引言

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏储层非均质性严重，油藏整体可看成是由不同类型和发育程度的储集空间、复杂流通通道的组合（孔、缝、洞)^[1-3]。由于缝洞型油藏油水关系复杂，出水层段不易确定，流通通道导流能力强，产生亏空后易漏失等原因，油井高含水治理难度大^[4-9]。针对此类油藏的特点提出多级分段堵水技术。该技术根据油井特征采用不同类型堵漏剂和主体堵剂，以预堵、多级分段封堵及堵后控压酸化为主要工艺手段，实现缝洞型油藏油井的高效堵水。

1 堵剂体系

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏多级分段堵水工艺使用的主要药剂有堵漏剂和主体堵剂两类，前者包括颗粒类、硅酸盐类和冻胶类3种，后者主要为不同密度的可固化颗粒堵剂。

1.1 颗粒类堵漏剂

颗粒类堵漏剂主要有核桃壳、棉籽壳、锯末等，粒径0.1～3.0 mm，进入地层后有一定的膨胀能力，通过架桥堆积封堵流通通道，实现暂堵，阻止或减缓后续主体堵剂过快漏失。

1.2 硅酸盐类堵剂

硅酸盐溶液具有强的钙镁敏感性、热敏和酸敏特性，与钙、镁离子结合生成不溶于水的沉淀，在高温条件下能水解成硅酸凝胶，在酸性条件下也能反应生成硅酸凝胶^[8]。根据硅酸盐溶液的特性和封堵机理，通过分别添加不同比例的添加剂，研究形成了沉淀型(GDS-1；式(1)、式(2))和凝胶型(GDS-2；式(3))两种可溶性硅酸盐堵剂。

$ {\rm{C}}{{\rm{a}}^{2 + }} + {\rm{N}}{{\rm{a}}_2}{\rm{O}} \cdot m{\rm{Si}}{{\rm{O}}_2} \to {\rm{CaO}} \cdot m{\rm{Si}}{{\rm{O}}_2} \downarrow + 2{\rm{N}}{{\rm{a}}^ + } $

(1)

$ {\rm{Mg}}^{2+} + {\rm{Na}}_2{\rm{O}}\cdot m{\rm{SiO}}_2{\rightarrow}{\rm{MgO}}\cdot m{\rm{SiO}}_2{\downarrow} + 2{\rm{Na}}^+ $

(2)

$ 2{\rm{H}}^{+}+{\rm{Na}}_2{\rm{SiO}}_3{\rightarrow}{\rm{H}}_2{\rm{SiO}}_3{\downarrow}+2{\rm{Na}}^+ $

(3)

封堵实验表明GDS-1和GDS-2堵剂封堵率均在93%以上，抗压强度0.8 MPa以上（图 1)。硅酸盐类堵剂因其在高温条件下反应速度快（一般4 h即可完全沉淀或形成凝胶)，可作为堵漏剂暂堵使用；因其封堵率和抗压强度高也可作为主体堵剂进行深部堵水。

1.3 冻胶类堵剂

前期研究和现场试验表明，硅酸盐类堵剂具有好的耐高温抗高盐特性，有机冻胶堵剂具有强的油水选择性和韧性^[8-9]。选择聚合物作为主体溶液，将硅酸盐无机溶液进行复配，添加一定的稳定剂与交联剂，使之形成一种有机-无机复合冻胶类堵剂，形成介于无机凝胶和有机冻胶之间的有机-无机复合冻胶类堵剂^[10]。该堵剂在高温条件下成胶时间可调(6～52 h)，胶体强度高（可达0.9 MPa)（图 1)，热稳定性好(130?C老化100 d胶体强度维持在0.8 MPa左右)，封堵能力和油水选择性强。有机-无机冻胶堵剂采用清水配制，成胶前呈溶液状态，易于注入；成胶后密度在1.10 g/cm³左右，低于塔河油田地层水密度(1.14 g/cm³)，不易漏失，作为前置堵漏剂实施暂堵，可对后续主体堵剂起承托作用。此外，因其具有强的油水选择性和封堵能力，还可作为裂缝型储层发育的油井、油水同出井及碳酸盐岩水平井等复杂井况油井选择性堵水工艺的主体堵剂。

