杨昌华，闫江华

(1.中国石化中原油田分公司石油工程技术研究院;2.中原石油勘探局公共事业管理处:河南濮阳 457001)

油井产水是油田开发过程中的普遍现象，可能发生在油井开采的任何时期，尤其在开发后期，经常遇到油井水淹的问题，使得油层能量降低，从而降低油层的最终采收率。因此必须及时关注油井出水动向，研究并采取堵水措施，减少出水，提高采收率［1－2］。

中原油田是埋藏深、含油层系多、非均质性严重的断块油田，由于各油层间渗透率变化大，注入水沿高渗透层突进，造成注入水波及系数低，利用率低，使得中低渗层的生产潜力得不到发挥。目前为改善油井产液剖面，通常采用非选择性堵剂，对出水层明确、隔层大、井况好的油井，其使用效果较好;对于隔层小，井况差、找水难度大的油井，在堵水的同时也将油层堵死，会对油层产生很大伤害。利用堵剂进行选择性封堵，则可以有效降低地层基质的水相渗透率，降低含水率，延长有效期，并有可能迫使注入水转向、绕流进入动用程度较差的其他部位，提高驱油效率［3－4］;同时，在封堵带内油相渗透率降低很少，可以保证油滴易产出。采用选择性封堵措施，既能改变油水相渗关系，提高单井产油量，又能有效降低含水率，延长单井增油有效期，挖掘更多剩余油。

1 实验部分

1.1 原料及仪器

渗透率调节剂(阳离子三元聚合物)，相对分子质量为1.2×106，工业品，北京恒聚有限公司;复合交联剂(酚醛类树脂+有机硅，质量比为17∶1)，工业品，濮阳市信昌化工厂;实验用水为中原油田注入水，矿化度为1.2×105mg/L，含Ca2+3 100 mg/L、Mg2+800 mg/L ，pH 为 7.2;稳定剂，用于解决活性氧、氧化剂和细菌对体系的影响，工业品，濮阳信昌化工有限公司。

NDJ－1型旋转黏度计，上海昌吉地质仪器有限公司。

1.2 测试方法

按照NDJ－1型旋转黏度计说明书要求，根据体系的预测强度，选用不同转子和转速，测定不同条件下体系的黏度。

2 结果与讨论

2.1 主剂用量对堵剂黏度的影响

用油田注入水配制不同质量浓度的渗透率调节剂，交联剂的质量浓度为5 000 mg/L，实验温度为90℃，选用NDJ－1型旋转黏度计3号和4号转子，转速为12 r/min，考察渗透率调节剂用量对堵剂黏度的影响，结果如表1所示。渗透率调节剂的质量浓度为5 000～7 000 mg/L时，堵剂的黏度较高，完全能够达到水平井堵水的要求。

表1 主剂用量对堵剂黏度的影响

2.2 交联剂用量对体系性能的影响

水平井封堵体系选用复合交联剂，酚醛与聚合物分子上的羧基和酰胺基在地层条件下缓慢反应，形成耐温、高强度凝胶，封堵高渗层;有机硅胶具有润湿、乳化作用，且能增强聚合物与地层的胶结作用。

固定实验温度为90℃，渗透率调节剂的质量浓度为5 000 mg/L，改变复合交联剂的浓度，选用3号和4号转子，转速为12 r/min，考察交联剂浓度对体系性能的影响，结果如图1所示。随着复合交联剂浓度逐渐增加，体系黏度最终可达7×104mPa·s;但随着交联剂浓度的增加，体系成胶时间明显缩短。复合交联剂的最佳质量浓度为5 000～6 000 mg/L。

图1 交联剂用量对体系性能的影响

2.3 稳定剂用量对堵剂黏度的影响

由于聚合物易在地层温度及有氧条件下发生降解，导致体系黏度下降，影响渗透率调节剂作用的有效期，因此在封堵剂中加入除氧稳定剂，以保证体系的稳定性。固定渗透率调节剂的质量浓度为5 000 mg/L，交联剂的质量浓度为6 000 mg/L，实验温度为90℃，改变稳定剂的用量，考察稳定剂用量对体系黏度的影响，结果如表2所示。稳定剂的质量浓度为300 mg/L时，即可使堵剂体系30 d后的黏度损失率小于8%。

