超細水泥漿壓堵融合提高高含水砂巖油藏油井產量

關鍵詞/主題詞：工程技術；提高采收率；深部調驅；深部液流轉向；壓裂；堵水；超細水泥

0引言

中國高含水砂巖油藏已探明石油技術可采儲量為110×108t，已采出資源量為76×108ｔ，剩余可采儲量為34×108ｔ［1］。高含水砂巖油田為石油儲量和產量做出了巨大貢獻，盡管大部分油田已處于高含水期，但是仍然是穩產的重點區域。高含水老油田儲量、產量占全國的70%以上，以及當前技術水平還有70%以上地質儲量（約190×108t）滯留地下，這使得老油田穩產面臨嚴峻挑戰［2］。

隨著采出程度增加，油層壓力逐漸降低，地層供液能力下降，通常采取注水或注入化學劑方式向地層補充能量，進而維持油田正常開采。然后，由于巖石膠結強度低和儲層非均質性強等特點，儲層的強非均質導致注水、注化學劑等驅替介質竄流現象嚴重，造成大量石油殘留在未清掃區域，這對石油的穩產帶來極大的挑戰。

長期注入水沖刷導致膠結物和礦物溶解、粒間連結削弱和部分巖石組分膨脹。在開發后期，油藏溫度壓力變化，砂巖儲層微觀孔隙結構隨之變化，原有的非均質性進一步惡化，形成了優勢滲流通道，也就是大孔道，又稱優勢通道、竄流通道、無效循環場和優勢流場。高滲通道的形成機理復雜，且大孔道內裂縫、高滲透區域、基質地層多尺度滲流阻力差異性大，常規的治理手段有效期短、封堵效果差且成本高。

高滲透條帶一旦形成，平面及縱向矛盾加劇［3］，這導致驅替劑在注采井間竄流突進，降低了波及系數，低效注水循環加劇，儲量控制水平日益趨向于少數高滲層，驅替儲量控制水平低，開發成本巨大，嚴重制約了油田開發效果。

水驅采收率大小取決于波及體積和洗油效率。在水驅油藏中，當洗油效一定時，有效增加油藏內中低滲透層或中小尺度孔隙的吸液量，才能實現擴大波及體積并大幅度提高采收率［4］。因此，亟需采取適當的調剖堵水對高滲層大孔道進行有效封堵，以達到擴大波及體積進而提高原油采收率的目。

油藏深部調剖技術通過調控驅替剖面和封堵高滲透通道，從而明顯提高波及體積，有效驅替剩余油，已成為中國高含水～特高含水油藏實現“控水穩油”的一項關鍵技術［5］。王玥等應用數值模擬方法宏觀研究剩余油分布，判定水流優勢通道，自主研制了新型耐高溫復合交聯劑，并采用多井組聯合同步調驅方式，開展了華北油田L斷塊現場深部調驅試驗［6］。侯思偉等為改善低滲油藏高含水期水驅開發效果，在室內應用計算機斷層掃描（computedtomography，CT）技術開展了巖心深部調剖驅替實驗研究，探索了深部調剖驅油機理［7］。

但如何實現調堵劑在深部的有效放置，是一項難題。對于調堵劑而言，首先要滿足油藏深部調剖的需求，這就要求調堵劑具有良好的注入性、可控的成膠時間以及良好的抗剪切性；其次要能夠實現有效封堵，要求調剖劑的封堵強度足夠高且長期穩定性好。對于注入方式而言，需要根據調堵劑的理化性質調節不同的注入排量和注入壓力，以改變調堵劑的運移模式。

隨著長時間水驅后大孔道的發育和變化，需要加深對油藏深部調堵技術機理的認識，優化封堵材料體系的功能和封堵有效期來匹配大孔道的封堵要求。而對于調堵劑的研發以及調堵劑的高效注入方式，已成為目前油藏深部調驅技術研究核心。現有的堵水體系已不能夠滿足現在長期水驅后的大孔道封堵的需求。

針對水驅開發后期的砂巖油藏，一是常規施工一般采用低排量慢注工藝。注入壓力遠低于地層的破裂壓力［8］。通過低速注入工藝，超細水泥漿在滲流作用下易在近井地帶濾失、形成濾餅，導致堵劑難以深部運移，增加施工風險。二是采用通過油套環空和油管注入堵劑，但存在井套變較多，光油管容易發生“插旗桿”的風險。三是多采用聚合物凝膠類、緩膨顆粒類、微球類以及柔性液流轉向劑類調剖技術［9］。

王鳳嬌等針對淺薄層高孔高滲油藏，由于原油粘滯阻力大，導致水驅波及體積小、儲層動用程度低的問題，通過巖心流動實驗和數值模擬優化聚合物驅注入參數和注采關系，提高聚合物體系的注入性和利用效率［10］。然而，聚合物凝膠體系容易受到地層吸附、剪切等影響，儲層深部成膠效果差，封堵距離受到限制［11］。

張頂學等選用不穩定型和穩定型兩種交聯劑，與有機單體聚合形成具有三維網狀結構的預凝膠顆粒，該顆粒在油相中保持收縮狀態，而在水相中不穩定的酯類交聯劑逐漸分解，穩定交聯劑可發生吸水與交聯反應，體系黏度上升，具有良好的選擇性封堵效果［12］。TANGKe等研發了一種具有粘連能力的高強度預制顆粒凝膠（HSPPG），通過評估粒徑、溶脹率和注射量等不同因素對凝膠強度和堵塞性能的影響。驅油實驗表明，HSPPG能夠提高采收率22.12%［13］。然而，緩膨顆粒體系通過在喉道處架橋堆積堵塞，無法形成連續性封堵，且易降解，有效期較短［14］。

