关键词   堵漏剂   触变性   固化剂   封堵管外窜槽   采收率

   中原油田属于多层系、多油藏类型的复杂断块油气田。经过近20年的开发，特别是进入注水开发后期后，井网复杂、注采不平衡等因素使地层孔隙结构、地层裂缝、断层情况和地应力的分布都发生很大的变化。同一层位中，由于注入水在油气层中推进速度不同，形成了欠压区和高压区；在不同层位中由于强采强注，地层压力系数严重紊乱；随着注采工作制度的变化，岩石发生反复膨胀和收缩，抗破能力大大下降，地层的结构遭到破坏。

   目前，在油气田开发生产过程中常遇到高低压层互窜、层问漏失等井下复杂情况，若不及时采取有效措施，不但会严重影响油气井生产，而且会影响分层注采工作的正常进行，无法实现中低产油气层的正常开发，降低油气层的最终采收率。因此，及时有效地封堵油气层间的窜槽和漏失，是提高采收率、降低出水率的有效途径，是实现分层注水、开发中低产层的有力保证。

    研制的高强度堵漏剂具有良好的触变性，挤入目的层停泵后由易流动的悬浮体变成不易流动、有一定强度的粘稠体(并未凝固)，可有效驻留在封堵部位而不漏失，不倒吸，因而封堵成功率提高，在现场施工中取得理想效果。

1. 实验部分

1.1 实验材料

    主剂：G级油井水泥等，固体颗粒状(过200目筛)，工业级，河南安阳生产；固化剂：氯化钙等无机盐混合物，工业级，河南濮阳生产；触变调节剂：有机一无机复合物，液体，自制。

1．2 制备方法

    将G级油井水泥与氯化钙、触变调节剂及其他固体填充剂置人干混机中，搅拌均匀，包装备用。

1．3 测试方法

1．3．1 凝结时间的测定

    将配制好的堵漏剂搅拌均匀，倒人凝结时问测定模块中，放人恒温水浴中每隔30 min测定一次，临近初凝时每隔15 min测定一次，求出凝结时问。

1．3．2 抗压强度的测定

    将堵漏剂置于一定温度下的水浴中养护48 h，用强度测试仪测定堵漏剂模块发生形变时的强度，即为抗压强度。

1．3．3 封堵率的测定

    用环氧树脂胶粘石英砂，制备人造岩芯进行封堵实验。岩芯直径为2.5 tin，长10.0 tin。先注入清水5PV，测岩芯渗透率，然后注入5 PV的高强度堵漏剂，在80℃ 温度下养护48 h，再用清水测岩芯渗透率。

         封堵率：(堵前渗透率一堵后渗透率)／堵前渗透率×100％

1．3．4 触变性的测定

    用ZNN—D6型旋转粘度计测定触变性。将配制好的堵漏剂置入样品杯中，用秒表计时，旋转粘度计转速为600 min/秒，开机转动搅拌1 min，停机静置10 s，立即换速为3 min/秒，转动读取最大读数，乘以0.5 即为初切力。再把转速调至600 min 转动搅拌1 min，停机静置10 min，立即换成转速3 min/秒 ，转动读取最大读数，乘以0.5即为终切力。

2. 结果与讨论

2.1 主剂用量对堵漏剂性能的影响

    水浴温度80℃ ，固化剂用量3％ ，主剂按不同水灰质量比制成均匀浆体，考察主剂用量对堵漏剂切力、初凝时间及凝结体抗压强度的影响，结果见表1。

    由表1可见，主剂用量即水灰质量比对凝结时间、触变性影响不大，抗压强度随着水灰质量比的增大而降低，但都不低于20 MPa。现场使用及室内研究表明，水灰质量比为0.44-0.5的堵漏剂，适用于井温较低，强度要求高的大孔道、裂缝等封堵；水灰质量比为0.67-1．0的堵漏剂，适用于井温较高的油水井挤封出水层；水灰质量比为1.2-1.4的堵漏剂，适用于水井调剖或分调，其用量较大。

