脲醛樹脂堵水新技術

吳 均路海偉楊 昊彭 通馮建松趙 穎

（1.冀東油田公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000；2.冀東油田公司陸上作業區，河北唐山 063000）

脲醛樹脂堵水新技術

吳 均1路海偉1楊 昊1彭 通1馮建松2趙 穎2

（1.冀東油田公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000；2.冀東油田公司陸上作業區，河北唐山 063000）

針對油水井實施堵水過程中難以準確控制用量、堵劑浪費大、施工風險高的問題，開展了溶液類堵劑、固相顆粒復合堵水體系研究。在堵水劑擠注過程中固相顆粒不斷濾失封堵，自動調整進液通道，最終實現均勻、整體封堵。通過對脲醛樹脂在稠化、固相填料兩方面的系統研究，形成了脲醛樹脂為主體的新型堵水劑。應用中針對不同封堵要求，調整不同稠化及填料質量分數，實現深部處理與炮眼封堵的一體化無縫處理；堵劑擠注壓力完全控制在安全范圍內并可順利頂替到位，直接關井候凝，大大降低了施工風險，技術優勢明顯，取得了較好的礦場應用效果。

脲醛樹脂；堵水；增稠；固相顆粒

堵水技術中大部分都涉及封近井炮眼問題，這是決定措施成敗的關鍵。技術難點在于：一是堵劑性能難以適應不確定的儲層孔、滲狀況及差異，堵得住一般進不深，進入深就堵不住口；二是堵劑用量不易控制，現場實施一般以擠注壓力決定施工進程，封堵成功一般都是中途起壓，堵劑過量，往往是非少就多；三是施工風險大，擠注不到位就必須立即放壓洗井，以保證管柱安全，放壓會對封堵效果產生致命的影響，這是一對難以調和的矛盾。

礦場實施中以確保炮眼封堵為重點，基本上都采取在層段表面形成一定厚度的高強度且滲透性極低的濾餅實現封堵的方式，如油井水泥類堵劑，其優點是簡單、快速，缺點是易失效、不耐酸堿、施工風險大、套損機率大。真正實現中深部封堵和表面淺堵一體化的堵水技術應用成功例子較少，是堵水技術一直以來研究的方向。

脲醛樹脂堵水劑未固化前為黏度較低的均質溶液。油井堵水時，把配制好的樹脂堵水劑泵入目的井段，在地層溫度下發生化學反應固化，實現封堵目的。儲層孔隙在平面及縱向滲流能力都存在較大的差異，表現為具有不同的過流能力，而均質溶液總是沿最小流動阻力方向推進，結果必然是局部指進，不能較均勻地進入要封堵部位的所有孔隙，無法實現整體封堵。這是制約脲醛樹脂類流體堵劑在油井堵水方面應用的瓶頸，是多年來一直未能在油田開發中得以推廣應用的主要原因。

脲醛樹脂堵水新技術以合成脲醛樹脂中間體為基液，加入獨特的增稠材料和可變形的固相顆粒，對樹脂溶液進行稠化增黏同時充填一定濃度固相，混配成較穩定的可流動混合體。堵水劑擠注過程中固相顆粒在地層孔隙中不斷濾失封堵，自動調整進液通道，實現均勻、整體封堵。

1 脲醛樹脂堵水劑

針對脲醛樹脂溶液在堵水技術上的缺陷，確定了調節體系黏度、添加合適填料兩個方向進行研究。樹脂固化易受組分質量分數、液體環境、化學調節劑等的影響。因此，適當的固化時間控制，增稠劑、充填劑選擇的研究尤為重要［1］，難度也較大。

1.1 固化時間控制

表1為不同固化劑加量和固化時間關系實驗結果。50～95℃條件下，加量0～0.35%，固化時間最短12 min，最長近20 h，不同溫度下脲醛樹脂堵劑固化時間可控性強，固化后強度全部大于15 MPa。堵劑固化時間隨質量分數的增加直線上升，而堵劑固化后的強度與固化劑用量的關系不大，現場應用時可根據封堵深度和施工時間進行調節［2］。

