水平井定向堵水技術(shù)在云2平4井的應(yīng)用

吝擁軍 王宏華 付波 吳桂英 李素芹 穆哈拜

中國石油中原油田分公司采油三廠

水平井定向堵水技術(shù)在云2平4井的應(yīng)用

吝擁軍 王宏華 付波 吳桂英 李素芹 穆哈拜

中國石油中原油田分公司采油三廠

引用格式：吝擁軍，李素芹，付波，吳桂英，穆哈拜，王宏華.水平井定向堵水技術(shù)在云2平4井的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2016，38（4）：510-513.

篩管完井的水平井一般水平段套管外沒有固井，常規(guī)找堵水工具的應(yīng)用受到限制，中原油田在云2平4井開展了水平井定向堵水技術(shù)的相關(guān)研究。采用K344專用封隔器卡封預(yù)定層段，將高性能堵劑化學(xué)封隔器（ACP）定向置放，實現(xiàn)無固井段套管外的地層分隔，然后采用K344專用封隔器驗證化學(xué)封隔器（ACP）的封堵效果；最后采用專用插管封隔器，向地層擠入較大劑量高性能堵劑（ZR-PD），達(dá)到封堵水平井出水層段的目的。現(xiàn)場施工結(jié)果表明，堵水后平均日增油3.7 t，含水下降4.5個百分點；截至2015年底，階段累計增油1 023.6 t，累計降液22 983 m3，階段有效期398 d。水平井定向堵水的針對性強，工藝成功率高，增油降水效果明顯。

水平井；篩管完井；環(huán)空化學(xué)封隔器；膠束微膜堵劑；定向堵水；中原油田

中原油田的水平井開發(fā)，隨著鉆井技術(shù)的不斷進(jìn)步，水平段越來越長，經(jīng)過多年生產(chǎn)后大部分水平井見水嚴(yán)重［1］。目前國內(nèi)的水平井堵水技術(shù)尚在試驗發(fā)展中，存在測井找水技術(shù)不成熟、水平段堵水劑適應(yīng)性差、水平段施工管柱及工具不配套等問題。機械封隔器和水泥塞僅適用于射孔完井和部分裸眼完井的水平井，篩管完井的水平井由于其水平段套管外無固井，常規(guī)找堵水工具的應(yīng)用受到限制，而且籠統(tǒng)注入的堵水劑劑量大（3 000～4 000 m3/單井）、沒有合適的高性能堵水劑、封堵效果得不到保證，水平井水平段定向堵水一直未開展技術(shù)應(yīng)用［2］。

1　云2平4井地質(zhì)概況Geologic conditions of Well Y2-P4

云2平4井2007年4月投產(chǎn)，篩管完井，電測解釋鉆遇油層段2 423.6～2 904.0 m，13層/467.4 m。初期日產(chǎn)油12.5 t，日產(chǎn)液32 m3，含水72%。2007 年12月轉(zhuǎn)電泵，日產(chǎn)油9.8 t，日產(chǎn)液130 m3，含水93%。堵水前電泵生產(chǎn)，日產(chǎn)油2.0 t，日產(chǎn)液132 m3，含水98.5%。

分析高含水原因，一是油層厚度薄，井眼穿過油層厚度6～9 m ；二是趾端部所在的14～21號油層（2552.1～2 904.0 m）平均滲透率為157 mD，上部所在的9～13號油層（2 423.63～2 548.5 m）平均滲透率為72 mD，小層滲透率差異性較大；三是電泵提液后，采油速度過快，油水界面迅速推進(jìn)至水平段趾端部，趾端部軌跡較低，物性較好，引起趾端底水錐進(jìn)。水平段根部的9～13號油層有較多的剩余可采儲量，油藏精細(xì)描述研究顯示，14～21號層為主要出水層，長度345.8 m，要求對上述井段進(jìn)行堵水；充分挖掘9～13號油層剩余油，長度121.6 m，實現(xiàn)降水增油。