1.4 不同密度可固化颗粒堵剂

通过改变常规固井水泥的水灰比，并加入一些特殊的添加剂如聚合物（有增黏作用)、微硅（固化、保证强度)、防沉剂（防止油水分散)、缓凝剂（控制稠化时间)等，形成具有不同密度、不同固化强度、可用于不同段塞组合的可固化颗粒堵剂，见表 1。

超低密度可固化颗粒堵剂是目前最常用的主体堵剂，其是在提高常规固井水泥原料水灰比的基础，通过添加一定量的聚合物、微硅、防沉剂、缓凝剂等药剂配制而成。聚合物的添加能提高浆体的增黏，保证稳定性；微硅等高性能固化材料可确保浆体能固化、保证强度、且油水不分散。该堵剂密度介于地层水和原油之间，易于驻留，利用重力分异作用在大裂缝和溶洞中铺展，可在油水界面形成隔板，实现堵水不堵油的密度选择性；其动态时只初稠，静止能固化，稠化时间大于8 h，可在大剂量使用时确保施工安全。该堵剂是碳酸盐岩缝洞型油藏多级分段堵水工艺的主体堵剂，其相关性能参数见表 2。

2 工艺配套 2.1 预堵漏工艺

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏绝大部分油井在钻井或后期修井过程中均存在不同程度的漏失现象，此类漏失井堵水如不预先堵漏，堵剂将难以有效驻留，大量漏失，最终严重影响堵水效果。为此，针对不同漏失程度的油井，形成相应的预堵漏工艺。

2.1.1 胍胶液前置预堵工艺

胍胶液前置预堵工艺即在注入主体堵剂之前，注入一定浓度（质量浓度0.4%)和黏度(50 mPa·s)的胍胶液，增强承托效果，防止主体堵剂扩散或漏失。可在胍胶液中加入一定比例（一般控制在5%以下)的颗粒类堵漏剂，如棉籽壳、核桃壳、锯末等，利用胍胶液将其携带进地层，在主要漏失通道实现堆积架桥暂堵。该工艺适合于修井液漏速小于2 m³/h、漏失量200 m³以下、井筒能建立油套循环的轻度漏失井堵水，现场应用效果好，在塔河油田获得广泛应用。

2.1.2 硅酸盐堵剂堵漏工艺

硅酸盐堵剂堵漏工艺是堵水前注入专门的硅酸盐堵剂堵漏段塞，待其充分反应后再注入主体堵剂的工艺。硅酸盐堵剂堵漏段塞组合一般为“ GDS-2+氯化钙溶液+GDS-1+…”，其中，GDS-2与塔河酸性地层水形成凝胶，氯化钙溶液主要起隔离和补钙作用，为后续的GDS-1生成沉淀提供足够的钙离子。之后还可以根据实际情况，通过改变用量和组合方式继续注入GDS-2和（或)GDS-1堵剂。该工艺是利用可溶性硅酸盐溶液能快速与地层水形成沉淀或凝胶的特性，发挥其易附着作用，在近井建立一定强度的封堵带，实现对漏失通道的暂堵，改善油井漏失状况，为后续主体堵剂的驻留、固化提供承托。该工艺在修井液漏速5 m³/h左右、漏失量500 m³左右的中度漏失井堵水有较显著效果。

2.1.3 冻胶堵剂堵漏工艺

冻胶堵剂预堵工艺是指在堵水之前，采用冻胶堵剂进行堵漏，待其充分反应成胶、油井漏失状况有明显改善后再进行正式堵水的工艺技术。该工艺主要是利用有机-无机复合冻胶在塔河地层水中不易分散，成胶后胶体密度低、不易漏失、能在地层水上铺展、且有较高的耐冲刷性和突破压力梯度等特性，对较大的流通通道进行预堵，使后续的主体堵122西南石油大学学报（自然科学版) 2015年剂能有效驻留并固化封堵；同时依靠其强的油水选择性，可对油水通道实现选择性封堵。该工艺可用于修井液漏速10 m³/h左右、漏失量1 000 m³以上、井筒不能建立油套循环的严重漏失井堵水，能够部分解决严重漏失井的堵漏问题，现场有较好的效果，但有待进一步探索和优化。