表2 稳定剂用量对体系黏度的影响

2.4 温度对成胶性能的影响

固定堵剂中渗透率调节剂的质量浓度为5 000 mg/L，交联剂的质量浓度为6 000 mg/L，稳定剂的质量浓度为300 mg/L，考察温度对成胶性能的影响，结果见图2。随着温度升高，成胶时间缩短，凝胶黏度先增加后降低。实验温度为90℃时，体系成胶时间大于30 h，强度达5×104mPa·s，表现出较好的耐温性能。

图2 温度对体系性能的影响

2.5 矿化度对成胶性能的影响

分别配制不同总矿化度(其中Ca2+和Mg2+的质量浓度分别为4 000 mg/L和1 000 mg/L)的水溶液，再用这些水分别配制凝胶体系，置于90℃的恒温箱中，定时观察并测定堵剂的成胶时间和成胶强度，渗透率调节剂的质量浓度为5 000 mg/L，交联剂的质量浓度6 000 mg/L，稳定剂的质量浓度为300 mg/L，结果见表3。随着矿化度的增加，成胶时间变化不大，成胶黏度降低，但体系总体黏度较高，表现出较好的耐盐性。

表3 矿化度对体系性能的影响

2.6 热稳定性

用现场用注入水配制堵剂，渗透率调节剂的质量浓度为5 000 mg/L，交联剂的质量浓度为6 000 mg/L，稳定剂的质量浓度为300 mg/L，混和后装入不锈钢筒中密闭，置于90℃的烘箱中，一定时间后取样，选用NDJ－1型旋转黏度计3号和4号转子测定体系黏度，转速为12 r/min，结果见表4。该体系在热处理90 d后黏度基本保持稳定，具有较好的热稳定性。

表4 交联体系热稳定性评价

2.7 封堵性能

选用70～120目混合石英砂填制2根相同的填砂管，用油田注入水配制堵剂，渗透率调节剂的质量浓度为5 000 mg/L，交联剂的质量浓度为6 000 mg/L，稳定剂的质量浓度为300 mg/L，实验温度为90℃，测定堵剂的堵水、堵油率。2根填砂管的基础数据见表5，实验结果见图3和图4。封堵体系使水相渗透率下降89%以上，油相渗透率降低17%，说明该堵剂具有较好的油水自动选择性封堵能力。

表5 填砂管基础数据

图3 1#管驱替实验

图4 2#管驱替实验

3 现场应用

该项技术在中原油田各类地层和特殊井况的16口油井进行了现场试验，取得了显著的经济效益和社会效益。工艺成功率100%，施工井有效率大于 81.3%，累计增油 2 220.2 t，累计降水26 229 m3。

典型井例:中原油田文东某井，油藏埋深2 130～2 600 m，原始压力系数为1.27，地层水矿化度为18×104mg/L，为氯化钙水型。该井主力生产层为S2下43和44、S2下51和52，共计4个小层 13.1 m，施工前日产液 26.9 t，含水 97.4%，表现出明显的水淹状况。经分析，主力产油层也是产水层，无法进行封隔堵水。该井实施选择性堵水后，日产液降至21 t，含水最低降至80%，日产油由 0.8 t增至 2.1 t，累计增油 321.2 t。实施选择性堵水后，调整了层间及层内矛盾，改善了产液剖面，扩大了水驱波及体积，取得了较好的增产效果，达到了增油控水的目的。

4 结语

1)研发的耐温抗盐水平井封堵体系耐温可达90℃，耐盐25×104mg/L(其中Ca2+和Mg2+的质量浓度分别为4 000 mg/L和1 000 mg/L)，凝胶强度大于5×104mPa·s，具有较好的长期热稳定性。

2)宏观封堵实验结果表明，该体系在岩心中具有较好的选择性封堵能力。

3)现场试验结果表明，该体系不需要油井作业，可直接应用于油井堵水，尤其是因井筒变形而无法作业、油水同层、出水层复杂无法有效封隔时的油井堵水。

［1］赵福麟，戴彩丽.油井堵水概念的内涵及其技术关键［J］.石油学报，2006，27(5):71－78.

［2］ 戴彩丽.油井选择性堵水技术［D］.山东东营:中国石油大学(华东)石油石油工程学院，2006.

［3］杨怀国，刘法杰.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.

［4］崔志昆，王业飞，马卫东，等.一种新型选择性堵水技术及现场应用［J］.油田化学，2005，22(1):35 －37.