李虎，王晓龙，徐国瑞，张文喜，李建晔，李晓伟

一种低分子选择性堵水剂实验研究

李虎1，王晓龙2，徐国瑞2，张文喜2，李建晔2，李晓伟2

（1. 中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司， 天津 300450； 2.中海油田服务股份有限公司， 天津 300450）

利用填砂管模型对开发的小分子选择性堵水剂进行了实验研究。考察了堵水剂对渗透率、油水层的选择性封堵和油水混合层选择性封堵的影响。结果表明，堵水剂对高渗透层封堵效果明显，对低渗透层几乎没有作用；堵水剂对水敏感而对原油或油类不敏感，可选择性封堵高渗透层又不至于堵住油层。对油、水混合层也具有选择性堵水效果，含水量越高，封堵效果越好。

选择性； 堵水剂； 封堵

井下堵水是实现油田控水稳油的重要措施[1]。对高含水油井，随着水油比增加会导致砂层松动，进而使水流通道加大，导致进一步恶化了水油比。造成了大量产出水无效循环，加大了运行成本，加重了管线负荷和终端承受能力，使油井随时面临关停的风险。而油井经关停后，重新投用时又会带来沉砂、砂卡或结蜡导致的躺井风险。

为实现有效堵水，针对井下高温、高盐的特点，各油田都不断研究适用于高温高盐条件的堵水剂，然而由于其适用范围窄，且存在施工安全性问题，开发油井长久有效堵水剂的问题并未得到解决。分析认为，目前堵水技术不能有效作用的重要原因是：大分子堵水剂难以有效进入地层，且存在选择性差、胶结强度低，现场施工安全性差等问题[2-6]。

为实现井下有效堵水和选择性堵水，我们拟开发一种低分子量、具有选择性水合成胶、成胶强度大，并适用温度宽泛的新型堵水剂，以期提高油田高含水油井的效益，并为相关选择性堵水领域提供思路。

1 对堵水剂的要求

鉴于井下苛刻的温度条件和复杂的地层状况，所研发堵水剂需要满足如下条件：

1）温度适应范围广。

2）堵水不堵油、封堵率高。

3）适用于直斜井、水平井、管外窜井、高中低渗透率油井等多种井况。

4）成胶时间适宜，过短则易灌注时堵井，过长则影响开井时间。

5）堵水剂对配伍性好，淡水、海水、地层生产水等均应符合配水要求。

6）应有合适的解堵措施，解堵时间不宜过长。

合适的堵水剂不仅需要满足上述条件，还需要考虑不同油井井下复杂的温度场、原油与水的流速场、变化的油水比对堵水剂成胶后黏度与硬度的影响。考虑到堵水剂配制及灌注时间，在井下工况下成胶时间宜为4~6天。在事故状态中断灌注时，解堵时间不宜长于4 h。

2 对堵水剂的要求

为利于堵水剂在井下不同通道的分配，并在灌注过程中不至于固结和因黏度过高、粒度过大造成的高压注不进问题，采用分子量低于100的小分子混合型堵水配方。堵水剂分主剂和副剂，主剂由硫铁酸盐、硫铝酸盐矿物、钙土矿物和触变引发组分组成，副剂由交联组分与引发剂均匀混合而成。

堵水剂配水后，主剂中的触变组分与金属离子形成胶体并发生耦合反应，慢慢生成低分子初聚体，其中金属离子的电荷互斥效应，会减缓初聚体进一步聚合的反应时间。可保证在灌注期间以及堵水剂在井下通道分配期间，不至于因形成大型聚合物而导致固结和注入深度过浅。

初聚体作为一种分散的多电荷体，在堵水剂达到一定温度条件时，会进一步与水发生水合反应；在副剂中交联剂作用下形成稳定的、不溶于水的水合化合物。其中的引发剂则会生成网状的结构，一方面可消除不同初聚体电荷，便于初聚体进一步聚合，另一方面可使聚合后胶体具有更高的强度。

反应中电荷效应控制了初聚体的反应速度、分子大小和流体黏度，这样可为安全灌注提供足够的时间。水合反应时间的延迟则保证了高温条件下足够长的凝固时间，能较好地实现堵水剂在井下水通道的分配，而水合反应中需要大量的水，则能实现堵水剂的自动寻水，即井下哪里有水，则在哪里成胶堵水。

堵水剂不能与原油发生水合反应，故不能与原油成胶，从而实现了堵水不堵油。其水合物的交联剂对一定浓度的酸液非常敏感，若在灌注过程中发生堵管、堵井，可用一定浓度的酸液解堵。

3 实验部分

3.1 实验材料

堵水剂主剂、堵水剂副剂；3组渗透率级差1∶3∶10及4组含水率0%、30%、60%、90%的填砂管模型（L300×Ø25 mm）；0号柴油，3% KCl水溶液；渤海油田A平台产出原油和产出水。

3.2 实验仪器

CP214电子天平，美国奥豪斯仪器有限公司；STM-2数字式斯托默黏度计，北上海尼润智能科技有限公司；液体密度计，北京世通科创技术有限公司。

4 实验结果与讨论

4.1 渗透率、压差对堵水效果影响

实验用3根级差1∶3∶10的填砂管并联模拟井下不同渗水层，首先测试原始渗透率。然后，配制密度为1.1 g·cm-3的堵剂，向并联的3根填砂管注入1PV的堵水剂，堵水剂成胶后分别测试其封堵后渗透率，实验结果如表1所示。