2　堵水工藝難點Difficulties in water plugging

云2平4井裸眼完井，割縫篩管外沒有固井，套管外完全竄通；水平段低部位下段出水水淹，邊水驅(qū)油藏能量充足，堵水的井段長，若全部封堵下部出水井段，將影響該井產(chǎn)油量，必須對下部出水井段有選擇性進(jìn)行堵水；該井堵水的難點在于不能用機械堵水方式堵水，采用選擇性堵水工藝，同樣受套管外完全竄通的影響，堵水劑可能竄通到上部井段，影響上部井段產(chǎn)油。要求堵水劑性能高，用量較大；進(jìn)行選擇性堵水時，水平段仍然需要卡封管柱進(jìn)行堵水施工，而常規(guī)的Y221系列的封隔器在水平段無法座封，滿足不了找水堵水的工藝要求［3］。

3　工藝思路及創(chuàng)新Concept and innovations of the technology

針對云2平4井堵水工藝難點，應(yīng)用化學(xué)封隔器ACP技術(shù)進(jìn)行套管外定向封隔［4］，再用選擇性化學(xué)堵水劑，選擇性封堵下部出水井段，實現(xiàn)水平井堵水增油。首先采用2級K344封隔器卡封預(yù)定層段，將高性能ACP小段塞堵劑擠注至預(yù)定的水平段割縫篩管外與地層之間的環(huán)空，封堵割縫篩管外環(huán)形空間，并用2級K344封隔器管柱驗證封堵效果，再應(yīng)用丟手插管封隔器座封于環(huán)形空間被小段塞堵劑封堵的套管段，對卡點以下的出水層段用大段塞高性能選擇性化學(xué)堵水劑進(jìn)行堵水，最后起出插管，丟手留橋塞在井筒內(nèi)進(jìn)行封隔堵水。

3.1水平井定向化學(xué)堵水工藝設(shè)計

Design of directional chemical water plugging in horizontal well

3.1.1篩管外建立ACP化學(xué)封隔器，封堵套管外環(huán)形空間 下入3級K344封隔器管柱（如圖1所示）及洗井時水平球閥打開（正打壓水中平球閥座死），定壓閥上部2級K344封隔器防止ACP膠液上返竄至油套環(huán)空，在第一油管壓力下3級封隔器坐封，在第二油管壓力下定壓閥打開，將高性能小段塞堵劑擠注至預(yù)定的水平段割縫篩管外與地層之間的環(huán)空（建立ACP，套管外化學(xué)封隔器），封堵割縫篩管外環(huán)形空間［4］。

圖1　3級K344封隔器ACP注入管柱Fig.1 Injection string with 3 grades K344 & ACP

3.1.2ACP堵劑材料設(shè)計 （1）堵劑性能。ACP技術(shù)結(jié)合油管和跨式封隔器，在篩管與井壁間的環(huán)空放置具備特殊性能的可固化液，形成不滲透的高強度段塞，達(dá)到封隔環(huán)空的目的，實現(xiàn)管外分隔或者直接封隔出水部位。ACP材料具有高觸變特性，高剪切力下可流動、剪切力降低又能立即形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，堵劑的主要組分為鋁鎂混層氫氧化物、三乙醇胺鈦、甲基纖維素材料等，油藏溫度75 ℃下黏度約為250 mPa·s；剪切靜止后，前50 s材料的觸變結(jié)構(gòu)可迅速恢復(fù)，穩(wěn)定后觸變結(jié)構(gòu)強度約為2 000 Pa；ACP材料靜態(tài)膠凝時間3～3.5 h，動態(tài)條件下膠凝時間會延長；聚合時間36 h。

（2）ACP用量設(shè)計。室內(nèi)復(fù)配的ACP材料膠凝后的承壓梯度為1.2 MPa/m，設(shè)計的最高施工壓力20 MPa，計算得到ACP材料在水平段的長度為16.7 m，考慮到附加余量，化學(xué)封隔器設(shè)計長度20 m（井眼擴(kuò)徑20%，油管內(nèi)預(yù)留50 m 防過頂替，篩管跨距10 m ），根據(jù)體積法計算ACP材料理論用量0.6 m3，考慮吸附、稀釋等因素，取1.5系數(shù)，實際用量1.0 m3，現(xiàn)場配制1.2 m3。