荊波等為解決常規丙烯酰胺類聚合物微球在高溫高鹽非均質油藏中應用效果較差的問題制備了一種具有雙重交聯結構的聚合物微，室內評價其長期熱穩定性能、黏彈性能、深部運移能力、剖面改善效果以及驅油效果，并成功進行了現場應用［15］。但聚合物微球體系受粒徑及材料理化性能的影響，對大孔道封堵能力有限［16］。

吳天江等為改善預交聯凝膠顆粒穩定性差、易破碎，多輪次實施后效果逐漸變差等問題，以含芳烴單體和特種共聚單體為主劑、過氧化苯甲酰為引發劑制得高強度柔彈性顆粒狀的裂縫封堵劑，在安塞油田現場應用的效果良好，投入產出比為1∶2.92［17］。但柔性液流轉向劑顆粒較大，封堵強度較低，難以進入液流深部，且成本較高［18］。上述調剖體系受材料理化性能限制，普遍面臨著儲層運移距離與封堵強度的矛盾，難以實現真正有效的深部放置，且普遍面臨封堵時效不夠、反復的封堵和無法有效的封堵的問題，不能達到長效調控深部高滲條帶、有效實現深部液流轉向、擴大低滲層波及系數的目的。

常規水泥粒徑較大，攜帶性懸浮性較差，緩凝時間和固化時間不可控，因此用于裂縫和大孔道封堵的實施案例較少，尚處于起步階段。

2002年，曾俊等研發了水灰比為0.5～1.0的水泥漿＋0.2%～1.0%緩凝劑＋0.05%減阻劑＋0.4%懸浮劑的配方體系，采用排量在0.3m3/min的低排量慢注，1998年8月至2001年12月在河南油田共實施超細水泥封堵61井次，施工工藝成功率93.8%，有效成功率85.3%［19］。2006年，滕福景等在超細水泥中添加特制的聚合物溶液對其進行復配改性，現場應用60多井次，施工成功率100%，但未報道具體應用效果［20］。近20年尚未見其他應用報道。

與常規水泥相比，超細水泥具有更小的細度和更大的比表面積，可解決常規水泥攜帶性、懸浮性以及注入過程中難以深穿透等方面的技術難題，有望滿足對大孔道高強度長效封堵的生產需求。在封堵深部高滲透條帶的技術領域，超細水泥相較于聚合物類調堵劑更具應用潛力。水泥等無機顆粒類堵劑主要成分是硅酸鹽及氧化鈣，具有穩定性高、塑性粘度及、動切力低、固化后封堵強度高等特點。YUWeijian等通過對超細水泥的微觀表征以及性能評價，表明超細水泥石試件的強度會隨著水泥目數的增加而提高，且目數越高，超細水泥石試件達到最大強度所需的時間越短［21］。趙金海等通過文獻綜述指出，超細水泥已廣泛應用于固井、完井和近井封竄作業中［22］。

王福昌等研發了大溫差低密度高強水泥漿體系、防氣竄韌性水泥漿體系，較好地解決了漏失及油氣水侵等難題［23］。唐凱等研發了微膨脹、小失水量、短膠凝強度過渡時間的防水竄水泥漿體系，在TAMBOCOCHA油田高滲透底水油藏現場應用于23口井，固井質量優質率達95%，解決了該油田生產套管固井難題［24］。超細水泥類多作用于近井地帶，應用于油藏深部的調堵作業，難度極大。

目前對超細水泥漿等顆粒類調堵劑作用機理的普遍認識主要有三點：

1）基于科澤尼公式和三分之一架橋理論，顆粒類堵劑在砂巖油藏中作用距離受粒徑與滲透率的匹配關系影響；

2）受到材料濾失性與稠化性能的影響，水泥漿體系多用于近井地帶的封層封竄；

3）為確保有效封堵目的層，避免傷害非目的層，注入壓力應小于地層破裂壓力。

上述慣性思維，極大地阻礙了超細水泥類堵劑在深部調堵作業中的應用。此外，對于水泥類堵劑如何實現深部運移、封堵深部優勢通道的機理研究較少。因此，水泥等顆粒類堵劑僅局限于堵漏、堵邊底水、封層封竄等領域，在封堵深部高滲條帶、實現液流轉向的技術領域尚未見到成功應用的案例。要實現調堵劑在深部放置，實現深部液流轉向，需要跳出聚合物類材料的選擇范圍，選擇理化性能更穩定的基礎材料，并創新配套的工藝體系。當注入壓力達到地層破裂壓力以上時，可優先溝通地應力作用下所形成的微細裂縫，從而形成壓裂縫通道。該通道可與高滲條帶延伸方向高度重疊。由此，堵劑可沿壓裂縫通道運移并在深部有效放置，從而封堵地層深部高滲條帶，實現深部液流轉向，解決技術適應性不足的難題。超細水泥屬于固相硬顆粒，相較于聚合物顆粒類調堵劑的軟顆粒，常規的注入工藝已不再適用。