表1 堵劑固化劑加量和固化時間的關系

1.2 體系黏度調節

增稠劑對堵劑黏度影響較大。圖1為增稠劑加量與體系黏度關系曲線，加量越大，黏度越大并有加劇上升的趨勢，當加量足夠大時黏度可以達到10 000 mPa·s以上，處于半流動狀態。現場應用時可根據技術要求進行調節，黏度可以控制在30 mPa·s到10 000 mPa·s間任意值。高的黏稠性使體系的懸浮穩定性、均勻注入能力、固結體穩定性得到較大的提升。

圖1 增稠劑加量對體系黏度影響

1.3 固相顆粒對封堵能力的影響

脲醛樹脂基液在注入填砂管過程中基本沒有壓力顯示。圖2是加入不同質量分數、粒徑的固相顆粒后的堵劑注入實驗曲線。加入固相顆粒后的堵劑在注入過程中，由于固相顆粒侵入孔隙，增大了固相顆粒與孔壁的附著面積，并在注入壓差作用下使得固相顆粒封堵孔隙喉道更為有效［3］，壓力迅速上升，出口堵劑流出量不斷減少并完全斷流。圖2中實驗對比結果說明，固相顆粒對堵劑封堵能力影響較大，高質量分數比低質量分數的封堵能力強；大粒徑（400目）比小粒徑（800目）的封堵能力強。

圖2 固相顆粒對封堵能力的影響

2 應用實例

2.1 31-X3214井新型脲醛樹脂先期堵底水試驗

該井的32#層為底水油層，深度2 861.6～2 876.4 m，頂油4.2 m，底水10.6 m。生產層段固井質量不合格，為防止投產后水竄，對該層油水界面位置進行“打隔板”化堵。共擠注新型脲醛樹脂堵劑24 m3，分3個不同段塞，最后封口壓力28 MPa，全部擠注到位，直接關井候凝。施工曲線見圖3。

圖3 NP31-X3214樹脂堵水施工曲線

作業鉆塞后試驗合格，投產后無水產油期較同類油層延長4個多月，有效期1年以上，效果顯著。

2.2 101X28井先期封竄試驗

該井目的層及以上井段固井質量不合格，試油前需對試油層段上下水層進行打隔板封堵，射孔井段2 921.4～2 922.4 m，2 898.8～2 899.8 m，采用新型脲醛樹脂堵劑進行打隔板封竄施工。共注入堵劑12 m3，最高壓力18 MPa。作業鉆塞合格，投產后生產效果較好，封竄有效。施工曲線見圖4。

圖4 NP101X28樹脂堵水施工曲線

3 應用效果分析

3.1 低壓擠注

脲醛樹脂堵水劑增稠后具有較強的攜帶固相顆粒作用，而固相顆粒在一定的擠注壓力下容易破碎變形。依靠固相顆粒在油藏巖石孔隙和喉道中運移、封堵、彈性變形（或破碎）、再運移、再封堵來不斷地調整堵劑注入通道，實現了在較低的擠注壓力下，達到較高的封堵成功率［4］。

礦場試驗情況統計來看（表2），不管是在高滲或中低滲地層中，擠注堵劑過程中爬坡壓力一般在3～6 MPa，最后都能按設計順利頂替到位，未出現過中途超壓情況。一方面說明了堵劑優越的擠注性能，大大降低了施工風險，另一方面體現了對不同物性儲層的良好的適應能力。堵劑的這種特性可以實現有把握地“注得進、堵得住”，避免了堵水措施中普遍存在的堵劑量非“少”就“多”，施工壓力非“低”就“超”的難以掌控的技術難題。

表2 幾口實施脲醛樹脂堵水井基本數據

3.2 直接關井候凝

如何實現有效封堵和井筒管柱安全是一直以來難以兩全的技術難題。封堵近井及炮眼最常采用水泥類堵劑，配制高固相含量（大于70%）的漿液擠注，在井口或井筒所能承受的最高壓力下在井壁形成濾餅封堵。漿液的殘余量難以預測，高壓擠注后需要立即放壓洗井，實施成功率相對較低，施工管柱易卡，風險較大。

新型脲醛樹脂堵劑可以實現按設計量完成擠注，頂替到位，不洗井直接關井侯凝，確保封堵效果。表3為脲醛樹堵水新技術應用情況，不同物性和不同措施目的的井實際用量和設計用量基本一致（實際用量是指實際擠注入井的堵劑量），而壓力不超，說明全部井都實現了堵劑的順利擠注，并成功頂替到位。

