水平井化学堵水剂性能评价

收稿日期：2009-01-05基金项目：中国石油冀东油田分公司重大科研基金项目“边底水油藏水平井化学堵水技术研究”中的部分研究成果作者简介：孙玉龙（1983-），男，山西太原人，中国石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气田开发、油田化学、提高采收率等。

第11卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版）2009年6月水平井技术作为有效的增产技术[1]之一，开采产量高，其收益远大于钻井和完井费用，在重油和厚油层开采中比直井更受重视，在油田开发中得到了广泛应用。但由于井身结构的原因，水平井在开采过程中更易出现产水过多现象，随着水平井开发时间的延长和生产压差下降等原因，水平井产水大幅度上升，部分水平井产水已达90%以上，而且水平井找水难度大，准确率低，成

本高，进行机械堵水很难实现，因此需要研究包括笼统注入的化学堵水技术在内的水平井控水稳油方法，以延长水平井的稳产期，进一步提高开发效果。化学剂技术是水平井堵水，甚至是整个油田化学领域中最活跃的技术[2]，选择一种合适的化学堵水剂对油层进行堵水处理迫在眉睫。在堵水处理过程中要满足3个原则：确定调堵处理的安全性,不引起短期或长期的环境污染；防止伤害油层，包括化学剂进入错误层引起的直接伤害和化学剂段塞引发的间接伤害；保证溶液在进入目的层和所需深度之前不成胶，处于易流动状态。本文对接枝聚合体系和CS封堵体系两种堵水剂进行了性能评价和驱油效果评价，对指导这两种化学堵水剂在现场的应用具有一定的参考价值。

1实验装置与步骤

1.1实验设备与材料

（1）岩心流动实验装置：平流泵(2PB00C)、手动高压泵、真空泵、中间容器、流体采集器、恒温箱、水平井开采模型。（2）实验测试系统：压力测试系统。（3）实验材料：30cm长人造岩心（规格4.5cm×4.5cm×30cm）、3760mg/L地层水、接枝聚合体系化学

堵水剂、CS化学堵水剂。

摘要：由于水平井作业工艺复杂，找水难度大，准确率低且成本高，机械堵水很难实现，因此找到一种生产合成方便，性能稳定，适应性强，施工工艺简单的化学堵水剂已成为一个迫切的任务。使用水平井开采模拟装置对接枝聚合体系和CS封堵体系两种堵水剂进行动态评价，结果表明两种化学堵水剂对高渗透层内大孔道均有较强的封堵性能，使中低渗透层吸液压差增大，后续水驱时更多地转向进入中低渗透层，扩大了波及体积；接枝聚合体系成胶后强度高，对高渗透层的封堵效果好，降低了含水率，提高了采收率。关键词：水平井；化学堵水剂；封堵性能；评价；采收率中图分类号：TE357文献标识码：A文章编号：1673-1980（2009）03-0028-03

水平井化学堵水剂性能评价孙玉龙岳湘安赵仁保郎立术赵清民（中国石油大学教育部重点实验室提高采收率研究中心，北京102249）

（c）（d）图1水平井开采物理模拟装置

28··孙玉龙，岳湘安，赵仁保，郎立术，赵清民：水平井化学堵水剂性能评价实验室已经研制出适合水平井开采的物理模拟装置，如图1所示。将图1中（a）所示的钢板粘接在30cm长人造岩心上部，其直线凹槽模拟水平井，与岩心接触；将图中（b）所示的钢板粘接在30cm长非均质岩心上，有螺纹凹槽的面与岩心接触，位于岩心下方；岩心两端用图中（c）所示小钢板密封，流体由图示小孔进入模型，将粘接好的岩心水平装入图中（d）所示的岩心夹持器中。1.2实验方法采用30cm长岩心夹持器，岩心沿水平井方向上渗透率为三段非均质分布。首先在岩心完全饱和油的情况下，水驱至出口计量器中的产液量含水达95%以上时结束，注入0.1PV化学堵水剂，在60℃恒温箱中静置12h以上，成胶后进行后续水驱。实验参数：渗透率按照660×10-3μm2，300×10-3μm2，120×10-3μm2分布，渗透率级差为5.5∶2.5∶1，驱替速度0.5mL/min，实验过程中从低渗透端注水，高渗透端采液，即低渗透端为水平井趾端，高渗透端为水平井跟端，对于不同的化学堵水剂，通过含水率、采收率比较其效果。实验流程如图2所示。2实验结果2.1注入堵剂前后的开采动态模型参数与驱替实验数据见表1。对于两种不同的堵水剂，在相同速度下驱替，注入0.1PV流体时见水，注入0.7PV流体时，出口计量器中流体含水率迅速上升至90%，注入约1.8PV流体时，含水率缓慢升至98%以上，此时停止水驱，水驱采收率均在22%左右，两组实验在注入堵剂前的驱替过程基本相同，随后注入0.1PV的堵水剂，在60℃恒温箱中静置12h以上，成胶后后续水驱，含水率明显下降，水驱1PV后含水率又升至98%。从图中可以看出，注入接枝聚合体系的岩心，出口含水率比注入CS封堵体系的岩心低8%，采收率高4%。

