闫海俊，巨登峰 曹瑞民，谢 刚（中石油华北油田分公司采油工艺研究院，河北 任丘062552）

唐文英（中石油华北油田分公司物理勘探研究院，河北 任丘062552）

田中太（中石油华北油田分公司第二采油厂，河北 霸州065703）

有机堵剂在水平井水平段中的流动及顶替分析计算

闫海俊，巨登峰 曹瑞民，谢 刚（中石油华北油田分公司采油工艺研究院，河北 任丘062552）

唐文英（中石油华北油田分公司物理勘探研究院，河北 任丘062552）

田中太（中石油华北油田分公司第二采油厂，河北 霸州065703）

水平井规模化开发过程中化学堵水能够有效抑制底水锥进和边水突进，但暴露出相关参数仅能参照直井堵水经验等问题。从不同填充状态下堵剂在圆管中的流动型态着手，通过水动力学理论和物理模型模拟了堵剂2种不同流动情况，并以算例形式探讨了2种顶替模式。分析认为堵剂粘度和注入流量分别决定其流动型态和速度分布，从而直接影响后续顶替过程，并抓住流量对顶替的影响，发现当注入流量大于等于临界流量时顶替效率较高。通过砂岩油藏水平井化学堵水先导性试验，矿场应用符合堵水注入工艺设计，获得了显著的降水增油效果，为优化水平井堵水注入工艺和丰富堵水施工设计理论提供了支持和参考。

水平井；堵水工艺；流体力学；流变性；顶替策略

作为抑制水平井底水锥进和边水突进［1］的关键技术，化学堵水方法通常采用交联聚合物﹑油基水泥等有机堵剂泵入水锥入侵通道和底水层，达到封堵边﹑底水入侵通道的目的［2，3］，目前包括塔里木﹑新疆﹑冀东等油田已有水平井堵水的报道［3～6］。然而水平井堵水矿场实施中常会遇到一些问题，如堵剂和顶替液的用量﹑流量和压力的设计等段塞注入参数只能凭直井的做法和经验处理［7，8］，而由于水平井特别是水平段特殊的流体流动状况，使得对堵剂在水平井水平段流动情况和顶替液推进过程缺乏理性认识［3］。目前国内此类文献很少，只有郑永刚等人［7，9～11］研究的直井井筒流动和顶替模型可供参考。而在水平井化学堵水注入模型和水平顶替理论方面的研究目前国内还未见报道［12］。

通过水动力学理论，利用物理模型深入研究有机冻胶和油溶性堵剂在水平井水平段井筒的流动情况，探讨了几种顶替模式并对顶替过程进行推演，提出了水平井堵水注入流量设计依据并在砂岩油藏水平井化学堵水先导性试验中取得成功。

1 堵剂流变性及流动型态分析

堵剂A和堵剂B分别为实验室自制的有机冻胶［13］和油溶性堵剂。流变性试验表明堵剂A表现为强剪切变稀，是假塑性流体。而堵剂B表现为弱剪切变稀，性质接近于水。见图1。经计算后堵剂流变性参数见表1（试验时剪切速率 为27s－1）。

表1 3种流体流变性参数

假设可达到的矿场实际注入流量为Q（m3/h），依据流体流动型态判断标准［14，15］计算后可知对于含有有机冻胶A的溶液的流动为层流，而含有油溶性堵剂B的溶液和顶替液水的流动为湍流。因此水平顶替模式有2种，即湍流（水）顶替层流（堵剂 A），和湍 流（水）顶替湍流（堵剂B）。

图1 2种堵剂表观粘度随剪切速率的变化曲线

2 研究模型建立

2.1 模型假设

水平圆管中流体做稳态流动，不随时间改变；流体流动沿程均匀，且流速轴向对称；水平井井身轨迹假定为水平井水平段平行于水平方向；水平圆管的进口和出口对流动的影响可以忽略。

