堵剂后，乳化液黏度降为143～247 MPa·s。有机解堵剂的破乳降黏效果较破乳剂更好。

3 现场应用

3.1 处理思路

P井是一口水平井，储层埋深4000～4100 m，储层以石灰岩为主，水平段长度474 m，孔隙度8.0%～17.5%，渗透率4.5%～99.1%，属低-中孔，低-中渗储层。

原油性质相对较好，以中质原油为主(API：22.5)，沥青的质量分数为3.6%～11.7%，蜡的质量分数为0～2.9%，CO2体积分数为3.4%～7.2%，H2S体积分数为0.4%～2.5%，地下密度为0.9122 g/cm3，泡点压力为18.3 MPa，原始溶解气油比为133 m3/m3。

P井有机垢污染较严重，2019年3月进行测静压作业遇阻，起出的管串发现有大块的有机垢。随着不断开发，该井的含水率逐渐升高，地层水与有机质含量较高的原油相混合，在生产管柱内经过高速剪切，形成黏度比较高的乳化液，造成井筒及近井地带的污染。

针对这口井的复杂情况，采取活性柴油和有机溶剂相结合的思路，活性柴油首先封堵出水层段，有机溶剂处理上部有机垢污染储层。利用连续油管作为施工管柱，对水平段实施定点精准化施工。考虑到活性柴油在地层中易向下流动，泵注活性柴油时，每60 m泵注一段活性柴油，避免单点泵注易造成流体下移。随后连续油管提到水平段根部，通过连续油管向下拖动，实现储层均匀解堵。

3.2 应用效果

2019年6月，进行了控水有机解堵作业。首先通过连续油管泵注暂堵液，封堵高渗储层，然后泵注有机解堵剂处理生产管柱及油层。连续油管在水平段可实现定点封堵及均匀解堵。该井作业前由于有机垢及乳化问题，产量下降较快，无法自喷生产。在作业之前利用连续油管气举，测试产量约为49 m3/d，出液不连续且返出物黏度较高，产量有下降趋势，平均含水率95%。作业后，利用连续油管气举，该井测试产量可达到238 m3/d，且保持稳定，流体黏度为18080 MPa·s，含水率由95%下降至50%，说明暂堵液体系有效地封堵了水层，有机解堵剂有效地解除了有机垢污染，产量提高了385%，现场作业取得了良好的应用效果。

4 结论

(1)油包水暂堵液在高温剪切条件下，仍然保持较高的黏度值，且随着水相含量和温度的升高，暂堵液的黏度逐渐增大，这可能与暂堵液中的微粒运动有关。

(2)暂堵液能有效封堵高渗储层，遇酸可实现破胶，不会对储层造成污染，有机解堵剂可有效溶解有机垢并实现破乳降黏，改善流体的流动条件。

(3)现场应用表明，暂堵液体系可在水平井中有效封堵水层，有效降低含水率，有机解堵剂可解除井筒及储层近井地带的有机污染，降低乳状液的黏度，改善流体流动条件。下一步需对暂堵液进行进一步评价与研究，以满足高孔渗、漏失量大等复杂井下情况的需求。