通過研發超細水泥配方體系，采用高排量、高壓力的注入工藝，利用大尺寸填砂巖心深穿透物模實驗，重新認識水泥顆粒類調堵劑的深部運移和封堵機理。同時，對超細水泥堵劑進行實驗室物理模擬適應性評價，并基于微細裂縫對水流優勢方向控制作用的地質認識，構建了壓、堵結合的超細水泥深穿透液流轉向調堵工藝。通過中高滲油藏的現場實施驗證了技術可行性。這一研究對“雙高”砂巖油藏轉變開發方式，探索一種提高剩余油動用程度的低成本工程技術手段，旨在提高剩余油的動用程度，為高含水砂巖油藏的采收率再提高提供技術借鑒。

1方法和過程

高含水砂巖油藏具有孔隙度高、滲透率高、大孔道發育和層間層內平面矛盾突出的特點。水驅開發后期低效、無效注水現象嚴重。

研發適應油藏大孔道高效封堵的超細水泥漿體系，重新認識水泥顆粒類調堵劑的深部運移和封堵機理顯得尤為重要。通過優化段塞設計、工藝管注設計、施工壓力設計和注入工藝設計等施工工藝，創新構建壓堵融合的高滲條帶深部長效調堵工藝，并成功在華北油田A36斷塊東區高含水砂巖油藏進行了現場應用。

1.1室內研究

1.1.1超細水泥漿體系研究

研究表明，超細水泥粒徑小，穿透窄縫的能力強，同時固結后的抗滲性能高于常規水泥。將超細水泥與G級水泥復配，不僅可以利用小粒徑超細水泥封堵滲漏層，還能使大顆粒G級水泥沉積在裂縫表面，進一步封堵縫隙，提高封堵效果。因此，針對超細水泥與G級水泥復配的調堵劑體系，可以通過優化G級水泥與超細水泥的配比、水灰比，以及降失水劑和緩凝劑的用量，從而使該體系具備一定的固化強度、穩定性、抗濾失性和充足的稠化時間，以滿足封堵施工的要求。

通過2組不同注入排量條件下進行的2m長巖心水泥深穿透物模實證，明確了水泥顆粒堵劑可通過高壓、大排量注入方式溝通明顯水流優勢方向的微細裂縫，使水泥漿通過管流形式實現深部放置，并在深部裂縫處通過濾失實現封堵這一機理認識。并基于微細裂縫對水流優勢方向控制作用及水浸巖心結構強度下降30%的實驗結果，構建了壓裂堵水融合的水泥深穿透液流轉向工藝，解決了現有工藝條件下水泥等無機顆粒類堵劑因易濾失而僅用于近井封堵，難以實現深部高滲條帶長效調控的難題。針對壓堵融合的新工藝，優化了超細水泥漿堵劑的稠化、抗濾失等性能，以滿足目標區塊施工時間、壓力和溫度等要求。現場試驗表明，借鑒批混批注的注入方式，通過大排量、高壓力注入方式，可以擠壓巖心孔隙溝通微裂縫，可以實現水泥漿調堵劑有效深部放置，抑制高滲條帶注水無效循環，改善平面波及效率，長效調控深部高滲條帶超過12個月。

1）粒徑分析。使用丹東百特科技有限公司生產的激光粒度分析儀（BT-2001），分別對所用超細水泥（早強固井用超細水泥，保定保興固井材料制造有限公司生產）與G級水泥（華油G級水泥，保定保興固井材料制造有限公司生產）進行粒徑分析。

粒徑測試顯示，超細水泥粒徑中值9.4μm，比表面積499.1m2/kg，理論上可以滿足對地層水流優勢通道的注入及封堵需求，G級水泥中值22.8μm，比表面積220.1m2/kg。考慮成本因素及封堵效果，在配方體系中復配一定比例的G級水泥。

2）抗濾失性能優化。參考標準GB/T19139《油井水泥試驗方法》，采用沈陽金歐科DFC-0705高溫高壓失水儀和沈陽泰格TG1220C常壓稠化儀進行實驗，通過配制不同比例的超細水泥與G級水泥，加入不同含量的降失水劑，并加水稀釋至不同水灰比，放入常壓稠化儀，在60℃條件下攪拌20min后，倒入失水筒中測試API失水，觀察失水情況。

實驗結果顯示水灰比為1∶0.8條件下，在不同配比超細水泥與G級水泥體系中，加入不同含量降失水劑，其濾失性評價結果，見表1。

從表1中可以看出，濾失性評價實驗結果表明，在低密度條件下，單純使用超細水泥作為調堵劑體系極易失水，即使提高降失水劑用量，失水量也高達280mL。復配一定比例的G級水泥后，體系濾失性雖然能得到一定改善，但仍需要提高降失水劑用量以進一步降低失水量。實驗結果顯示，超細水泥與G級水泥配比1∶1，失水劑用量5%時，失水量為64mL，可以滿足工藝對濾失性能的要求。

3）稠化性能優化。參考標準GB/T19139《油井水泥試驗方法》，采用錢德勒8040D10高溫高壓稠化儀、金歐科雙缸增壓稠化儀DFC-0712B和恒溫養護箱進行實驗，通過配制不同水灰比水泥漿體系，加入0～1%濃度的緩凝劑，攪拌均勻后加入稠化儀中，考察60℃、20MPa條件下的稠化時間。同時分別考察在恒溫養護箱中養護24h和48h的樣品強度，見表2。

從表2中可以看出，當體系緩凝劑用量為0.9%時，稠化時間為8.5h，可以滿足施工要求。在該條件下，水泥養護強度為6.9MPa，理論上可以滿足對地層高滲條帶封堵的要求。