3.2大段塞高性能化學(xué)堵劑對ACP以下井段堵水

Water plugging section below ACP with large

slug high performance chemical plugging agent 3.2.1 ZR-PD膠束微膜堵劑性能 堵劑為白色固體粉劑，配制堵劑液體黏度100 mPa·s；堵劑成交時間可控，75 ℃條件下成交時間48 h；成膠體強度≥400×103mPa·s，突破壓力≥1.0 MPa，堵水率≥95%；堵劑具有良好的耐溫抗鹽穩(wěn)定性，雙管并聯(lián)巖心流動實驗表明堵劑具有良好的選擇性封堵能力［5］。

實驗裝置如圖2所示，選用2根滲透率分別為63.2 mD和10.5 mD的并聯(lián)巖心進(jìn)行堵水實驗。首先將2根填砂管分別注入原油至飽和，并水驅(qū)至填砂管內(nèi)原油含水達(dá)到90%，然后從2根填砂管的出口端籠統(tǒng)注入1.0倍孔隙體積的5%膠束微膜堵水劑，在80 ℃恒溫箱中侯凝72 h，然后用注入水從入口端同時水驅(qū)油，根據(jù)出油量計算提高采收率值。實驗結(jié)果見表1。

圖2　雙管并聯(lián)巖心流動實驗裝置Fig.2 Flow test device of twin pipe dual cores

表1　5%膠束微膜堵水劑選擇性封堵實驗數(shù)據(jù)Table 1 Selective plugging experimental data of 5% micellar microfilm water plugging agent

膠束微膜堵水劑有選擇性優(yōu)先進(jìn)入高滲透水淹模擬巖心，很少量進(jìn)入低滲透水淹模擬巖心，從而使低滲透水淹模擬巖心得到明顯啟動，提高采收率為11.9%。同時，由于膠束微膜堵水劑是水溶性的，高滲透水淹模擬巖心也未發(fā)生“堵死”現(xiàn)象，提高采收率為5.7%。實驗說明膠束微膜堵水劑具有較好的選擇性封堵能力，在堵水同時對原油滲流影響甚微。3.2.2 堵劑用量設(shè)計 堵劑用量的設(shè)計原則為根據(jù)堵劑的置放深度設(shè)計堵劑用量，以達(dá)到最佳的堵水效果。用量（如圖3所示）為

式中，V為堵劑的用量，m3；α為水淹面積系數(shù)，取0.5；φ為油層孔隙度，取0.17；a為水平生產(chǎn)層段長度，取345.8 m；b為堵水劑分布最大水平深度，取5 m；c為堵水劑分布最大垂直深度，取5 m。

圖3　地層堵劑用量設(shè)計模型Fig.3 Dosage design model of formation plugging agent

通過計算得到堵劑用量為489.9 m3，取490 m3。參考以往施工情況，地層堵劑注入排量取10～12 m3/h。

3.3插管丟手對井筒進(jìn)行堵水

Water plugging of borehole by release of bayonet tube

對地層進(jìn)行大段塞高性能化學(xué)堵劑堵水后，起出插管，丟手留橋塞在井筒內(nèi)進(jìn)行封隔堵水；完成割縫篩管、地層、井筒內(nèi)的堵水，最后再下泵生產(chǎn)。

4　堵水施工情況Performance of water plugging operation

4.1ACP化學(xué)封隔器擠注施工

Injection operation with ACP

2014年11月12日，共擠注隔離液0.3 m3、ACP堵劑1.8 m3、隔離液0.3 m3、清水5.74 m3，擠注排量12 m3/h，油壓0 MPa，套壓0 MPa；候凝30 min，上提負(fù)荷200 kN（增加20 kN），管柱解封，載荷恢復(fù)正常180 kN，解封成功，起出管柱，關(guān)井侯凝。2014年11月14日，下驗封管柱，打壓5 MPa，10 min壓力不降，驗證ACP化學(xué)封隔器合格。

