２０１８年６月 大庆石油地质与开发 Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇｅｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｏｉｌｉｅｌｄ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｆ ｉｎ Ｄａｑｉｎｇ Ｊｕｎｅ，２０１８ Ｖ０Ｉ．３７ Ｎｏ．３ 第３７卷第３期 ＤｏＩ：１０．１９５９７／Ｊ．ＩＳＳ Ｎ．１０００．３７５４．２０１７０６０２７ 排６０１块热采水平井堵水体系研制与应用 唐钢 ， 张广政 张子麟 ２５７０００；２．胜利油田博士后科研工作站，山东东营２５７０００） ２５７０００ （１．胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营３．胜利油田分公司工程技术管理中心，山东东营摘要：针对春风油田排６０１区块边底水入侵、油井含水上升日益严重及现有堵剂适用性差等问题，合成和研制了 一种耐温１２０ ｏＣ，抗矿化度２２ｘ１０ ｍｇ／Ｌ的新型硅盐树脂体系。室内实验评价了硅盐树脂体系的黏度、耐冲刷 性、热稳定性，实验结果表明：堵剂具有良好的注入性能，对油水两相具有很好的选择性，偏向堵水不堵油， 具有良好的耐水冲刷性能。采用多孔介质模型进行了堵剂驱替模拟实验，实验结果表明：堵剂封堵性能较好， 质量分数为５％即可以满足２ ｍ 油藏封堵要求；耐冲刷，注水冲刷５０ ＰＶ后仍然维持相当压力；堵剂具有优异 的油水选择性，堵水率＞８０％，堵油率＜２Ｏ％。在春风油田排６０１块开展了７口热采水平井的堵水施工，矿场试验 表明：７口井均在不同程度上见到了效果，综合含水率下降，累计增油８ ４４３．９ ｔ，施工效果明显。硅盐树脂体系 为热采水平井堵水提供了一种新选择，为同类型油藏堵水矿场实践提供了依据。 关键词：排６０１块；热采水平井；硅盐树脂体系；油水选择性；矿场应用 中图分类号：ＴＥ３４５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１０００－３７５４（２０１８）０３—０１２５—０６ ＤＥＶＥＬｏＰＭＥＮＴ ＡＮＤ ＡＰＰＬＩＣＡＴＩｏＮ ｏＦ ＴＨＥ ＷＡＴＥＲ ＰＬＵＧＧＩＮＧ ＳＹＳＴＥＭ ＦｏＲ ＴＨＥ ＴＨＥＲＭＡＬ－ＰＲｏＤＵＣＴＩｏＮ ＨｏＲＩＺｏＮＴＡＬ ＷＥＬＬ ＩＮ ＢＬｏＣＫ Ｐ．６０１ ＴＡＮＧ Ｇａｎｇ 。ＺＨＡＮＧ Ｇｕａｎｇｚｈｅｎｇ ，ＺＨＡＮＧ Ｚｉｌｉｎ （１．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｏｉｌｉｆｅｌｄ Ｂｒａｎｃｈ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ ２５７０００，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｏｉｌｉｆｅｌｄ Ｐｏｓｔｄｏｃｔｏｒａｌ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｓｔａｔｉｏｎ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ ２５７０００，Ｃｈｉｎａ；３．Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｃｅｎｔｅｒ。Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｏｉｌｉｆｅｌｄ Ｂｒａｎｃｈ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ ２５７０００，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａ ｎｅｗ ｔｙｐｅ ｏｆ ｔｈｅ ｓｉｌｉｃｏｎ ｓａｌｔ ｒｅｓｉｎ ｓｙｓｔｅｍ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｓａｌｔ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅｓ ｗａｓ ｃｏｍｐｏｓｅｄ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ ｉｎ Ｂｌｏｃｋ Ｐ６０１ ｏｆ Ｃｈｕｎｆｅｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ ｉｎ ｔｈｅ ｌｉｇｈｔ ｏｆ ｔｈｅ ｆｏｌｌｏｗｉｎｇ ｐｒｏｂｌｅｍｓ：ｅｄｇｅ ａｎｄ ｂｏｔｔｏｍ ｗａｔｅｒ ｅｎ－ ｃｒｏａｃｈｍｅｎｔ／ｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈ。ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ ｓｅｒｉｏｕｓ ｗａｔｅｒｃｕｔ ｒｉｓｅ ｏｆ ｔｈｅ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｅｒｓ，ｐｏｏｒｅｒ ａｐｐｌｉｃａｂｉｌｉｔｙ ｏｆ ｔｈｅ ｅｘｉｓｔｉｎｇ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ａｇｅｎｔ ａｎｄ ＳＯ ｆｏｒｔｈ．Ｔｈｅ ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ，ｅｒｏｓｉｏｎ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ａｎｄ ｔｈｅｒｍａｌ ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ｗｅｒｅ ｅｖａｌｕａｔｅｄ ｂｙ ｔｈｅ ｉｎｄｏｏｒ ｔｅｓｔｓ．Ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｉｎｊｅｃｔｅｄ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ａｇｅｎｔ ａｒｅ ｍｕｃｈ ｂｅｔｔｅｒ，ｔｈｅ ｏｉｌ ａｎｄ ｗａｔｅｒ ｓｅｌｅｃｔｉｖｉｔｙ ｉｓ ｐｒｅｔｔｙ ｆａｖｏｒｉｔｅ，ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｃａｎ ｂｅ ｐｒｏｎｅｌｙ ｐｌｕｇｇｅｄ ｗｈｉｌｅ ｔｈｅ ｏｉｌ ｉｓ ｊｕｓｔ ｏｎ ｔｈｅ ｃｏｎｔｒａｒｙ，ａｎｄ ｍｏｒｅｏｖｅｒ ｔｈｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ－ｒｅｓｉｓｔａｎｔ ｆｌｕｓｈ ｉｓ ａｌｓｏ ｍｕｃｈ ｂｅｔｔｅｒ．Ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｈｅｌｐ ｏｆ ｔｈｅ ｐｏｒｏｕｓ ｍｅｄｉａ ｍｏｄｅｌ，ｔｈｅ ｓｉｍｕｌａ． 收稿日期：２０１７－０６—１３ 改回日期：２０１７．１０．１１ 基金项目：国家科技重大专项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”课题四“特高含水油田高效采油工程技术” （２０１６ＺＸ０５０１ １－００４）。 作者简介：唐钢，男，１９８１年生，高级工程师，博士，从事三次采油和堵水调剖研究。Ｅ－ｍａｉｌ：ｔｏｎｎｙｔｇ＠１６３．