4）析水穩定性考察實驗。實驗用500mL量筒、燒杯、玻璃棒完成。分別配制不同水灰比的G級水泥、超細水泥，以及優化完成的深部調堵體系。倒入500mL量筒中靜置記錄不同時間的析水體積。

實驗結果顯示水灰比1∶0.8的條件下，G級水泥與超細水泥配比1∶1的體系穩定性良好，析水率為1%，可以滿足現場施工要求。

5）酸液對調堵劑稠化性能的影響分析。使用現場施工注入所用的解堵劑，稀釋到10%的濃度以后，與調堵劑按不同比例混合，加入稠化儀（金歐科雙缸增壓稠化儀DFC-0712B）中考察稠化時間。酸液影響評價實驗結果，見表3。

從表3中可以看出，隨酸液濃度增加，水泥漿稠化時間延長，但對48h以后的水泥固化強度影響有限。10%濃度酸液與水泥漿比例在0.1∶9.9以下時，水泥漿稠化性能影響可控，稠化時間從8.5h左右延長至12h。因此，為緩解酸液對水泥漿體系的影響，前置解堵段塞注入后的頂替清水段塞具有一定的必要性。

6）調堵劑體系養護強度評價。實驗使用金屬試模（50.8mm×50.8mm×50.8mm）、養護水浴箱、抗壓強度試驗機完成。參考標準GB/T19139《油井水泥試驗方法》，按照推薦的體系配制水泥樣品并倒入試模，放入60℃養護水浴箱中養護。使用抗壓強度試驗機測試5d、30d、90d、180d和360d不同養護時間的抗壓強度。

綜合考慮稠化時間、濾失性能、析水性能以及成本，推薦水泥漿配方為：50%G級水泥+50%超細水泥+0.9%緩凝劑+1%減阻劑，水灰比為1∶0.8。該體系5d時的養護強度為7.6MPa，30d時的養護強度為8.5MPa，并且該強度可維持12個月以上。

1.1.2水泥漿深穿透物理模擬實驗

為了驗證超細水泥壓堵施工工藝技術思路的可行性，設計了2組2m長的填砂巖心物模實驗。通過監測泵注壓力曲線、觀察巖心管出口水質變化和實驗后巖心管的解剖情況，研究超細水泥漿體系的運移方式及作用規律。水泥漿深穿透物模實驗裝置如圖1所示。

從圖1中可以看出，物理模擬裝置由清水罐、柱塞泵（即圖中注入泵，排量為2～30L/h）、2m長模擬注入管柱、2m長填砂管柱組成。其中，注入管柱和填砂管柱均由常規油管切割及內涂砂處理。清水罐、柱塞泵與注入管柱之間通過高壓軟管進行連接。注入管柱中的頂替清水與水泥漿之間放置可移動的橡膠活塞，防止水泥漿在進入填砂管柱前與頂替清水過早混合。出口使用量筒進行取樣計量。

水泥漿體系為前期優化后的配方體系，配方為50%G級水泥+50%超細水泥+0.9%緩凝劑+1%減阻劑，水灰比為1∶0.8。該體系密度為1.4g/m3，注入量為1.5PV。實驗巖心管使用直徑62mm油管加工而成，管長2m。1號巖心管使用40～80目石英砂填制，孔隙度為36.7%，滲透率為493.2mD；2號巖心管所用石英砂比例為（40～80目）∶（80～120目）=1∶1，孔隙度為33.9%，滲透率為81.5mD。

實驗采用5L/h的低注入排量模擬常規水泥封層堵水施工；采用16L/h排量模擬大排量壓堵結合施工工藝。

依次向垂直的注入管柱加入1.5PV的水泥漿和活動膠塞，隨后將注入管柱灌滿清水，按示意圖依次連接好注入泵、注入管柱、填砂管柱；按設計5L/h、16L/h的排量頂替水泥漿，若在20MPa附近或遇到壓力突升，則停泵憋壓10～20min后繼續泵注，如此連續2～3次，直到無法進一步泵注頂替為止；注入過程中記錄壓力變化情況，并在填砂巖心管出口取樣記錄。

物模實驗使用前期優化的超細水泥體系，分別考察了在低排量和大排量條件下的水泥體系運移規律。

1號巖心物模實驗所用巖心測試滲透率為493.2mD，采用低排量注入，排量為5L/h。泵注壓力曲線如圖2。

從圖2中可以看出，10～32min時，泵注壓力緩慢上升至7～8MPa，壓力爬升速度為0.36MPa/min；平穩注入20min后，在第54～62min開始進入第二階段，壓力上升至18MPa，壓力爬升速度為1.25MPa/min；在平穩注入10min后再次遇到壓力突升，壓力爬升速度大于1.75MPa/min，且反復停泵憋壓依然無法再進一步注入。整個注入過程中巖心管出口水質無明顯變化清澈透明，無明顯變化。

2號巖心物模實驗所用巖心測試滲透率為81.5mD，改為16L/h大排量注入，控制壓力為20MPa。泵注壓力曲線，如圖3所示。

從圖3可以看出，在第11～20min時，壓力快速升至18MPa左右，壓力爬升速度約為2MPa/min。后續注入過程平穩，壓力沒有繼續突升的現象，保持在18～20MPa之間。在注入量大于1PV后，巖心管出口水質由清變混，顯示有水泥顆粒滲出。

