邵尚奇，馮浦涌，高紀超，王達，李換浦

(中海油田服務股份有限公司，天津 300459)

中東地區(qū)S油田儲層以碳酸鹽巖為主，埋深4000～4100 m，溫度115～120 ℃，具有埋藏深，溫度高等特點。由于水平井可以增大泄油面積，改善了油氣流動的通道，目前水平井已逐漸成為開發(fā)的重要手段之一[1-3]。S油田原油中部分區(qū)塊的瀝青質含量可高達3.6%～11.7% ，隨著儲層壓力下降，原油脫氣，導致原油可溶解的瀝青含量下降，導致瀝青質等沉積，形成有機垢。隨著油田的開發(fā)，油水界面抬升，水平井的含水率逐漸升高。而原油中的瀝青質是一種很好的乳化劑，油水混合液在生產管柱內經過高速剪切、乳化，形成黏稠的乳狀液。該乳狀液流動性較差，堵塞地層流動通道以及管柱，造成近井地帶的污染，導致部分油井產量大幅下降，因此如何解決控水是問題的關鍵。

國外對于控水做了很多研究。Varshney等研制出了用乳化柴油為載體的遇水膨脹聚合物的復合堵漏材料，可以降低聚合物提前膨脹的風險[4]。Cottin等研制出了一種微粒凝膠材料，微粒凝膠由聚合物鏈通過有機交聯(lián)聚合而成，大于普通的聚合物分子，具有耐鹽、耐剪切及抗H2S等性能，可有效地封堵高滲的水層[5]。

國內對控水的研究主要集中在控水酸化方面。劉暉等通過實驗研究，研制出了一種泡沫堵水體系，以水作為分散介質，遇水之后起到封堵效果；在遇油之后泡沫變得不穩(wěn)定，喪失封堵能力[6]。吳廣等研制出了一種油包水乳狀液用于分流酸化，可封堵高滲透率儲層，實現(xiàn)酸液轉向的目的[7]。綜合國內外現(xiàn)有研究，主要都是針對直井或水平井的控水酸化，而針對受乳化以及有機垢污染的直井及水平井，在室內試驗及現(xiàn)場應用方面較少。

本文基于室內實驗，研制出了一種油包水暫堵液。這種油包水暫堵液由活性柴油和地表水按一定比例配制而成，它主要具有以下幾大優(yōu)點：(1)在90 ℃，100 r/min的條件下，仍然保持有較高的黏度，且隨著溫度升高，黏度逐漸增大；(2)油包水乳狀液進入儲層孔隙喉道后，可產生賈敏效應，封堵水層；(3)遇水之后，隨著水相含量的增加，暫堵液的黏度增大。暫堵液有“遇水增黏，遇酸破膠”的特點，可選擇性封堵出水層位，當遇到酸液后，會自動破膠降黏，不會因為后續(xù)酸化導致返排困難的情況。針對儲層有機垢污染較為嚴重的情況，研制出了一種有機解堵劑，可有效溶解管柱及地層中的有機垢，并且可有效降低生產管柱中油水乳狀液的黏度，降黏率可以達到99.98%。2019年在中東地區(qū)S油田進行了現(xiàn)場應用，取得了良好的應用效果。

1 暫堵液性能評價

1.1 暫堵液黏度評價

1.1.1 不同油水比條件下暫堵液黏度變化

在室內條件下，將活性柴油與地表水按照1∶9，2∶8，3∶7，4∶6，5∶5的不同體積比配制油包水暫堵液。在90 ℃條件下，用Brookfield黏度計測量不同油水比條件下的黏度值。實驗結果如圖1所示。當油水比越低時，暫堵液黏度越高。且隨著轉速的增加，不同油水比的暫堵液的黏度均逐漸降低。

1.1.2 不同溫度條件下暫堵液黏度變化

活性柴油與地表水按3∶7的體積比配制暫堵液，分別在30，40，50，60，70，80，90 ℃條件下，在30～100 r/min不同轉速條件下，測量不同溫度條件下的黏度值。實驗結果如圖2所示，隨著溫度的升高，暫堵液黏度逐漸升高，這可能與隨著溫度升高，暫堵液中微粒的運動變得劇烈有關。

圖1 暫堵液黏度隨轉速關系 圖2 暫堵液黏度隨溫度關系

圖3 不同礦化度條件下暫堵液黏度對比

1.1.3 不同礦化度條件下暫堵液黏度變化

用地表水和地層水與活性柴油按7∶3比例配制暫堵液，在90 ℃，30～100 r/min不同轉速條件下測量暫堵液的黏度。地表水密度為1.0083 g/cm3，礦化度為1.56×10-2,地層水密度為1.1173 g/cm3，礦化度為19.44×10-2。實驗結果如圖3所示，用地層水配制的乳狀液黏度比地表水高，這說明隨著礦化度的上升，乳狀液的黏度逐漸上升。

1.2 暫堵液高溫穩(wěn)定性評價

將活性柴油和地表水按3∶7的比例配制暫堵液，放入50 mL具塞量筒，在90 ℃的條件下，觀察暫堵液的分層情況。4 h后分液體積為0.2 mL，分液率為0.4%；8 h后分液體積為0.4 mL，分液率為0.8%；24 h分液體積為2 mL，分液率為4%；36 h分液體積為2.2 mL，分液率為4.2%。實驗結果表明，即使在高溫條件下，暫堵液仍然保持較好的穩(wěn)定性，可起到封堵水層的作用。