ｔｏｍ 网络出版地址：ｈｔｔｐ：／／ｋｎｓ．ｃｎｋｉ．ｎｅｔ／ｋｃｍｓ／ｄｅｔａｉｌ／２３．１２８６．ＴＥ．２０１８０４０４．１３２０．００５．ｈｔｍｌ网络出版时间：２０１８—０４—０４Ｔｌ３：２０：２５ ·１２６· 大庆石油地质与开发 ２０１８正 ｔｉｎｇ ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ａｇｅｎｔ ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｐｌｕｇ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ａｇｅｎｔ ａｒｅ ｍｕｃｈ ｂｅｔｔｅｒ。５％ｍａｓｓ ｆｒａｃｔｉｏｎ ｃａｎ ｍｅｅｔ ｔｈｅ ｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｓｈｕｔｏｆｆ ｉｎ ｔｈｅ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｗｉｔｈ ２ Ｏ００ｘ １０ ｐ，ｍ ；ｔｈｅ ａ－ ｇｅｎｔ ｐｏｓｓｅｓｓｅｓ ａ ｃｅｒｔａｉｎ ｆｌｕｓｈ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ，ａｆｔｅｒ ｆｌｕｓｈｅｄ ５０ ＰＶ ｂｙ ｔｈｅ ｉｎｊｅｃｔｅｄ ｗａｔｅｒ，ｍｕｃｈ ｈｉｇｈｅｒ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｉｓ ｓｔｉｌｌ ｍａｉｎｔａｉｎｅｄ；ｔｈｅ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ａｇｅｎｔ ｐｏｓｓｅｓｓｅｓ ｍｕｃｈ ｂｅｔｔｅｒ ｏｉｌ ａｎｄ ｗａｔｅｒ ｓｅｌｅｃｔｉｖｉｔｙ，ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｓｈｕｔｏｆｆ ｒａｔｅ ｃａｎ ｒｅａｃｈ ｍｏｒｅ ｔｈａｎ ８０％，ｔｈｅ ｏｉｌ ｂｌｏｃｋｉｎｇ ｒａｔｅ ｃａｎ ｌｅｓｓ ｔｈａｎ ２０％．Ｓｅｖｅｎ ｔｈｅｒｍａｌ—ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｗｅｒｅ ｃａｒｒｉｅｄ ｏｕｔ ｉｎ Ｂｌｏｃｋ Ｐ６０１ ｏｆ Ｃｈｕｎｆｅｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ．Ｔｈｅ ｆｉｅｌｄ ｔｅｓｔ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ａ ｃｅｒｔａｉｎ ｅｆｆｅｃｔｓ ｗｅｒｅ ａｃｈｉｅｖｅｄ ｉｎ ｖａｒｙｉｎｇ ｄｅｇｒｅｅｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｓｅｖｅｎ ｗｅｌｌｓ，ｔｈｅ ｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅ ｗａｔｅｒｃｕｔ ｗａｓ ｄｅｃｒｅａｓｅｄ，ｔｈｅ ｃｕｍｕｌａｔｉｖｅ ｏｉｌ ｗａｓ ８ ４４３．９ ｔ，ｔｈｅ ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ ｅｆｆｅｃｔｓ ｗｅｒｅ ｏｂｖｉｏｕｓ．