3.3 不同處理半徑及炮眼封堵一體化

封竄或打底水隔板需要對目的段進行深部處理，油井水泥類堵劑因進入能力差，無法滿足要求。選擇純流體性的化學堵劑（如凍膠、沉淀類堵劑等）雖然易于進入地層，但基本上是一種不均勻推進，無法對近井及炮眼實現整體封堵。兩者結合使用，在近井又存在一個接觸界面，因兩種體系相互影響，在界面必定存在一個竄流通道，導致堵水無效。

脲醛樹脂堵水新技術采用不同黏度、不同固相顆粒質量分數的堵劑段塞組合連續注入，前期注入不加固相顆粒或顆粒質量分數低的段塞，對地層較深部位固化封堵；后續較高顆粒質量分數段塞在近井自動調整轉向，整體推進封堵。所有段塞基液都為脲醛樹脂溶液，實現了對地層深、淺部位封堵一體化，并能按不同技術要求進行任意調節。

表3 脲醛樹脂封堵井現場施工參數對比

3.4 易于鉆塞，施工有效率高

水泥類堵劑固結后硬度大、脆性小，鉆塞慢。尤其是大套管或斜井在水泥擠封后因環空間隙大、管柱不居中，鉆屑上返慢易卡鉆；管柱彎曲嚴重，無法有效提高鉆壓，鉆塞難度較大。礦場實施過程中經常出現多次返工或擠封后鉆塞無進尺的問題，影響油井生產。

表4統計了幾口井應用脲醛樹脂堵水新技術后鉆塞情況。封堵后無論大小套管，不同井深，鉆塞時間都在5 h以內，最短2 h，一般3～4 h，差異不大，整體鉆塞耗時短，作業效率高；鉆速較快，一般在30～50 m/h，是鉆水泥塞的7倍以上。原因有二：一是因脲醛樹脂相對密度較低，鉆屑攜帶性好，易于上返；二是脲醛樹脂固化體脆性大，可鉆性強。脲醛樹脂堵水新技術的良好可鉆性不僅縮短了作業周期，而且解決了一些特殊井型（如大套管、大斜度、水平井等）堵水有效率低、鉆塞困難的技術難題。

表4 井筒內堵劑塞鉆沖情況

4 結論

（1）脲醛樹脂堵水新技術解決了液體堵劑炮眼封堵難題，具有流體化學堵劑及強封口堵劑的雙重優勢，可以滿足打隔板、封竄等措施中對中深部封堵和近井、炮眼封堵一體化無縫連接的技術要求。

（2）對不同物性的地層有較強的適應性，能實現較高壓力下穩定注入，整體推進，高效封堵。

（3）該堵劑施工安全系數高，擠注后可以不洗井、不動管柱直接關井反應。

（4）可以廣泛用于封層（實施不保護酸化、大套管）、循環二固、中深部堵水（堵底水、層內堵水）、封竄、套變井堵水等措施。

［1］張文玉.改性脲醛樹脂堵水技術研究與應用［J］.石油天然氣學報，2006，28（6）：133-135.

［2］王雷，趙立強，劉平禮，等.耐酸高強度改性樹脂堵劑的室內評價［J］.地質科技情報，2005，24（2）：109-112.

［3］賈曉飛，雷光倫，李會榮，等.孔喉尺度彈性微球運移封堵特性研究［J］.斷塊油氣田，2010，17（2）：219-221.

［4］黃立新，張光明.固相顆粒封堵孔隙喉道的機理研究［J］.江漢石油學院學報，1996，21（2）：41-42.

（修改稿收到日期 2014-05-08）

〔編輯 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

吳均，路海偉，楊昊，等 .脲醛樹脂堵水新技術［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：105-108.

TE39；TE358.3

：B

1000–7393（2014）04–0105–04

10.13639/j.odpt.2014.04.026

吳均，1972生。1991年畢業于重慶石油學校油田化學專業，一直從事采油化學技術研究與應用工作。電話：0315-8768036，E-mail：wujun188@petrochina.com.cn。