表1 渗透率选择实验（85℃，恒温5天）

由表1可以看出，在相同注入压力下，堵水剂对高渗透率的填砂管封堵效果明显。由此可以判断，在堵水剂进入不同的储层或水路通道后，对高渗层的封堵作用更大。在0.05 MPa压力下，原始渗透率为1.1 D、3.2 D和10.2 D时，对应堵水后渗透率分别为1.1 D、2.8 D和0.3 D。渗透率越高，堵水效果越好，堵水剂对渗透性具有明显选择性，而这样的特性可满足井下非均质地层要求。

在不同注入压力下，原始渗透率从0.9 D到10.2 D，堵剂均可在填砂管模型中成胶，说明该堵水剂容易注入并在砂层岩面起作用，注入压力从0.05 MPa到0.5 MPa相差10倍的条件下，堵水剂仍能按渗透率选择分配，在井下渗层压力不平衡时，仍能保证堵水剂具有很好的效果。

1组3#、2组3#和3组3#因渗透率过低，堵水剂几乎不起作用，由此可以判断该选择性堵水剂在非均质强的地层中对低渗层不起作用或作用甚微。在高压挤注条件下（2组3#、3组3#），部分堵水剂也能进入低渗层段，这样会导致堵水后液量降低，所以该堵水剂施工时应相对低压注入。

4.2 油水层选择性实验

实验采用并联的3根级差1∶3∶10的填砂管模型。1号管饱和原油（渤海油田A平台，黏度145 mPa·s），2号管饱和0号柴油，3号管饱和产出水（渤海油田A平台）。向并联岩心注入1PV堵剂，计算得出3个并联管的堵后的渗透率，表2给出了计算结果。

表2 油水层选择性实验

由表2可以看出，堵水剂对饱和原油的填砂管封堵率为2.4%，对饱和柴油的填砂管封堵率为18%，而对地层水的封堵率达97.5%。由此可以判断，堵水剂对水敏感而对原油或油类不敏感，该堵水剂具有堵水不堵油的特性，可选择性封堵出水层又不至于堵住油层。堵水剂对油、水的选择性封堵，可以很好地满足井下堵水要求。

4.3 油水混合层选择性实验

堵水剂对油、水混合层的封堵效果是通过在填砂管中饱和不同油水比的液体实现。在4根填砂管模型中分别加入了含水0%、30%、60%和90%的原油，封堵前后渗透率及封堵率如表3所示。

表3 对不同含水率的选择性实验

由表3可看，堵水剂对含水0%的没有封堵，对含水30%的原油封堵率为19.2%，对含水60%的原油封堵率为48.1%，对含水90%的原油封堵率可达88.9%。说明堵水剂对油、水混合层也具有选择性堵水效果，且含水量越高，封堵效果越好。

对油井产出液，更多的是油、水混合物。该堵水剂可选择性封堵出水层，尤其是对高含水油井，这种选择性封堵，必将有效降低无效液量，提高采油的经济性。

5 结 论

小分子选择性堵水剂可以利用油井出水情况配置堵水剂。堵水剂在填砂管内实验结果表明，堵水剂对高渗透层封堵效果敏感，对低渗透层几乎没有作用。注入压力从0.05 MPa到0.5 MPa相差10倍的条件下，堵水剂仍能按渗透率选择分配，在井下渗层压力不平衡时，仍能保证堵水剂具有很好的效果。

堵水剂对水敏感而对原油或油类不敏感，可选择性堵住高含水层又不至于堵住油层。堵水剂对油、水的选择性封堵，可以很好地满足井下堵水要求。

堵水剂对水淹层也具有选择性堵水效果，含水量越高，封堵效果越好。可选择性封堵水淹层，尤其是对高含水油井，堵水剂选择性封堵会降低大量的无效水，对提高采油的经济性具有积极意义。

［1］陈辉, 曲典, 吴胜. 油田化学堵水工艺技术探析[J]. 石化技术, 2019 (6)：49-50.

［2］王俊, 王为, 李翠勤, 等. 一种适用于苏丹油藏高温堵剂的设计与性能评价[J]. 石油天然气学报, 2010, 32(3):138-138．

［3］廖月敏, 付美龙, 杨松林. 耐温抗盐凝胶堵水调剖体系的研究与应用[J]. 特种油气藏, 2019, 26 (1): 158-162．

［4］孙国海, 孙刚胜, 高明建. 碳酸盐岩油藏化学堵水工艺技术探讨[J]. 工业, 2015 (18): 22-22．

［5］杨怀国, 刘法杰, 王燕娜, 等. 油井化学堵水工艺技术新进展[J]. 油气田地面工程, 2009, 28 (5): 29-30．

［6］张永忠, 贾晓菊, 邱家友, 等. 油井化学堵水技术在延长组油层应用与评价[J]. 石油化工应用, 2016，35（3）：41-43．

Experimental Study on a Low Molecular Weight Selective Water Plugging Agent

1,2,2,2,LI Jian-ye,LI Xiao-wei

（1. CNOOC Pengbo Operation Company, Tianjin 300450, China;2. China Oilfield Services Limited, Tianjin 300450, China）

The model of sand filling pipe was used to study the small molecule selective water shutoff agent. The effect of water plugging agent on permeability, selective plugging of oil-water layer and selective plugging of oil-water mixed layer was investigated. The results showed that the plugging agent had obvious plugging effect on the high permeability layer, but almost no effect on the low permeability layer; the plugging agent was sensitive to water but not to crude oil or oil, and could selectively block the high permeability layer without plugging the reservoir. It also had selective water plugging effect on oil-water mixed layer, the higher the water content was, the better the plugging effect was.

Selectivity; Plugging agent; Plugging

2021-03-03

李虎（1976-），男，安徽省宿州市人，工程师，硕士学位，1998年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，研究方向：海上油田增产工艺技术。

王晓龙（1989-），男，工程师，硕士学位，研究方向：海上油田调剖、堵水技术。

TE357.46

A

1004-0935（2021）04-0477-03