Ｔｈｅ ｓｉｌｉｃａｔｅ ｒｅｓｉｎ ｓｙｓｔｅｍ ｈａｓ ｐｒｏｖｉｄｅｄ ａ ｎｅｗ ｃｈｏｉｃｅ ｆｏｒ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｏｆ ｔｈｅ ｔｈｅｒｍａｌ—ｒｅ— ｃｏｖｅｒｙ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ａｎｄ ｆｕｒｔｈｅｒｍｏｒｅ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ｔｈｅ ｅｖｉｄｅｎｃｅｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｆｉｅｌｄ ｐｒａｃｔｉｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｉｎ ｔｈｅ ｓａｍｅ ｔｙｐｅ ｏｆ ｔｈｅ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｂｌｏｃｋ Ｐ６０ １；ｔｈｅｒｍａｌ—ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ／ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ；ｓｉｌｉｃａ ｒｅｓｉｎ ｓｙｓｔｅｍ；ｏｉｌ ａｎｄ ｗａｔｅｒ ｓｅｌｅｃ— ｔｉｖｉｔｙ；ｆｉｅｌｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ 春风油田排６０１区块是以注蒸汽吞吐开采为主 的稠油热采区块，属于浅薄地层超稠油油藏，大部 分为水平井完井，总动用面积４．８６ ｋｍ ，总动用 储量６０５×１０ ｔ。地层温度２８℃，地下原油黏度 ５０ ０００～９０ ０００ ｍＰａ·Ｓ，地层水矿化度高达 ７５．０℃时反应（时间２４～７２ ｈ）。用红外光谱仪对 反应过程进行监测，认定ＰＭＨＳ中Ｓｉ—Ｈ键在 ２ １６９ ｅｍ 处的伸缩振动峰完全消失时，反应完 全。将反应混合液倒入甲醇中沉淀，静置过夜，过 滤。滤饼用热乙醇洗涤，以除去未反应的单体，然 后于室温下真空干燥即得产品。 １．１．２配体聚合物Ｌ的合成 ２００ ０００ ｍｇ／Ｌ，属于高黏高盐油藏。目前进入高含 水期开发，采出程度只有２．６％。试验区储层因边 底水入侵及突进，油井含水上升日益严重，严重影 合成路线： 响油田的正常开发，通过堵水等措施取得了一定的 增油降水效果Ｈ 。随着堵水轮次的增加，油藏条 件不断改变，愈加苛刻的地质条件和复杂的出水特 征等因素始终制约着堵水有效率的提高和技术发 展。目前所用的堵剂性能在强度、耐温抗盐性、选 择性等方面与堵剂成本均难以形成最佳条件，适用 性局限较大 。针对现有开发矛盾，研制出耐温 （１）一定量的二乙三胺加水稀释，于６０℃温 度下，缓慢加入乙二醇二缩水甘油醚，反应３ ～５ ｈ。 （２）一定量的Ｎ，Ｎ一二甲基苄胺的乙醇混合 溶液升温至６０—６５℃，缓慢加入环氧氯丙烷，搅 拌反应，直至Ｎ，Ｎ一二甲基苄胺溶解；反应２～ ３ ｈＡ，加入一定量的乙醇，随即变为清液。６５℃ 抗盐、具有优异油水选择性能的硅盐树脂体系，改 善排６０１块边底水稠油热采水平井堵水效果。 反应２ ｈ，得红棕色液体产物。 （３）将（１）搅拌升温至６０℃，Ｎ，保护下， 逐滴加入（２），搅拌保温反应３ ｈ。反应结束后， １硅盐树脂体系的研制及性能评价 根据排６０１块边底水稠油油藏特点，应用分子 过滤，丙酮洗涤、真空干燥即得产品。 １．１．３硅盐树脂溶液的制备 将一定比例的主体聚合物Ｒ与配体聚合物Ｌ 溶解于纯净水中，用盐酸调ｐＨ值至３～３．５，制备 出总质量分数为２０％的主体聚合物Ｒ和配体聚合 物Ｌ的淡黄色混合溶液。 将载玻片平放于烧杯底部，取一定量的上述溶 液加入烧杯中，将载玻片浸没。然后用１０倍的去 离子水稀释溶液，静止２４ ｈ，无水乙醇洗涤薄膜三 次，置于干燥箱中，５０℃烘干备用。分别使用取 代度为３４％和７０％的配体聚合物重复上述实验， 结构设计理论研制出新型硅盐树脂堵剂体系。