2.2 流体流动物理模型

如图2所示，建立流体在圆管中流动的物理模型，设有一很长的圆管，其半径为R。物理模型采用圆柱坐标系（3个参数为r，x，φ）。

图2 直圆管中流动的物理模型

3 有机堵剂流动行为研究

利用描述流体质点运动的Navier－Stokes方程和连续性方程［16，17］，结合粘性流体不同的流动型态，合理利用相关假设，推导不同流动型态下粘性流体流动的微分方程［10］，得到流体在圆管中流动的层流速度方程和湍流速度方程［18］，最后求解流体沿管径方向的流速分布和流体与壁面的切应力τw。经计算含有有机冻胶A的溶液的流速分布呈圆锥型，含油溶性堵剂B的溶液和顶替液水的流速分布呈类圆柱型。

4 流体顶替模式和过程

4.1 水平圆管等流量顶替行为

4.1.1 湍流顶替层流

如图3，比较顶替液和被顶替液的流速分布看到开始层流发展缓慢而湍流发展迅速，此时堵剂可被顶替，随后层流快速发展而湍流发展缓慢，导致管中心区域的大部分堵剂不能被顶替。按此思路，被顶替液为堵剂A，计算结果见表2。

图3 湍流顶替层流过程推演

表2 62mm圆管内2种顶替模式算例

表2 62mm圆管内2种顶替模式算例

顶替模式 被顶替液 流量/m3·h－1 顶替效率/%A 5 16.80 20 16.80湍流顶替湍流 堵剂B 1.7（临界值）湍流顶替层流 堵剂84.20

由表2可见湍流顶替层流的顶替效率很低，管中心大部分区域未被顶替，且顶替效率不随流量变化。

4.1.2 湍流顶替湍流

图4 湍流顶替湍流过程推演

算例中被顶替液为堵剂B，计算结果见表2，所列数据为实现完全均匀湍流顶替湍流的临界值，可看到临界流量较小，最大顶替效率为84.2%，很少部分未被顶替是粘滞层存在所致。该种情况为理想的活塞式推进过程，顶替液用量为整个圆管体积。

4.2 顶替因素分析

4.2.1 流动型态

湍流顶替时，整个圆管的流速比较均匀，而层流时流速分布相差较大，因此湍流顶替湍流的整体顶替效率要比层流高得多。

4.2.2 注入流量

在湍流顶替层流的过程中可以看到顶替效率不随流量变化，即顶替效率与流量无关。下面重点讨论流量对于湍流顶替湍流过程的影响。

顶替效率Ed的计算式为：

式中，ε＊为粘滞层厚度，无量纲；εb为流速等于平均流速时的径向距离（约为0.2，无量纲）。由式（1）可以看出Ed的大小取决于ε＊的大小。62mm圆管不同流量的湍流顶替效率见表3。

表3 62mm圆管不同流量的湍流顶替效率

表3 62mm圆管不同流量的湍流顶替效率

流量/m3·h－1径向距离/m τw/Pa 顶替效率Ed/%1.5 0 τw堵剂B＞τw水0 1.7 － τw堵剂B＝τw水 84 5 0.147 τw堵剂B＜τw水 68 10 0.183 τw堵剂B＜τw水 64 20 0.204 τw堵剂B＜τw水61

由表3可以看到随着τw堵剂B（堵剂B与壁面切应力，Pa）与τw水（水与壁面切应力，Pa）的相对变化，顶替推进大致经历3个过程。当实际流量小于临界流量时顶替效率很小（接近于0），这是因为τw堵剂B＞τw水导致在湍流核心区被顶替液的流速大于水，以致不能顶替。当注入流量提高到临界流量，湍流顶替效率达到最大值，随着流量的继续提高顶替界面逐渐向管中心靠近，使顶替效率有所降低（图5）。

图5 提高流量对湍流顶替推进的影响

4.2.3 堵剂流变性指数

对于湍流顶替层流过程由于堵剂的稠度指数与层流速度分布无关，顶替效率不随稠度指数发生变化，但与流动指数n有关，n减小顶替效率略有增加。

表4 堵剂流变性对湍流顶替湍流的影响

湍流顶替湍流中随着稠度指数（或流动指数）的增加（注：稠度指数1、3、4算例，流动指数3、1、2算例，两者相关），临界流量快速增大（表4），从而提高了顶替效率。但由于湍流情况下湍动应力大于粘滞应力，流动指数n和稠度指数K对湍动速度剖面的影响不大。因此现场顶替流量设计应充分考虑堵剂的流变性。另外应注意到临界流量对流动指数更为敏感。