注入實驗結束，考察了注入端口水泥濾失情況，1號、2號巖心管注入端面如圖4所示。

從圖4中可以看出，1號巖心在低排量注入時，端口濾失形成泥餅（圖4a）；2號巖心在大排量注入時，水泥漿在端面未濾失（圖4b）。

為了考察低排量注入巖心管的水泥運移情況，在注入實驗結束后，對1、2號巖心管進行了氣焊切割，切割后的1、2號巖心管剖面如圖5所示。

從圖5中可以看出，巖心在不同的注入排量下，水泥在巖心中分布方式，表明其通過巖心方式不同。

在低排量注入條件下，1號巖心前段水泥從右側端口錐入5cm，滲入深度40cm，中后段無水泥運移跡象（圖5a）；在大排量注入條件下，2號巖心前段未有明顯水泥滲入（圖5b）；同時，水泥沿管壁穿至2號巖心中后段（圖5c）；并從2號巖心尾段滲出巖心管（圖5d）。通過大排量注入方式，水泥漿主要沿管壁穿透至中后段，并在距尾端40cm處開始從巖心內部滲出。

結合巖心管剖面圖片，對注入壓力曲線j進行分析。1號巖心管在第一次壓力上升階段，壓力爬升速度較慢，為0.36MPa/min。分析認為此時水泥在入口端部分濾失的同時，有部分水泥顆粒在巖心孔隙內部擴散運移。第二次壓力上升階段，壓力爬升速度增大，為1.25MPa/min。分析認為，此時的填砂巖心受擠壓發生塑性形變，導致水泥漿沿管壁進一步錐入，使其能夠在更深范圍內進行滲入擴散；第三次壓力突升后，反復憋壓的情況下，注入仍無法繼續，表明此時水泥在錐入范圍內完全濾失，導致巖心管注入端完全封堵，無法再深部運移。因此，對1號巖心管的作用距離為40cm。

對于2號巖心管，其注入壓力在11～21min階段快速上升，壓力爬升速度2MPa/min。結合圖5的巖心管剖面圖片分析，可以認為，在大排量注入條件下，水泥漿沒有在巖心內部通過滲流發生運移，而是通過擠壓巖心產生塑性形變，沿著由此與管壁溝通產生的裂縫，實現了深部穿透，運移到了巖心管后段，并在尾部40cm處滲出。因此，2號巖心的水泥作用距離可達到2m以上，作用距離相比1號巖心延長4倍以上。

根據大尺寸水泥深穿透物模實驗結果，可以得出2點水泥漿深部運移規律的認識：（a）控制壓力、低排量條件下，水泥漿通過滲流的方式在儲層中運移，浸入深度有限。一旦在滲流端面一旦濾失形成濾餅后，將無法進一步侵入。

（b）高排量、高壓力條件下，水泥漿可以沿著因擠壓孔隙溝通微裂隙所形成的通道實現深部穿透，這種方式頂替效率較高。穿透后，水泥漿將沿穿透通道向周圍的孔隙浸入。在濾失發生前，這一過程不斷重復，最終在深部裂縫邊緣濾失堆積固化，從而實現深部封堵作用。

1.1.3超細水泥漿現場施工工藝研究

依據物模實證所建立的深穿透液流轉向調堵工藝，注入段塞設計如下：前置酸預處理段塞30m3、試擠清水段塞20m3、水泥調堵主段塞30m3、隔離頂替段塞45m3。在深部調堵施工前，通過復合解堵劑為主的前置酸預處理段塞，處理井筒附近地層的前期措施殘余物，預期在水浸巖心力學強度弱化30%的基礎上，進一步降低破裂壓力，提高水泥漿調堵段塞可注入性。通過試擠清水段塞擠壓巖心產生塑性形變，溝通地層微裂縫，降低水泥擠壓造成的濾失效應，落實調堵段塞可注入性。同時，在裂縫閉合前，利用隔離頂替段塞模擬活塞作用，將堵劑向地層深部頂替。在深部調堵施工過程中，需要保證試擠清水段塞、調堵段塞及隔離頂替段塞注入過程連貫，防止中途停止導致裂縫閉合，從而影響后續水泥的深部運移。

該調堵工藝通過溝通微裂縫的方式實現調堵劑運移，與壓裂工藝相似。因此堵劑用量設計未使用常規堵水調剖所采用的平面徑向流模型計算，而是運用了FraceproPT壓裂軟件，通過模擬半縫長度來設計段塞用量。

為降低水泥漿在施工過程中在井筒中濾失和固化的風險，工藝管柱應簡化管柱結構，故采用簡便的可取式插管橋塞。原則上應實施單層調堵，插管橋塞需卡封在目的層頂部；砂面不可過低，需填至目的層底部，以避免擠注水泥后留塞。

1.2現場應用

A36斷塊東區儲層復雜，常規調堵劑和施工工藝已無法有效調控深部高滲條帶，也無法實現深部液流轉向和擴大低滲層波及系數。因此，采用超細水泥漿壓堵融合深部長效調堵工藝，并開展現場試驗，驗證該技術的可行性和有效性。

A36斷塊東區的沉積類型為近岸水下扇，主體發育扇中亞相，沉積微相為水道前緣，受構造影響，整體為鞍狀構造，構造完整。結合該區塊的油水井生產動態資料顯示，通常注水見效方向與斷層發育方向相關，并與微細裂縫發育有相關性；多口井壓裂曲線顯示，破裂壓降不明顯，判斷壓裂溝通微裂縫所形成的壓裂縫展布方向，與地應力方向大致相同。這表明水流優勢方向受沉積和構造雙重作用，在地應力作用下，受構造影響形成的微細裂縫對水流優勢方向控制作用更明顯。2022年6月措施前，日產油16t，含水90.8%，地面原油粘度92.6mPa·s，含蠟量14.5%，膠質瀝青質含量21.2%。采出程度12.25%，采油速度0.15%，目前屬于低效開發階段。其主力層AI儲層主要為細砂巖，夾少量粉砂巖，孔隙度14.8%，滲透率412.0mD，儲層溫度60℃。