该体 系是在主体聚合物Ｒ上引入羧酸基和苯环疏水基， 在配体聚合物Ｌ上引入季胺盐和羟基，在阴阳离 子静电作用及氢键作用下合成的。 １．１硅盐树脂体系的研制 １．１．１主体聚合物Ｒ的合成 将定量的单体ｘｌ和单体Ｘ２与聚甲基含氢硅氧 烷（ＰＭＨＳ）溶于四氢呋喃后，将其倒入２０ ｍＬ的 玻璃试管中，加热至４５．０℃左右时，加入少量 （约２ ｍＬ）催化剂六氯合铂酸，继续升温至７０．０～ 制备出配体聚合物三苄胺基团取代度不同的硅盐树 脂体系。 ３７替 ３期 『ｓ≈ Ｅ ４ ２ 庸刚 等：排６０１块热采水、 ”堵水ｆ水系ｆＪ］２ｉｔｓ｛Ｊ ｊ 川 ０ ８ ６ ·Ｉ２７· Ｉ．２硅盐树脂体系的性能评价 Ｉ．２．Ｉ黏度 趋势；体系ｘｇ￣Ｔｉｔ｛卡Ｈ的封堵能力最低，对水卡¨的埘堵 能力最Ｉ 、 ，油水 卡丌介于 问 反映了堵剂计汕水 相具有良 的选择件，偏阳堵水不堵ｆｉｔ 果川清水 置硅盐树Ｈ｝彳 系溶液，住Ｉ２０ 下 进行堵利的黏度评价（图１） 实验结果衣ｆＪＪＪ：体 系Ｊ 很好的溶解性；清水 的溶液，釉度小于 ｌ５ ｍｌ ｕ·ｓ，为良好的注入 捉供保障． ．｝ Ｉ ３ Ｌ隙体 ｆ 数 ［ ． ． ．＝二＝鍪 ． ． ６ ９ ｌ ２ Ｉ ５ ｌ８ ２ 图２体系对不同相注入体积与封堵率关系 Ｆｉｇ．２ Ｒｅｌａｔｉｏｎｓ ｂｅｔｗｅｅｎ ｔｈｅ ｉｎｊｅｃｔｅｄ ＰＶ ａｎｄ ｔｈｅ ｐｌｕｇｇｅｄ ｒａｔｉｏ ｆｏｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｐｈａｓｅｓ ｏｆｔｈｅ ｓｙｓｔｅｍ 搅拌州ｎＩＩＩ｛＿１１ｉＩ１ 图１清水配置的硅盐树脂体系黏度 ｉＩｇ Ｉ Ｖｉ ｓｃｏｓｉｔｉｅｓ ｏｆｔｈｅ ｓｉＩｉｃａｔｅ ｒｅｓｉｎ ｓｙｓｔｅｍ ｐｒｅｐａｒｅｄ ｂｙ ｔｈｅ ｆｌ‘ｅｓｈ ｗａｔｅｒ ３址硅盐树脂体系水内凝结、油 偏向堵水小堵汕 凝 实 验照片，反映Ｊ 堵剂埘油水卡【１具有良好的选择一 ， 实验条件： （１） 验温度ｌ２０ ｏｃ； ３（ａ）的照片是实验结 从岩心ｔｆ１ ｉｌｋ．ｆｆ｛的 ｌ［１、水、堵剂混合物，Ｉ纠３（Ｉｉ） （２）消水矿化度４００，ｉｒｇ／１ Ｉ．２．２耐水 中刷性 的照片址搅手１ 火态ｔ＇｛＜ｊｆｉｌｌ、水、堵剂混合物 由实验结 乔川ｉ，碓盐树脂堵剂对油水 ｆ｝ｉｉ 有良好的选择 ，偏向堵水 堵油 具有良 的耐 水冲刷 能 １．２．３热稳定性 验条什： （１）实验温度ｌ２０ ； （２）地层水矿化度２２０ ０００，ｎｇ／ｌ ； （３） 、渗透率５００ｘ ｌ０一 Ｉ１１ 热稳定 实验结果表明，趟分子体系的【Ｉｔｆ『ｆ匕ＩＩ、Ｊ‘ 问８～４８ ｌ１町控；体系耐温＞３００ ，固化 姒 人 ２赴碓盐树脂体系刈‘／１ 州的上寸堵率随 入 孔隙体积的变化关系。从 ｆ Ｊ－以行ｆ｛Ｊ，小管足油 十ｌＩ、水卡ｆ１还足油水阿相，随符 入孔隙体积的增 ＪＪＩＩ，ｆ水系ｆｉ？＿ｂ．ｉ－堵率早观尤急 ｌ Ｊｔ ，后降低平稳的 于８００ ｋｌ’ａ，体系仡３００ ｆ 温下放置８０ ｔＩ，姒 仍大于８００ ｋｔ ａ，反映体系同化后热稳定 较 （表１） （ａ） 丈验纳 （ｂ）搅拌 各 图３水内凝结、油内不凝结实验结果 Ｆｉｇ．３ Ｅｘｐｅｌ。ｉｍｅｎｔａｌ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆｔｈｅ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ ｗａｔｅｉ’ａｎｄ ｎｏｎ—ｃｏｎｄｅｎｓａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ ｏｉｌ ·１２８· 大庆石油地质与开发 表１热稳定·陛测试结果 Ｔａｂｌｅ １ Ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｔｈｅｒｍａｌ ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ２硅盐树脂体系的封堵性、油水选择 性及堵水效果 ２．