2.2 主体堵剂多级分段注入工艺

主体堵剂多级分段注入工艺是在前期堵漏或预堵之后，对主体堵剂（包括封口剂)采用多段塞组合、多级分段注入的工艺。常用的段塞组合为“（超低密度可固化颗粒+中密度可固化颗粒)_n+高强度可固化颗粒”。其中，超低密度可固化颗粒堵剂的用量最大，利用其重力分异作用，在缝洞储集体中铺展，进而在油水界面形成隔板；中密度可固化颗粒是一种中等强度的强化剂，其在超低密度可固化颗粒堵剂之上固化，提高封堵强度；高密度可固化颗粒堵剂是一种高强度的封口剂，防止堵剂返吐或进行井筒留塞；组合式中的“ n”表示将主体堵剂（“超低密度+中密度”)分成多级、分段注入，一般采用2～3级。该工艺采用不同密度（强度)的段塞组合，可以在一定程度上降低注入压力，并在地层中形成多层的不同强度的封堵带、增强封堵效果，采用高强度堵剂封口有利于堵后求产和评价。

2.3 控压酸化工艺

堵后控压酸化工艺即在对油井实现有效封堵后，在供液不足的情况下，进行酸化处理，最大化释放产层潜力的一种堵酸联作工艺。该工艺通常用于上部有产层接替，但接替层因污染（过堵)或本身储层质量差原因，堵后表现为测吸水差、供液不足而不能正常生产的油井。室内抗压强度实验表明，碳酸盐岩岩块强度(131.00 MPa)>灰岩+堵剂复合块强度(49.80 MPa)>堵剂强度(10.00～40.00 MPa)>酸化复合块(5.98)>胶结面强度(0.90 MPa)，可见堵水后酸化的最薄弱环节为堵剂与地层胶的结面。因此，堵后控压酸化工艺以“低压、低酸、低黏、多段塞”为原则，同时配套射孔以诱导酸液进入目标储层。施工过程中，采用低压施工，并逐级提高压力；采用低酸浓度，稍高于极限酸浓度；采用5～10 m³的多级小段塞进行注入，监控井底压力，使其双对数不大于0.125，并根据堵剂强度情况考虑进行循环酸洗；酸化后控液求产。

3 多级分段堵水技术

多级分段堵水技术是根据油井漏失情况，采用不同类型的堵漏剂和堵漏工艺进行预堵漏；以不同密度可固化颗粒为主体堵剂，通过多级段塞、分段注入的施工工艺和堵后控压酸化工艺求产评价，实现缝洞型油藏油井高效堵水的工艺技术（图 2)。其段塞组合设计为“堵漏段塞+主体堵剂段塞+封口段塞+顶替段塞”，其中主体堵剂段塞为“（超低密度固化颗粒+中密度固化颗粒)_n”，一般采用清水顶替；堵剂用量采用“裂缝+孔隙”模型计算；施工中采用光管柱、低速平稳正注，排量一般控制在小于30 m³/h，压力控制在整个堵水管线系统最低压力和地层破裂压力以内。堵后根据吸水情况，采用控压酸化工艺、小工作制度控液生产评价。

4 矿场试验

2012年多级分段堵水技术在塔河油田矿场试验8井次，明显见效6井次，有效率75%，已累计增油3 551 t（表 3)。矿场试验表明，该工艺对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏油井堵水有较好的适应性，特别是对中等以下漏失程度的油井（漏失量 < 1 000 m³)针对性好，堵水效果明显，可推广应用。对于严重漏失井，需要研发强度比现有冻胶更高的堵漏剂，形成更高效的堵漏工艺，再进一步优化主体堵剂多级分段注入工艺，才能实现更高效的堵漏和堵水。

5 结论

(1) 胍胶液携颗粒、硅酸盐堵剂和冻胶堵剂是有效的堵漏剂，能解决塔河碳酸盐岩缝洞型油藏部分漏失井堵漏问题；不同密度可固化颗粒可作为主体堵剂和封口剂使用；控压酸化是一种有效的油井堵水后解堵或求产工艺。

(2) 多级分段堵水技术对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏中等以下漏失程度的高含水油井堵水效果好，可推广应用。

(3) 对于严重漏失井，需研发比现有冻胶堵剂强度更高的堵漏剂，形成更高效的堵漏工艺，再进一步优化多级分段注入工艺，才能实现更高效的堵漏和堵水。