該斷塊主要開發難點在于：1）生產井段長，層間矛盾突出；2）注水見效方向，與斷層發育方向關聯性較強，主力層長期注水，已形成優勢通道；3）存水率大幅下降，無法進一步擴大水驅波及體積。

通過油藏工程分析，選擇了A36-17井作為現場試驗井，該井于1989年投注，表層套管下深69.29m，油層套管下深1513.89m，水泥返高面901m。歷史上該井進行了兩次調驅，其中北東向對應的36-16井為主見效，36-18井和36-26井為次見效，見效方向明顯。因此計劃開展壓堵融合的深部調堵試驗，提高非主流線、低滲透層、小孔隙的波及系數。

為保證施工工藝安全，設計選擇插管橋塞工藝管柱對A36-17井的目的層12、13號層（1361.0～1367.6m）進行擠注。由于該井生產時間長，全井段套變嚴重，從1043m以下多處縮徑，最小井徑93.37mm。D98mm脹管器在1287.65m遇阻，反復整形失敗。無法按原設計下入插管橋塞保護目的層12、13號層上部的低滲層。因此現場實際工藝管柱，如圖6所示。

從圖6中可以看出，插管橋塞卡點設計在油層套管水泥返高面以下的1042.15m，針對目的層12、13號層及以上層位籠統注入，預期水泥漿體系進入吸水量較高的12、13號目的層。但該管柱工藝是否能夠滿足對主吸層的注入施工要求，需要分析各個小層的吸水剖面測試情況。歷次測吸水剖面測試結果見表4。

從表4中可以看出，該井主吸層在12小層，預期此次調堵劑將主要進入12號小層。多數巖石在飽水條件下會發生軟化，且圍壓不同，相應的巖石力學強度變化也有不同。實驗研究表明，在圍壓10～40MPa條件下，中等強度砂巖在飽水40d后破壞強度可下降18%～30%，100%飽水度條件下彈性模量可下降30%［25］。據此分析認為，砂巖油藏經長期注水開發，存在地層破裂壓力下降的情況，同時結合物理模擬實驗，可為施工壓力設計提供依據。A36斷塊6口壓裂井的施工時間、壓裂井段及其它施工情況見表5。

從表5中可以看出，平均破裂壓力為32MPa。經過前置酸預處理，近井地帶的可注入性得到顯著提高。根據水浸巖心力學實驗和物理模擬實驗的結果，按弱化系數降低30%進行計算，本次設計的注入地層破裂壓力預計為20～23MPa。

水泥漿沿溝通地層微裂縫形成的大孔道運移，近似于管流狀態，頂替效率較高。因此需要大排量、高壓力的泵注工藝以實現溝通地層微裂縫的目的。聚合物深部調驅使用的調驅泵和常規堵水用水泥車排量較低，無法滿足大排量高壓連續注入的要求，易造成水泥漿失水而影響深部運移。

固井水泥車的排量可達到1.0m3/min以上，可以滿足施工工藝需求，因此，現場實施借鑒固井的批混批注工藝，以實現地面注入。

地面工藝流程包括灰罐車運輸水泥，水泥立罐儲存水泥，壓風機輸送水泥，水泥車攪拌水泥漿，潛水泵為水泥漿供液，水罐提供清水，污水池存放清洗水泥車污水，供電設備為潛水泵供電。按設計的段塞用量和施工壓力，預期排量在1～2m3/min。批混批注施工順利情況下，預計在2～3h內完成注入。

施工過程連貫，水泥漿注入順利。試擠注清水段塞，注入排量為1.2m3/min，壓力為22MPa。擠注水泥漿段塞，排量為1.4m3/min，壓力降為19MPa。由于水泥漿密度為1.4g/cm3，液柱靜壓高于清水，因此表現出泵壓略有下降。隔離段塞的聚合物粘度約為200mPa·s，泵注性較差，故擠注隔離液時排量下降為0.6m3/min，壓力為18MPa。后續頂替清水段塞，排量為1.2m3/min，壓力由24MPa降至22MPa。注入施工結束關井后，候凝3d。測試調堵施工前、中、后的吸水指數，如圖7所示。

從圖7中可以看出，調堵前測試吸水排量為0.23m3/min，穩壓為11MPa；措施實施后測試吸水排量為0.23m3/min，穩壓為10MPa，壓力略有下降。表明工藝對近井地帶無污染，實現了堵劑的深部放置。

2結果現象討論

在A36斷塊東區，利用自主研發的超細水泥配方體系（失水量75mL，析水率1%，流動度30cm，緩凝時間8.5h，不受酸液影響）實施封堵，注入施工過程連貫，水泥漿注入順利。現場應用后，主見效井含水降低了6.8%，日產油最大增幅為285.9%，降水增油效果明顯，表明堵劑起到深部液流轉向的作用，抑制了高滲通道注水無效循環，改善了平面波及效率。