1.3 暫堵液破膠性能評價

活性柴油和地表水按照3∶7的比例配制乳狀液，取70 mL乳狀液倒入比色管中，分別加入30 mL轉向酸液和30 mL有機解堵劑。實驗結果表明，酸液與乳狀液接觸后，界面被迅速破壞，5 min后乳狀液由70 mL降至17 mL。隨著時間的增加，乳狀液的體積逐漸減少，說明酸液可以起到很好的破膠效果。有機解堵劑與乳狀液接觸后，乳狀液界面基本保持不變，說明有機解堵劑并不破壞暫堵液的性能，暫堵液在井下與有機解堵劑接觸后，依舊可以保持較好的封堵性能。

1.4 封堵與控水性能評價

根據水平井儲層滲透率差異較大的特征，選取和儲層滲透率相近的巖芯進行封堵實驗。將兩塊滲透率差異較大的巖芯并聯(lián)，B4為高滲巖芯，滲透率為50.5 mD；D3為低滲巖芯，滲透率為6.2 mD。

圖4 并聯(lián)巖芯暫堵液封堵評價實驗

實驗結果如圖4所示，暫堵液主要封堵高滲巖芯，進入高滲巖芯后，滲透率下降至14.7%，相反，暫堵液對于低滲巖芯的滲透率影響較小，暫堵液進入低滲巖芯后，滲透率僅下降14%。反替酸液后，兩塊巖芯滲透率均提高，說明酸液可以有效使暫堵液破膠，不會污染儲層。

2 有機解堵劑性能評價

稱取適量58#工業(yè)瀝青，加入有機解堵劑，放入90 ℃水浴鍋中加熱2 h，過濾及稱質量。實驗結果顯示，有機解堵劑對瀝青的溶蝕率可達到92.3%，具有良好的有機垢溶解性能。

從現(xiàn)場取得一些油水乳化液，在常溫和90 ℃條件下測量黏度，分別加入破乳劑和有機解堵劑，再測量乳化液的黏度。實驗結果顯示，在常溫下測得黏度為1.31×106～1.45×106MPa·s，90 ℃條件下黏度為0.7616×105～2.55×1005MPa·s，加入1%破乳劑后，黏度為2230～3330 MPa·s，加入10%的有機解堵劑后，乳化液黏度降為143～247 MPa·s。有機解堵劑的破乳降黏效果較破乳劑更好。

3 現(xiàn)場應用

3.1 處理思路

P井是一口水平井，儲層埋深4000～4100 m，儲層以石灰?guī)r為主，水平段長度474 m，孔隙度8.0%～17.5%，滲透率4.5%～99.1%，屬低-中孔，低-中滲儲層。

原油性質相對較好，以中質原油為主(API：22.5)，瀝青的質量分數(shù)為3.6%～11.7%，蠟的質量分數(shù)為0～2.9%，CO2體積分數(shù)為3.4%～7.2%，H2S體積分數(shù)為0.4%～2.5%，地下密度為0.9122 g/cm3，泡點壓力為18.3 MPa，原始溶解氣油比為133 m3/m3。

P井有機垢污染較嚴重，2019年3月進行測靜壓作業(yè)遇阻，起出的管串發(fā)現(xiàn)有大塊的有機垢。隨著不斷開發(fā)，該井的含水率逐漸升高，地層水與有機質含量較高的原油相混合，在生產管柱內經過高速剪切，形成黏度比較高的乳化液，造成井筒及近井地帶的污染。

針對這口井的復雜情況，采取活性柴油和有機溶劑相結合的思路，活性柴油首先封堵出水層段，有機溶劑處理上部有機垢污染儲層。利用連續(xù)油管作為施工管柱，對水平段實施定點精準化施工。考慮到活性柴油在地層中易向下流動，泵注活性柴油時，每60 m泵注一段活性柴油，避免單點泵注易造成流體下移。隨后連續(xù)油管提到水平段根部，通過連續(xù)油管向下拖動，實現(xiàn)儲層均勻解堵。

3.2 應用效果

2019年6月，進行了控水有機解堵作業(yè)。首先通過連續(xù)油管泵注暫堵液，封堵高滲儲層，然后泵注有機解堵劑處理生產管柱及油層。連續(xù)油管在水平段可實現(xiàn)定點封堵及均勻解堵。該井作業(yè)前由于有機垢及乳化問題，產量下降較快，無法自噴生產。在作業(yè)之前利用連續(xù)油管氣舉，測試產量約為49 m3/d，出液不連續(xù)且返出物黏度較高，產量有下降趨勢，平均含水率95%。作業(yè)后，利用連續(xù)油管氣舉，該井測試產量可達到238 m3/d，且保持穩(wěn)定，流體黏度為18080 MPa·s，含水率由95%下降至50%，說明暫堵液體系有效地封堵了水層，有機解堵劑有效地解除了有機垢污染，產量提高了385%，現(xiàn)場作業(yè)取得了良好的應用效果。

4 結論

(1)油包水暫堵液在高溫剪切條件下，仍然保持較高的黏度值，且隨著水相含量和溫度的升高，暫堵液的黏度逐漸增大，這可能與暫堵液中的微粒運動有關。

(2)暫堵液能有效封堵高滲儲層，遇酸可實現(xiàn)破膠，不會對儲層造成污染，有機解堵劑可有效溶解有機垢并實現(xiàn)破乳降黏，改善流體的流動條件。

(3)現(xiàn)場應用表明，暫堵液體系可在水平井中有效封堵水層，有效降低含水率，有機解堵劑可解除井筒及儲層近井地帶的有機污染，降低乳狀液的黏度，改善流體流動條件。下一步需對暫堵液進行進一步評價與研究，以滿足高孔滲、漏失量大等復雜井下情況的需求。