2.2注入堵剂前后压力的变化

图5和图6为注入不同堵水剂时，注入压力的变化曲线，注入接枝聚合体系的模型后续水驱时注入压力上升至377kPa，突破压力865kPa，注入CS体系的模型注入压力上升至288kPa，突破压力565kPa。

图2实验流程图

表1模型参数与驱替实验数据堵水剂孔隙体积含油饱和度采收率/mL注剂前注剂后增加

接枝聚合体系14668.5%22%33.8%13.8%CS封堵体系15068.0%21.6%29.8%9.2%

图4对于不同堵水剂采收率的变化曲线图3对于不同堵水剂含水率的变化曲线

图5注入接枝聚合体系后压差变化曲线注入流体/PV29··孙玉龙，岳湘安，赵仁保，郎立术，赵清民：水平井化学堵水剂性能评价从表1中看出，对与模型参数基本相同的岩心，在注入不同堵水剂后，采收率都有明显的提高，主要得益于两种堵水剂对高渗透层内大孔道的有效封堵，使得流动阻力增加，进而导致注入压力升高，受注入压力升高的影响，中低渗透层吸液压差会增大，使得后续水驱时更多地转向进入中低渗透层，从而扩大了波及体积。注入接枝聚合体系的模型后续水驱取得了较好的增油效果，得益于接枝聚合堵水剂成胶后强度高，对高渗透层的封堵效果更好，因此含水率降低愈多，采收率增幅也就愈大。

3结语

（1）应用于水平井模型上的两种化学堵水剂均有较强的封堵性能，驱油效果得到很大改善。（2）接枝聚合堵水剂的效果好于CS堵水剂。（3）注入接枝聚合体系成胶后，水驱过程中的压力要高于CS封堵体系成胶后的水驱压力值，即注入压力升幅愈大，扩大波及作用效果愈明显，采收率增幅也就愈大。

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图6注入CS封堵体系后压差变化曲线

ThePerformanceEvaluationoftheHorizontalWellChemicalBlockingAgentSUNYu-longYUEXiang-anZHAORen-baoLANGLi-shuZhaoQing-min(EnhancedOilRecoveryResearchCenter,MOEKeyLaboratoryofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249)Abstract:Forhorizontalwellswhichproduceoverpluswatereasily,operatetechnicscomplicatedly,waterlocationdifficulty,lowaccuracyandhighcost,implementingmechanicalwatershutoffissodifficult.Itisnecessarytoselectachemicalblockagentwhichhasthestrongchemicalstabilityandadaptiveness,easyoperatingtechnique,andmakingitconvenientforproduction.Inthisreviewarticle,byusingofhorizontalwellsminingsimulatorforgraftpolymerizationsystemandCSclosureoftwowatershutoffagentsystemfordynamicevaluation,itshowsthattwotypesofchemicalwatershutoffagentforhigh-permeabilitylayermajorchannelshaveastrongblockingperformance,sothatlow-permeabilitylayerwillincreasetheabsorptionofhydraulicdifferential,andmorefollow-upwaterfloodingintotheshiftoflow-permeabilitylayer,thusextendingthesweptvolume.Thegraftpolymerizationsystemhasthehighintensity,highpermeabilityofthesealinglayereffectiveandtoreducemoisturecontent,andlargeincreaseinoilrecovery.Keywords：horizontalwell；chemicalwaterplugging；sealingcharacteristics；estimation；recoveryratio

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