１硅盐树脂体系的封堵性能 分别填制不同渗透率的岩心，饱和水，注入 ０．１ ＰＶ的不同浓度硅盐树脂体系＋０．１ ＰＶ的矿化 度盐水，交替注入５个轮次，放人９５℃恒温箱２４ ｈ后，考察硅盐树脂体系对不同渗透率单管岩心的 封堵能力。 表２是硅盐树脂体系单管岩心封堵率实验结 果。可以看出，渗透率越低封堵性能越高，５００× ｌ０～ ｍ。的储层封堵率大于２ ０００￣１０一 ｍ ；浓度 越高，封堵性能越好，质量分数为５％的硅盐树脂 体系就可以满足油藏封堵要求。 表２岩心封堵率实验结果 Ｔａｂｌｅ ２ Ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏｒｅ ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｒａｔｅ 序号 渗透率／ 质量分数／ 堵后渗透率／ 封堵率／ （１０～ ｍ。） ％ （１０一 ｍ ） ％ ｌ ５ｌＯ ３ １１１．２ ７８．２ ２ ５００ ４９ｌ ５ ３７．３ ９２．４ ３ ５０９ ８ ３１．６ ９３．８ ４ ９９８ ３ ２７７．４ ， ７２．２ ５ １ ０００ ９９２ ５ ８３．３ ９１．６ ６ １ ００６ ８ ７８．５ ９２．２ ７ ２ Ｏｌ７ ３ ６６９．６ ６６．８ ８ ２ ｏｏ０ １ ９９４ ５ １８９．４ ９０．５ ９ ２ ００８ ８ １７６，７ ９１．２ ２．２硅盐树脂体系的油水选择性能 设计２种实验方案，方案一是极限条件下的油 水选择性能。 极限条件： （１）装填２ ０００￣１０～ ｍ 左右岩心管，饱和水 （测Ｋｗ．）一反向注堵剂一候凝２４ ｈ一正向注水 （测Ｋ ），测试水相封堵率。 （２）装填２ ０００ｘ１０～ ｍ 左右岩心管，饱和水 （测Ｋ ）一饱和油（测Ｋ。 ）一反向注堵剂一候凝 ２４ ｈ一正向注油（测 。：），测试油相封堵率。 （３）反向交替注入５轮次的０．１＋Ｏ．１ ＰＶ的堵 剂、矿化度盐水混合段塞，质量分数为５％。 图４和表３分别是硅盐树脂体系极限条件下的 油水选择性实验曲线和结果。可以看出，硅盐树脂 体系堵水率大于８０％，堵油率小于２０％。 ＼ 蝴 方案二是模拟油藏条件下的油水选择性能。模 拟油藏条件： （１）装填５００ｘ１０一，２ ０００ｘ１０一 ｍ 左右岩心 管，低渗岩心饱和水（测Ｋ ）一饱和油（测 Ｋ ）一水驱油至含水率４０％；高渗岩心饱和水 （测Ｋ ：）一饱和油（测Ｋ。：）一水驱油至含水率 ９８％；然后双管并联反向交替注入质量分数为５％５ 轮次的０．１＋０．１ ＰＶ的堵剂、矿化度盐水混合段 塞，候凝２４ ｈ，接着不再并联驱替，分别对高渗岩 心水驱，对低渗岩心油驱，压力稳定后测试两管封 堵率。 （２）改变低渗岩心水驱油含水率６０％，８０％， ９０％，重复上述实验方案。 图５一图７分别表示模拟油藏条件下不同驱替 阶段的油水选择性实验曲线（低渗管驱至含水 率４０％）： 图５反映高低渗岩心单管驱替阶段压力随注入 孔隙体积倍数变化关系。 图６反映双管并联注堵剂阶段压力随注入孔隙 体积倍数变化关系。 图７反映高低渗岩心封堵后压力随注入孑Ｌ隙体 积倍数变化关系。 表４是硅盐树脂体系模拟油藏条件下的油水选 择性实验结果。可以看出，硅盐树脂体系堵水率大 ０ 第３７卷第３期 唐钢等：排６０１块热采水平井堵水体系研制与应用 ·１２９· 表３极限条件下油水选择性实验结果 Ｔａｂｋ ３ Ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｏｉｌ ａｎｄ ｗａｔｅｒ ｓｅｌｅｃｔｉｖｉｔｙ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｅｘｔｒｅｍｅ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ０．