2.1有效時間提高1倍原因分析

為分析技術有效期，選擇聚合物凝膠調驅技術應用實例與超細水泥漿壓堵結合工藝技術應用情況進行對比。

程杰成等報道了在大慶油田高滲透高含水油藏的應用效果。該油藏砂巖厚度為12.4m，有效厚度為7.8m，平均滲透率為779.0mD，綜合含水為98.2%。采用低初始黏度（≤10mPa·s）聚合物凝膠，日均注入量為400m3/d，從2017年1月到2017年5月，穩壓注入5個月，綜合含水平均下降1.3%，日產液量下降16.2%，累積增油563t。停止注入聚合物凝膠后，日產液量逐漸降低，日產油量大幅度降低，綜合含水僅一個月便恢復至調堵作業前水平，有效期相對而言較短［26］。

壓堵結合工藝對油藏大孔道的長效調控，目的在于擁有相較于常規材料更持久的作用時間，更加高效的封堵能力，能夠有效減少調堵作業的次數，以提高采收率并減低作業成本。超細水泥體系性能優越，其粒度小，能夠在水中更好地懸浮且匹配更小的微細裂縫，能夠更有效的封堵不同層級的油藏大孔道。符合砂巖油藏水驅竄流通道封堵的需求。

超細水泥漿體系析水穩定性強，降低了在井筒中過早沉降的施工風險，保障了體系良好注入性。為進一步提高注入性，在批混批注工藝之前，增加了前置酸化解堵處理的段塞設計。超細水泥漿體系緩凝時間8.5h，施工窗口充足，且泵注性能良好，降低了施工過程“插旗竿”風險，保障了堵劑的深部運移時間。

超細水泥漿復配G級水泥，在降低成本的同時，為避免在地層中過早因濾失形成濾餅，有利于體系實現深部運移，由于段塞用量大于常規近井封堵的段塞設計用量，水泥漿密度可以相對較低，因此本次實驗考察水灰比1∶0.8的水泥漿體系。通過抗濾失性能優化實驗，篩選了合適的超細水泥與G級水泥配比，優化降失水劑用量。針對流動度、API失水量、緩凝時間等因素進行了考察，因為低濾失性有利于水泥漿在濾失形成濾餅前實現深部運移，設計了失水量為64mL的復配超細水泥體系。同時，采用固井常用可取式插管橋塞工藝管柱，降低了超細水泥漿在井筒中的濾失和固化風險。

現場應用過程中，由于受到剪切、地層水稀釋和溶脹作用影響，其封堵強度和有效期會進一步下降。水泥漿體系通過壓堵融合工藝，實現了超細水泥漿的深部放置，由于無機顆粒材料的機械穩定性，其固化后的強度相對穩定，受儲層溫度、水質等影響較小，有效期明顯更長。

2022年6月24日在華北油田A36-17井組實施深部調堵措施，截止到2023年10月，主見效井日產液23.76t，日產油由0.62t上升至2.26t，含水率由95.7%下降至90.49%；弱見效井日產液18.65t，日產油由0.18t上升至1.08t，含水率由97.24%下降至94.21%。措施前與措施后6個月、12個月的見效井日產油對比，如圖8所示。

從圖8中可以看出，經過對A36-17井組高滲條帶的深部調堵，迫使液流轉向，主見效井不變，弱見效井轉變為次見效井，降水增油效果明顯，有效期已經超過12個月，顯示出具有長效封堵高滲條帶的技術潛力。

2.2累計增油量提高43%原因分析

基于微細裂縫對砂巖油藏水驅開發后期高滲條帶的控制作用的地質認識，只有通過高壓力、大排量的壓堵融合的技術手段，才能使理化性能穩定的無機顆粒類調堵體系克服低速注入條件下滲流作用導致的快速濾失問題，實現有效的深部放置，解決高滲條帶的長效調控難題。現場應用結果表明，在高于儲層破裂壓力的條件下實施注入，超細水泥漿體系能夠進行深部運移，有效封堵水驅竄流通道。該技術對于砂巖油藏水驅開發后期高滲條帶長效封堵，同時也為有效啟動油藏平面剩余油提供了重要的解決方案。為分析累計增油量提高的具體原因，對比同區塊的弱凝膠-微生物復合調堵技術與超細水泥壓堵結合的調堵技術。

2008年7月3日對A36斷塊東區進行弱凝膠-微生物復合調堵措施，注入凝膠的孔隙體積倍數為0.015PV，總注入量為1.8×104m3，平均單井注入量3000m3，設計日注入量為240m3，按壓裂后預測產液量估算注采比為1.2，2008年9月3日完成施工。后中壓注水，2008年9月30日注微生物，A36-17井總注入量為1028m3，日注入量為25m3，注采比為0.7，2008年11月11日注入結束。

措施實施后，日產液由91.00t下降至77.01t，日產油由11.50t下降至8.12t，綜合含水率由87.36%上升至89.46%。截至2009年11月，日產油平均為10.14t，較實施措施前日產油下降了11.83%。綜合平均含水率87.47%，與實施措施前相比基本無變化。主見效井A36-16井日產油從措施前的1.68t提升至2.07t，增幅23.2%，綜合含水從90.24%降低至90.00%，含水變化不明顯。次見效井A36-18井從措施前日產油6.22t降低至3.75t，綜合含水從82.04%上升至87.06%，次見效井A36-26井日產油從措施前的0.78t降低至0.70t，綜合含水從90.21%下降至90.14%。弱見效井A36-25井日產油從措施前2.53t降低至1.23t，綜合含水從90.62%上升至91.78%。僅主見效井日產油有所提高，而次、弱見效井日產油均降低。措施前后見效井日產油峰值對比，如圖9所示。