2.2 固化剂用量对堵漏剂性能的影响

   选定主剂水灰质量比为0.48的堵漏剂配方，在80℃水浴温度下，考察不同固化剂用量对堵漏剂的切力、初凝时间及凝结体抗压强度的影响，结果见表2。

    由表2可见，固化剂用量对堵漏剂切力及凝结体抗压强度的影响很小，而对堵漏剂的初凝时间影响很大，随固化剂用量的增加，初凝时间缩短。为了满足施工安全的需要，固化剂用量控制在3％较合适。

2.3 触变调节剂用量对堵漏剂性能的影响

    主剂水灰质量比为0．67的堵漏剂配方，在水浴温度80℃ ，固化剂用量3％ ，考察触变调节剂用量对堵漏剂浆液的初凝时间、凝结体抗压强度及触变性的影响，结果见表3。

    从表3看出，触变调节剂用量由0.2％增加到0.5％ ，静切力初值从4 Pa增加到5 Pa，终值从l3 Pa增加到l5 Pa，说明堵漏剂浆液具有理想的触变性。封堵大孔道要求堵漏剂具有良好的触变性，在停泵时切力能较快地增大到适当值，既利于堵漏剂悬浮不易漏失，又不致于静置后开泵时泵压过高。触变调节剂的最佳用量为主剂的0.3％-0.5％ 。

2.4 封堵率

    配制的堵漏剂经初凝时间和抗压强度测定后，选3种堵漏剂样品，在室温下用人选岩芯进行封堵实验，测出其渗透率，并计算出封堵率，结果列入表4。由表4可见，研制的高强度堵漏剂封堵率均在97％以上。

3 现场应用

    自2002年8月至2003年7月，该堵漏剂封窜技术在中原油田和河南油田共实施7口油井、2口水井的封窜施工，现将两口采油井的应用效果介绍如下。

3.1  1-15-157井

    H5-157井为双河油田Ⅶ 上层系采油井，2003年1月24日投产，刚开始不产油，日产水16.7 m3，含水100％ ，动液面230 m。2003年2月

21日对H5—157井进行同位素找窜，证实射孔井段(2131.6-2134.6 m)至2170 m管外窜槽。2003年3月22日采用高强堵漏剂进行施工。

2003年4月5日封窜后开抽，产油量达8.6 t／d，产液12.5 m3／d，含水31％ ，到2003年9月10日累计增油1 266.2 t；目前产油量仍达7.6 t／d，产液8.7 m3／d，含水11％ 。

3.2  K407井

    K407井为双河油田Ⅳ5—11层系的一口采油井，射开层位为Ⅳ101．3113。该井于2003年1月1日投产，初期全井合采，日产油0 t，日产水43.9 m3，含水100％ ，动液面353 m。从该井投产的层位看，Ⅳ113动态分析该层地层能量低，应有一定的产油能力；Ⅳ101电测解释为干层，Ⅳ103电测解释为油层。综合分析K407井的Ⅳ101.3113层不可能是高能量的水层，可能存在窜槽。2003年3月对该井进行同位素找窜测井，结果证实最上射孔段Ⅳ101(1843.6-1847.8 m)至1 811.7 m管外窜槽。2003年4月24日对该井进行封窜，窜槽井段厚度：31.9 m，2003年5月5日封窜后开抽，产油量达14.6 t／d，产液16.8 m3／d，含水13％，到2003年9月10 日累计增油1 274.2 t，目前产油量仍达6.5 t／d，产液26.1 m3／d，含水76％。

4 结论

    (1)高强度堵漏剂由主剂、固化剂及触变调节剂组成，当固化剂用量3％ 、触变调节剂用量占主剂用量的0.3％-0.5％ 、温度80 ℃：时，主剂水灰质量比越大，堵漏剂抗压强度越低。可根据现场使用需求，研制不同强度的堵漏剂，水灰质量比为0.44-0.5配方制备的堵漏剂，适用于井温较低、强度要求高的大孔道封堵；水灰质量比为0.67—1.0配方制备的堵漏剂适用于井温较高的油水井

挤封出水层。

    (2)触变调节剂的加入使堵漏剂具有良好的触变性，使其悬浮不沉降，流动性好，易泵入，停泵后，成一定强度的粘稠体，驻留在封堵部位而不漏失，再开泵时又不致于使泵压过高。

    (3)堵漏剂封堵率达97％ 以上。

    (4)高强度堵漏剂原料来源充足，价格低廉，具有广泛的应用前景。