水平井出水段高强度封堵配套工艺技术

于永生，齐行涛，廖翰明，刘　贺

（大港油田石油工程研究院，天津300280）

水平井出水段高强度封堵配套工艺技术

于永生，齐行涛，廖翰明，刘贺

（大港油田石油工程研究院，天津300280）

于永生等.水平井出水段高强度封堵配套工艺技术［J］.钻井液与完井液，2016， 33（5）：124-128.

针对目前水平井出水段堵水作业的需求，研制出了适合水平井堵水的触变膨胀型高强度堵剂及分段注入封堵工艺。堵剂性能评价结果表明，该触变膨胀型高强度堵剂具有较强的触变性，流动切力为10～15 kPa，适用温度为30～120℃，抗压强度大于13 MPa，稠化时间大于6 h，固化后体积膨胀1.0%～1.5%，解决了常用凝胶类堵剂强度低，堵水有效率低、有效期短等问题，克服了常用水泥类堵剂在水平段易与压井液混相及安全性差的问题，实现了对水平井出水段安全可靠及长效封堵。研究了用于堵剂注入过程中保护堵剂段塞的自降解溶胶，有效防止堵剂注入过程中与压井液混相，优选了堵剂分段注入的配套工具，实现对出水段分段封堵。截至目前，该水平井分段堵水技术在大港、青海等油田完成水平井堵水现场应用5井次，施工成功率为100%，累计增产原油量为5 849 t，天然气量为1.4×104m3，证明了该水平井分段堵水工艺具有较高的可靠性和长效安全性。

水平井；堵水；触变性堵剂；膨胀性堵剂；高强度堵剂；自降解溶胶；分段封堵

水平井已成为各类油藏提高开发效果的主要手段之一，但水平井产水严重影响水平井产能的发挥，受井型和完井方式特殊性的影响，水平井比常规直井更容易产水，如果堵水不及时，出现水突破之后含水量上升，产油量会大幅降低，严重影响了水平井的开发效果。常规直井常用的堵水技术在水平井适应性差， 水平井产水成为影响水平井应用效果的瓶颈问题之一。 目前可用的堵剂类型有限， 聚合物凝胶堵剂强度低， 堵水成功率低， 而水泥类高强度堵剂难以做到准确地放置， 与压井液产生无控制的混相，造成封堵措施失败， 且安全风险较大。因此，针对筛管分段完井和分段射孔完井的水平井， 研究了出水段高强度封堵的配套工艺技术［1-9］。

1　触变膨胀型高强度堵剂的研制

1.1超细复合颗粒材料

超细复合颗粒材料为灰白色混合颗粒，主要由超细水泥和碳酸钙粉组成，超细水泥平均粒径为5.3 μm，碳酸钙粉平均粒径为0.8 μm，复合颗粒的比表面积在12 000～14 000 cm2/g。堵剂的粒径越小，比表面积越大，固结后的结构更加致密，具有更高的固结强度，且与套管和地层的黏结强度更高，能获得更好的封堵效果。

1.2多功能悬浮剂

1.3堵剂体系配制

在100 mL的清水中，首先加入0.35%发泡剂X、2.5%调节剂H，搅拌5 min得到均匀分散的多功能悬浮剂，然后加入4%碳酸钙粉T、185%超细水泥S，搅拌10 min配制成触变膨胀型高强度堵剂。

1.4封堵机理研究

将超细复合颗粒材料和多功能悬浮剂按一定比例混合，配制成颗粒溶胶，该溶胶体在高温下静置一段时间后， 由于颗粒的边角和末段间相互吸引可形成网架结构而失去流动性，但在外力作用下网架结构被破坏，流动性又可以恢复，溶胶具有强触变性，在高温下经过一定时间，最终会凝固形成高强度的固体。

2　触变膨胀型高强度堵剂性能评价

2.1触变性能

将配制好的堵剂装入长度为5 m的油管短节，在70 ℃下养护30 min，然后用泵注入清水顶替堵剂，管内堵剂开始流动的压力为4 MPa，并通过下面公式计算其动切力为12.4 kPa。

τy=△PD/4L

式中，△P为启动过程中油管两端压差最大值，MPa；D为油管直径，mm；L为油管长度，m；τy为堵剂的动切力，Pa。

将堵剂放入比色管中，在30～120 ℃不同温度下养护观察，堵剂在5～15 min可形成网络结构而失去流动性，比色管朝下时，堵剂不倒流，用玻璃棒搅拌后又恢复流动性，表明触变膨胀型高强度堵剂在一定温度下养护一段时间后，可形成网络结构失去流动性，又可在一定外力下恢复流动性，具有较好的触变性能。

2.2注入性能

选用触变膨胀型高强度堵剂和G级油井水泥测定堵剂对填砂管进行注入性实验评价，首先水驱测得原始渗透率，将配制好的触变膨胀型高强度堵剂和G级油井水泥堵剂注入岩心管，观察注入体积与注入压力，以及注入后堵剂在填砂管中的注入深度，结果见表1。由表1可知，触变膨胀型高强度堵剂的注入深度大于G级油井水泥堵剂的注入深度，表明触变膨胀型高强度堵剂的注入性能较好。