4.2ZR-PD膠束微膜堵劑堵水施工

Water plugging with ZR-PD micellar microfilm plugging agent

2014年11月16日～18日，下插管封隔器管柱坐封后（如圖4所示），共擠注膠束微膜堵水劑490 m3，排量12～15 m3/h，油壓由0 MPa上升至6.0 MPa，平衡套壓1.0 MPa；頂替清水7.5 m3，油壓6.0 MPa，套壓1.0 MPa；關(guān)井反應(yīng)30 min，油壓下降至1.0 MPa；套管放壓，上提管柱，起出回插管，油管無溢流，關(guān)井候凝5 d；加深管柱反沖洗至丟手位置，下泵生產(chǎn)。

圖4　ZR-PD堵劑施工管柱圖Fig.4 Consurucion of ZR-PD plugging agent

4.3堵水效果

Water plugging effects

該井堵水前日產(chǎn)液134 m3，日產(chǎn)油0.7 t，含水99.3%，動液面679 m；堵水后平均日產(chǎn)液79.7 m3，日產(chǎn)油4.4 t，含水94.8%，動液面1 152 m；平均日增油3.7 t，含水下降4.5個百分點。截至2015年底，階段累計增油1 023.6 t，累計降液22 983 m3，階段有效期398 d，目前繼續(xù)保持增油降水效果。

5　結(jié)論與建議Conclusions and suggestions

（1）水平井定向堵水技術(shù)將機械卡堵和化學(xué)堵水技術(shù)相結(jié)合，水平段堵水針對性強且工藝成功率高。

（2）化學(xué)封隔器（ACP）和膠束微膜堵劑（ZR-PD）分別針對套管外環(huán)空和層內(nèi)大孔道進(jìn)行封堵堵水，可泵性強，安全性高，是兩種性能優(yōu)良的堵劑。

（3）對于油層層系較多、液量高、含水突然上升、有一定增油潛力的水平井，應(yīng)用水平井定向化學(xué)堵水技術(shù)可以進(jìn)一步挖掘油井增油潛力，提高采收率。

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（修改稿收到日期 2016-04-05）

〔編輯 李春燕〕

Application of horizontal well directional water plugging technology in Well Y2-P4

LIN Yongjun， WANG Honghua， FU Bo， WU Guiying， LI Suqin， MU Habai
No.3 Oil Production Plant， PetroChina Zhongyuan Oilfield Company， Shenxian， Shandong 252435， China

Cementation is usually not conducted outside the casing in horizontal section of a horizontal well completed by screen pipe， and the application of conventional water detection and shutoff tools is restricted. In this regard， the horizontal well directional water plugging technology was discussed for its applicability in Well Y2-P4 in the Zhongyuan Oilfield. Special K344 packer was used to seal the pre-determined section， and the high performance plugging agent annular chemical packer （ACP） was placed directionally to realize separation of formation outside the casing that was not cemented. Then， special K344 packer was used to verify the plugging effect of the ACP. Finally， special bayonet-tube packer was used to inject large volume of high performance plugging agent （ZR-PD）into the formation， so as to achieve the plugging of water-producing interval of horizontal section. Field application shows that， after water plugging， the average daily incremental oil was 3.7 t， and the water cut dropped by 4.5%. By the end of 2015， the interim total incremental oil was 1 023.6 t， the total decremental fluid was 22 983 m3， and the interim effective period was 398 d. The horizontal well directional water plugging technology is highly specific to certain application， and it can realize high success and apparent oil increasing and water decreasing effect.

horizontal well； screen completion； annular chemical packer； micelles microfilm plugging ageint； directional water plugging； Zhongyuan Oilfield

TE358.3

B

1000 - 7393（ 2016 ） 04 - 0510- 04

10.13639/j.odpt.2016.04.020

LIN Yongjun， WANG Honghua， FU Bo， WU Guiying， LI Suqin， MU Habai. Application of horizontal well directional water plugging technology in Well Y2-P4［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（4）: 510-513.

吝擁軍（1973-），1998年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事采油工藝應(yīng)用管理及井下工具的科研工作，高級工程師。通訊地址：（252435）山東省莘縣采油三廠工藝研究所。電話：0393-4831552。E-mail：490787163@qq.com