5 砂岩油藏水平井应用实例

砂岩油藏水平井堵水调剖成功应用上述理论设计了堵调剂和顶替液段塞以及排量。对于含堵剂A的段塞后续顶替液应该过量以保证堵剂完全被替入地层，而对于含油溶性堵剂B的段塞，后续顶替液一次等量顶替即可。如路36平11井，采用套管完井，于2008年12月投产后便出现高产液高含水，动静态资料分析认为储层内底水上升、边水或注入水突进，造成水线指进沟通导致该井生产层水淹。为此依据油藏特征和水淹特点，按照选择性封堵主要高渗透通道，并阻止地层水绕流的思路，于2010年10月在2240.0～2325.0m井段采用复合堵剂低排量笼统挤注工艺，以段塞方式依次注入有机冻胶A、顶替液、油溶性堵剂B和顶替液，施工排量和顶替液用量见表5。堵水取得良好降水增油效果，截止到2011年6月，累计增油2345t。

表5 路36平11井堵水段塞设计

6 结 论

1）完成了水平井水平段圆管内有机冻胶和油溶性堵剂流动和顶替模式理论计算与分析，有关结论对于倾斜圆管流体流动和顶替过程仍可参考。

2）影响有机堵剂顶替的因素有顶替液的用量、注入流量和流体流变性等等，现场堵水应根据实际情况选择不同的顶替策略。湍流顶替层流过程由于有机堵剂在水平段圆管以半充满形态流动，顶替效率低，所以应在注入流量保持不变的前提下，采用过量顶替方式，增大顶替液用量。湍流顶替湍流过程油溶性堵剂能以全充满方式在水平段流动，顶替效率较高，所以应在注入流量稍大于临界流量的前提下，等量顶替就可保证堵剂完全替进地层。

3）矿场先导性试验表明，使用该方法优化了水平井化学堵水注入工艺，为水平井堵水施工设计提供了支持和参考，对矿场堵水调剖具有一定指导意义。

本文受中石油华北油田分公司科技项目 “水平井堵控水工艺技术研究”（2011－HB－C13）资助。

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Analysis and Calculation of Flow and Replacement Behavior of Organic Plugging Agent in Horizontal Wells

YAN Hai－jun，JU Deng－feng，CAO Rui－min，XIE Gang，TANG Wen－ying，TIAN Zhong－tai（First Author's Address：Research Institute of Oil Production Technology，Huabei Oilfield Company，CNPC，Renqiu062552，Hebei，China）

As an effective way of water controlling，the scale of chemical water shut－off could be effectively inhibit bottom water coning and edge water breakthrough，but there existed the problem of referring to the experience of water plugging in straight wells.From the study of different filling modes of flow patterns in around tubings，the theory of hydrodynamics and physical model were used for simulating 2different flow patterns，and the 2displacement modes were discussed with examples.Analysis shows that its viscosity and injection volume can determine the flow patterns and velocity distribution，it would directly influence displacement，and based on the influence of flow rate on the displacement，it reveals that the highest displacement efficiency is obtained as the injecting rate is bigger than that of critical flow rate.Through a pilot test of chemical plugging agent in horizontal wells in sandstone reservoirs，it indicates that the result of field test is consistent with that of process design，the effect of water reduction and oil increment is obvious，it provides a support and reference for water plugging and enriching the theoretical design of water－plugging operation in horizontal wells.

horizontal well；water－plugging technique；fluid dynamics；rheology；displacement strategy

TE358.3

A

1000－9752（2012）07－0141－05

2011－11－24

闫海俊（1985－），男，2008年天津大学毕业，硕士，助理工程师，现从事油田化学研究工作。

［编辑］ 萧 雨