表1　触变膨胀型高强度堵剂注入性能评价实验

2.3膨胀性能

将配制好的触变膨胀型高强度堵剂装入可变形塑料瓶内密封，用排水法测量其体积，放入恒温箱内，待完全固化后取出，同样用排水法测量出固化后塑料瓶体积，根据体积变化，计算其膨胀率，膨胀实验结果见表2。表2结果表明，该堵剂在凝固过程中不出现析水现象，固化后体积膨胀1%～1.5%左右，有利于完全封堵管外环空。

表2　触变膨胀型高强度堵剂膨胀性能评价实验

2.4稠化时间

实验研究了触变膨胀型高强度堵剂在70和120 ℃下的稠化性能，观察堵剂的稠化时间，结果见图1、图2。图1、图2结果表明，触变膨胀型高强度堵剂的稠化时间大于6 h，固化时间小于24 h，完全可以保障现场施工安全。

图1　120 ℃、35 MPa下堵剂的稠化曲线

图2　70 ℃、 25 MPa下堵剂的稠化曲线

2.5抗压强度

配制4分相同的触变膨胀型高强度堵剂，放入70 ℃水浴中常压养护72 h，测其抗压强度分别为13.96、14.22、13.38、13.44 MPa，可以看出，触变膨胀型高强度堵剂的抗压强度都在13 MPa以上，可以满足水平井的生产压差的要求。

3　水平井配套工艺技术

3.1自降解溶胶研制

自降解溶胶主要由与堵剂配伍性好的生物聚合物与纳米材料加重剂组成，该溶胶黏度为120～200 mPas， 密度为1.4～1.7 g/cm3， 自降解溶胶黏度降解评价实验结果见表3。由表3可以看出，该溶胶在高温下易降解，不会对油层形成永久性污染。由于溶胶的黏度大于堵剂的黏度，且密度与堵剂相近，因此堵剂不会与溶胶发生混相，进一步防止了堵剂在注入过程中与压井液混相和静止后发生纵向扩散坍塌，保证了封堵效果。

表3　自降解溶胶黏度降解评价实验

3.2配套工具

配套研究的封隔器为水力压差式封隔器，其结构见图3，本体直径一般为114 mm，胶筒直径为110 mm，可防止胶筒在水平段刮蹭破坏，胶筒材料弹性大，伸缩性强，坐封压力小于1 MPa，坐封、解封安全可靠。

注：1.上接头；2.密封圈；3.胶筒钢瓦；4.中心管；5.胶筒；6.下接头。

配套研究的桥塞本体材料为塑料材质，快钻桥塞型号为SCP-P，有2种规格分别为139.7、177.8 mm，长度为770～970 mm， 最高可承受70 MPa压差， 最高工作温度为150 ℃，易于钻除，钻除时间小于30 min，可利用传统的磨铣工具磨铣钻除，轻量化的磨削容易返排且不会堵塞地面设备。

4　水平井流动模拟实验

4.1实验装置

为了验证堵剂、配套工具及工艺技术的可靠性，建立了地面模拟实验模型，包括有机玻璃管及钢管模型，模型以实际完井尺寸建立，通过模拟实际注入条件下的动态流动状态，以验证工艺的可靠性。

模型以φ241.3 mm透明有机玻璃管和钢管模拟地层界面在玻璃管中下入φ139.7 mm的精密复合筛管，在筛管内下入油管及封隔器，模拟实际注入的状态。

4.2封隔器在水平筛管段密封性实验

将封隔器及配套工具利用油管连接方式，放置到精密复合筛管内的预定位置，水泥泵车注水打压座封封隔器，通过有机玻璃管观察封隔器上下水的流动情况，见图4。

图4　封隔器密封性实验截图

从图4的模拟实验可以看出，在封隔器位置下部有水流出，而在封隔器上部没有水流出，证明封隔器在精密复合筛管内具有良好的密封性。

4.3堵剂水平段流动模拟实验

先将有机玻璃管实验模型中注满清水，配制触变膨胀新高强度堵剂和自降解溶胶，用水泥泵车按自降解溶胶+堵剂+自降解溶胶的顺序注入，观察堵剂及溶胶在有机玻璃管内流动状态。在注入过程中溶胶与堵剂之间有明显的界面，表明自降解溶胶能有效防止堵剂混相，堵剂能实现段塞式注入，能对水平的管内及管外环空形成完整的封堵。

4.4堵剂对水平段封堵效果实验

先将钢管模型注满清水，配制触变膨胀新高强度堵剂和自降解溶胶，用水泥泵车按自降解溶胶+堵剂+自降解溶胶的顺序注入，当返液口有溶胶返出时，关闭模型所有阀门候凝48 h。从注入口用水泥泵车打压至15 MPa，平衡压力30 min，压力不降。切开模型观察堵剂没有在垂向上产生体积收缩，造成地层与堵剂间产生空隙，能完全封堵水平的套管。