２４ ０．２ ０．１６ ０．１２ 一＜Ｏ．Ｏ８ ０．０４ ．▲▲▲… 山 ＼ 出 ＜ 趟 厂 候２４凝ｈ 砖 ＼ 出 媸 注入孔隙体积倍数 图７封堵后压力随注入孔隙体积倍数的变化 Ｆｉｇ．７ Ｃｈａｎｇｅｓ ｏｆｔｈｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｉｎｊｅｃｔｅｄ ＰＶ ａｆｔｅｒ ｔｈｅ ｐｌｕｇｇｉｎｇ 于８０％，堵油率小于２０％。该体系具有堵水率高， 堵油率低的特点，即硅盐树脂体系具有良好的油水 选择性。 ２．３硅盐树脂体系的堵水效果 实验方案： （１）装填１ Ｏ００ｘ１０ Ｉｘｍ 左右岩心管，将岩心 管饱和盐水，测水相渗透率。 （２）注入实验模拟油，建立束缚水，直至产 出液含水率为零。 （３）空白对比实验：水驱至含水率９８％，反 向注入堵剂，正向注水至含水率９８％，计算水驱 采出程度。 （４）重复上述实验步骤，水驱至含水率分别 为４０％，６０％，８０％，９０％，然后连续注入硅盐树 脂体系，直至含水率９８％，计算水驱采出程度 （表５）。 从实验结果来看，注堵剂过程压力有所上升。 后续水驱阶段随着油的产出，注入压力有所下降， 含水率下降漏斗明显，而在后续水驱后期注入压力 变化不大，这也说明其耐冲刷能力强，堵剂有效期 长的特点。从采收率来看，注入堵剂时机越早越 好，这与其他堵剂研究成果相一致。 ３现场应用效果 排６０１块主力油层为白垩统吐谷鲁群组，砂体 有效厚度为４～７ ｍ，平均孑Ｌ隙度为３５．２％，平均 渗透率为９ ３０６￣１０ Ｉｚｍ ，为高孔、高渗储层，油 藏温度２８℃，该温度下的脱气原油黏度为 ５０ ０００～９０ ０００ ｍＰａ·Ｓ，地层压力为４．９５ ＭＰａ，压 力系数为０．９６，为浅薄层地层超稠油油藏。 开发中存在的主要问题是排６０１块北区汽窜现 象严重，南区部分吞吐井处于高含水关停状态。油 井产水原因可分为两类，一类是吞吐或汽驱导致井 间沟通引起油井产水，油井产出水主要是注入蒸汽 冷凝水；另一类是生产过程中沟通地层水引起油井 产水，油井产出水主要是注入蒸汽冷凝水和油藏的 边、底水构成。 此，需要针对水淹规律及油藏条 件，制定针对性的堵水工艺。 在室内研究的基础上，２０１４年采用硅盐树脂 ·ｌ３Ｏ· 大庆石油地质与开发 表４硅盐树脂体系油水选择性实验结果 Ｔａｂｌｅ ４ Ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｏｉｌ ａｎｄ ｗａｔｅｒ ｓｅｌｅｃｔｉｖｉｔｙ ｆｏｒ ｔｈｅ ｓｉｌｉｃｏｎｅ ｒｅｓｉｎ ｓｙｓｔｅｍ ２０１８矩 表５硅盐树脂体系堵水效果评价 Ｔａｂｌｅ ５ Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｂｌｏｃｋｅｄ ｅｆｆｅｃｔｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｓｉｌｉｃｏｎｅ ｒｅｓｉｎ ｓｙｓｔｅｍ （３）硅盐树脂体系具有较强的封堵性及较好 的油水选择性，堵水率＞８０％，堵油率＜２０％。 （４）矿场试验表明，７口井均在不同程度上见 到了效果，综合含水率下降，累计增油８ ４４３．９ ｔ， 施工效果明显。 参考文献： ［１］李宜坤，胡频，冯积累，等．水平井堵水的背景、现状及其 发展趋势［Ｊ］．石油天然气学报，２００５，２７（５）：７５７—７６０． ［２］陈民锋，姜汉桥，曾玉祥．严重非均质油藏开发层系重组渗 透率级差界限研究［Ｊ］．中国海上油气，２００７，１０（５）： ３１９．３２２． 体系在排６０１块边底水稠油油藏开展了７口热采水 平井的堵水施工。截至２０１６年１０月，累计增油８ ４４３．