從圖9中可以看出，雖然措施后僅主見效井A36-16、次見效井A36-18持續有效；但弱見效井A36-25井措施后日產油量卻持續下降，即使后期提高采液量，日產油量也無法進一步上升。其中弱見效井A36-25井有效期約為6個月，累計增油150.90t。分析認為，該措施實施時間處于該斷塊開發中期，弱凝膠與微生物復合驅持續作用于主、次見效方向驅替剩余油。然而，由于難以調控井組間的高滲條帶，無法實現深部液流轉向，因此對于弱見效井基本無效。

弱凝膠與微生物復合調堵技術難以有效控制高滲條帶，未有效實現液流轉向。不僅無法降低A36斷塊東區的綜合含水率，還不能有效提高日產油量。弱凝膠與微生物復合調堵的技術手段無法有效處理A36斷塊東區面臨的生產難題。

壓堵結合的深部長效調控不同于近井封堵，其目的在于封堵深部高滲條帶。與常規施工方式相比，高壓力大排量的施工方式，更易于將調堵劑有效地放置于地層深部。常規施工一般采用低排量慢注工藝，注入壓力遠低于地層的破裂壓力。物理模擬實驗結果表明，通過低速注入工藝，超細水泥漿受滲流作用，易在近井地帶濾失并形成濾餅，從而導致堵劑難以深部運移，運移距離只有40cm，施工風險較高。而高壓力則迫使超細水泥漿沿著水流優勢方向溝通明顯的微細裂縫，高排量則會使超細水泥漿沿溝通裂縫快速運移，避免堵劑的堆積和濾失。在反復的“壓裂造縫-快速運移”過程中，超細水泥漿能夠運移200cm，成功到達填砂管巖心管末端，這意味著在儲層中能夠進行深部運移，使調堵劑得以有效的放置于深部。根據物理模擬實驗結果，設計了施工壓力高于破裂壓力、施工排量大于1m3/min的批混批注注入工藝，使超細水泥漿通過壓裂溝通的微細裂縫形成的裂縫通道進行運移，最終通過管流形式實現有效深部放置。

2022年6月在A36-17注水井實施深部調堵措施后，井組整體液量基本穩定。措施前后見效井日產油峰值對比，如圖10所示。

從圖10中可以看出，A36-16井日產油由0.57t上升至高峰時的2.20t，最大增幅為386.0%；次見效井A36-18井日產液基本穩定，日產油由0.81t上升至高峰時的2.29t，最大增幅為182.7%；弱見效井A36-25井在措施5個月后，井組提注后產油由0.30t上升至2.35t，增幅為783.0%。主、次弱見效井日產油均得到了顯著提升，且綜合含水率均下降超過了5.0%。經過持續觀測12個月，井組累計增油為781.00t，投入產出比為1∶4，其中弱見效井A36-25井有效期超過12個月，累計增油量為216.03t。

對比2008年弱凝膠微生物復合驅油技術和2022年超細水泥深穿透調堵技術實施后的弱見效井生產情況，可以發現，2022年利用壓堵融合注入工藝能夠可將超細水泥體系有效深部放置，從而有效調控井組間的高滲條帶，弱見效井的有效期從6個月延長至12個月以上，該井增油量由弱凝膠驅有效期內的150.90t增加至深部調堵措施有效期內的216.03t，增油幅度提高了43%，措施效果明顯。

3結論建議

（1）研發了壓裂堵水融合的超細水泥漿配方體系，通過在不同注入排量條件下進行的2m長巖心深穿透物模實證，明確了在低排量注入條件下，體系通過滲流作用的運移深度有限；通過采用高排量高壓力的注入方式，體系可以溝通裂縫實現深部有效放置，以此構建了壓裂堵水結合的超細水泥深穿透液流轉向調堵工藝。這一技術突破了常規水泥漿顆粒類調堵劑體系僅能近井封層封竄的常規認識，同時可以有效解決以聚合物類調堵劑為主的現有深部調驅等液流轉向技術因體系理化性能限制，受粘損率、地層吸附等因素影響而難以長效調控深部高滲條帶的難題。通過中高滲油藏A36斷塊現場試驗，弱見效井增油明顯，有效期超過12個月，表明該技術能夠有效調控深部高滲條帶，成功實現了深部液流轉向。

（2）該技術突破了傳統深部調驅等液流轉向技術以平面徑向流模型為基礎的參數設計方式。調堵劑運移深度的影響因素認識尚不完善；其他類型調堵劑的技術適應性需要進一步驗證；同時，還需優化調堵劑用量與參數設計，并研究多種配套的工藝管柱和地面流程，以滿足不同類型高滲條帶的調控需求。

（3）未來需要加強油藏工程研究，以實現高滲條帶的展布方向和發育程度的定向定量表征，明確其控制范圍，為調堵劑的段塞設計和用量提供依據。此外，基于物模實證和現場驗證，探索超細水泥漿體系在不同運移方式和運移距離下的邊界條件，從而形成針對不同類型油藏的適應性技術體系和工藝。借鑒壓裂參數設計的相關模型，優化施工壓力、排量等工藝參數，實現調堵劑在地層深部的精準放置。同時，可以開展其他有機和無機類調堵劑的現場驗證試驗，明確調堵劑類型對不同物性油藏的技術適應性，并形成配套的工藝管柱和地面注入工藝。