5　现场应用

截至目前，该堵剂及配套工艺在大港油田、山西煤层气田、青海油田共完成水平井堵水、堵漏5井次，施工成功率为100%，累计增产原油5 849 t，天然气1.4×104m3，封堵效果明显，见表4。

表4　触变膨胀型高强度堵剂现场应用情况

以港516-6H井为例介绍施工情况。该井为大港油田唐家河区块的一口生产井，2008年12月完钻，开发层位为馆陶组，采用精密复合筛管完井。由于在钻井过程中井眼轨迹下移近50 m，水平井后端进入高水淹层，使得该井投产后含水量高，2014年3月因全水停产，6月对该井进行了封堵，封堵施工管柱图见图5，主要施工工艺如下。

1）施工管柱。下入φ73 mm加厚倒角油管+套压阀+油管扶正器+HK344封隔器+节流器+水平井专用球座，封隔器座封在井深2 017 m。

2）施工挤注。正挤10 m3自降解溶胶+6.0 m3触变膨胀型高强度堵剂+2.0 m3自降解溶胶+4.5 m3压井液， 最高泵压为17 MPa。待压力扩散平稳， 放压，反洗井至进出口液性能一致。关井候凝48 h。探塞面。硬探塞面位置在井深2 014 m，塞面位置合格。

3）试压。下放原管柱，封隔器在井深2 008 m，试压12 MPa，10 min压降为0，试压合格。

港516-6H井采用触变膨胀型高强度堵剂分段封堵工艺后取得了较好效果，使得该井恢复了生产，含水量从99.9%降至68.4%，日产油量为2.1 t/d左右，累计增产原油985 t。

图5　港516-H井堵水施工管柱图

6　结论与建议

1. 触变膨胀型高强度堵剂具有较强触变性和注入性能，稠化时间大于6 h，固化后体积膨胀1.0%～1.5%，抗压强度大于13 MPa， 克服了常用水泥类堵剂在水平段易混相坍塌及安全性差的问题，实现了对水平出水段安全可靠及长效封堵。

2. 自降解溶胶主要是由与堵剂配伍性好的生物聚合物与纳米材料加重剂组成的， 在高温下易降解，不会对油层形成永久性污染， 由于溶胶的黏度大于堵剂的黏度，且密度与堵剂相近， 因此堵剂不会与溶胶发生混相，进一步防止了堵剂在注入过程中与压井液混相和静止后发生纵向扩散坍塌，保证了封堵效果。

3. 水平井地面流动模拟实验模型采用实际完井尺寸建立，通过模拟实际注入条件下的动态流动状态，以验证配套工具及施工工艺的可靠性。

4. 采用触变膨胀型高强度堵剂及配套工艺共完成5口现场试验井，施工成功率为100%，累计增产原油5 849 t，表明该堵剂及配套工艺技术在水平井出水段高强度封堵具有良好的适应性，可大规模推广应用。

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Technologies for Strengthened Shutoff of Water Producing Sections of a Horizontal Well

YU Yongsheng， QI Xingtao， LIAO Hanmin， LIU He
（Petroleum Engineering Research Institute of Dagang Oilfield，Tianjin 300280）

A thixotropic expandable high strength water shutoff agent and a technology of staged injection of the shutoff agent have been developed to satisfy the needs of water shutoff operation in horizontal wells. Laboratory evaluation showed that the water shutoff agent had good thixotropy and yield point of 10-15 kPa. It was suitable for use at temperatures between 30 ℃ and 120 ℃. The compressive strength of the water shutoff agent was greater than 13 MPa， and the thickening time was longer than 6 h. The volume of the water shutoff agent after solidification expanded by 1.0%-1.5%. As a high strength water shutoff agent， it increases the efficiency of water shutoff， prolongs the life of water shutoff， and overcomes the problems often encountered in horizontal section such as the mixing of cement water shutoff agent and kill mud， and poor application safety of other water shutoff agents commonly available. A self-degradable sol was developed to protect the water shutoff agent plug from being mixed with kill mud during injection. Tools for staged injection of water shutoff agent were selected for the staged shutoff of the water producing sections. This technology has been successfully applied on 5 wells in Dagang Oilfield and Qinghai Oilfield， with oil and gas production increased by 5 849 t and 1.4 × 104m3in total， respectively， demonstrating the reliability and long-term safety of the technology.

Horizontal well； Water shutoff； Thixotropic water shutoff agent； Expandable water shutoff agent； High strength water shutoff agent； Self-degradable sol； Staged shutoff

TE358.3

A

1001-5620（2016）05-0124-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.026

大港油田公司课题“油水井新型封堵体系及封堵工艺研究与应用”（20140207）。

于永生，高级工程师，1968年生，毕业于西安石油大学，主要从事调剖堵水技术的研究与服务工作。电话（022）25921445/13602160999；E-mail： 287675460@qq.com。

（2016-3-28；HGF=1604M1；编辑马倩芸）