９ ｔ，取得了较好的应用效果 表６现场实施情况 Ｔａｂｌｅ ６ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｆｉｅｌｄ ｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ （表６）。 ［３］Ｖｅｌｚｅｎ Ｊ Ｆ Ｇ，Ｌｅｅｒｏｏｉｊｉｅｒ Ｋ．Ｉｍｐａｉｒｍｅｎｔ ｏｆ ａ ｗａｔｅｒ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌ ｂｙ ｓｕｓｐｅｎｄｅｄ ｓｏｌｉｄｓ：Ｔｅｓｔｉｎｇ ａｎｄ ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ［Ｒ］ ．ＳＰＥ ２３８２２，１９９２． ［４］Ｓａｍａｄ Ｅ，Ｔｓｅｏｔｔ Ｄ Ｌ，Ｄａｌｒｙｍｐｌｅ Ｄ．Ｗａｔｅｒ ｓｈｕｔｏｆｆ ｔｒｅａｔｎｌｅｎｔｓ ｉｎ ｅａｓｔｅｒｎ Ａｌｂｅｒｔａ：ｄｏｕｂｌｉｎｇ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｄｅｃｒｅａｓｉｎｇ ｗａｔｅｒ ｃｕｔ ｂｙ ２０％［Ｒ］．ＳＰＥ ３９６１７，１９９８． 『５］Ｐｒａｄｏ Ｍ，Ｐａｌｅｎｃｉａ Ｊ，Ｒｅｙｎａ Ｍ，ｅｔ ａ１．Ｔｗｏ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｗａｔｅｒ ｓｈｕｔｏｆｆ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ ｉｎ ａ ｐｏｏｒｌｙ ｃｏｎｓｏｌｉｄａｔｅｄ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｗｉｔｈ ｓｔｒｏｎｇ ｗａｔｅｒ ｄｒｉｖｅ［Ｒ］．ＳＰＥ ９３０６０．ＭＳ，２００５． ［６］Ｋｕｍｅ Ｎ．Ａｎ ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ａｐｐｒｏａｃｈ ｔｏ ｐｒｅｄｉｃｔｉｎｇ ｐｏｓｔ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｗｅｌｌ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｕｓｉｎｇ ｓｅｌｅｃｔｉｖｅ ｃｈｅｍｉｃａｌ ｗａｔｅｒ ｓｈｕｔ—ｏｆｆ ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ：ａｎ ＲＰＭ ｅｘａｍｐｌｅ［Ｒ］．ＳＰＥ ８４５１３，２００３． ［７］刘广燕，秦飞，吴文明，等．塔河砂岩油藏水平井出水分析及配 套堵水工艺［Ｊ］．断块油气田，２０１３，２０（２）：２４８－２５１． ４结 论 （１）硅盐树脂体系是一种新型高分子材料， 由主、配体聚合物分子混合，耐温１２０℃，抗矿化 度２２ｘ １０ ｍｇ／Ｌ，对地层产生封堵作用。 （２）堵剂封堵性能较好，质量分数为５％即可 以满足２ Ｏ００ｘ１０～ ｍ 油藏封堵要求；耐冲刷，注 水冲刷５０ ＰＶ后仍然维持相当压力。 ［８］吴文明，秦飞，李亮，等．塔河油田碎屑岩油藏活性混合油 堵水体系探索实验［Ｊ］．钻采工艺，２０１３，３６（３）：８９—９２． ［９］甘振维．塔河油田底水砂岩油藏水平井堵水提高采收率技术 ［Ｊ］．断块油气田，２０１０，１７（３）：３７２—３７５． ［１０］吴文明，秦飞，李亮，等．塔河碎屑岩储层超细碳酸钙颗粒分 选与封堵实验［Ｊ］．钻井液与完井液，２０１３，３０（５）：９２－９４． ［１１］刘怀珠，李良川，郑家朋，等．硅酸盐化学堵水技术研究现 状及展望［Ｊ］．油田化学，２０１５，３２（１）：１４６—１５０． 编辑：邵宪志
