摘要：与直井相比，水平井更易见水，化学堵水难度更大。针对分段射孔完井方式的水平井存在固井水泥环与出水段情况，结合水平井堵水低施工风险、长有效期的要求，开展了射孔井定向堵水工艺管柱和高强度无机堵水剂研究。定向注入管柱主要由丢手回插式封隔器、桥塞、回插头等组成；将超细G级油井水泥、超细粉煤灰、活性矿粉和硅粉配制GF-2超微粉体堵水剂配方为87.5%超细水泥+7.0%超细粉煤灰+1.5%活性矿粉+2.5%超细硅粉+1.5%缓凝剂。该技术在云2平1和云2平3井成功运用，截至2018年12月，阶段累计增油1574吨，有效解决了分段射孔水平井的堵水难题。
关键词：射孔水平井；定向堵水；回插式封隔器；超微粉体堵水剂
水平井具有渗流阻力小、泄油面积大等优点，可显著提高低渗、薄差油藏的开发效果。水平井由于井身结构及生产开发因素易见水。截至2017年1月，文卫采油厂所辖水平井22口，因井况原因关封井4口；正常生产18口，其中筛管完井12口、射孔完井6口，单井平均日产液49.0m3、日产油1.9t、含水96.0%，其中含水96%以上的油井12口。按照高效精细开发要求和分公司电泵转抽节能方针部署，水平井控水增油成为亟待解决的难题，本文对射孔水平井定向化学堵水技术进行了阐述。
1 射孔水平井定向堵水工艺思路
1.1 工艺难点
（1）水平井堵水井况风险大，必须选用承压高、密封性好的封隔类工具，并且管柱和封隔器能有效脱离避免卡管柱。
（2）Y221型封隔器在水平段无法坐封，不能满足卡封施工要求；Y341型封隔器与管柱无法脱离难以保证管柱安全。
（3）水平井堵水对井况要求高，施工难度大，必须保证堵水有效期长，对堵水剂的性能提出了较高要求。
1.2 工艺思路
针对射孔水平井堵水工艺难点，研究应用回插式定向堵水工艺管柱和GF-2超微粉体堵水剂。堵水工艺管柱以封堵中间出水段为例（图1），下端下入桥塞及软木塞，桥塞保护下部生产井段，避免堵剂下行污染油层，软木塞放置桥塞上部避免桥塞上部受堵剂污染影响，便于下步打捞桥塞；上端下入回插式封隔器，座封丢手后，下入回插堵剂注入管柱，注入堵水剂，起出注入管柱候凝，打捞回插式封隔器、钻冲残余堵水剂等。
图1 射孔水平井定向堵水原理示意图
2 定向注入工艺管柱设计
射孔水平定向堵水管柱主要由桥塞、软木塞、回插式封隔器、回插管等组成（图1），桥塞是常规油管输送液压桥塞，回插式封隔器是关键工具，对比Y221、Y341、Y442等型号封隔器，回插式封隔器用于挤灰具有施工风险低、施工方便等优点。
2.1 主要工具及功能
定向堵水管柱的关键工具是回插式封隔器、回插管、打捞工具。回插式封隔器改进于液压桥塞，主要功能在密封油套环空的基础上，中心管内部有弹簧及密封片，避免施工后上提回插管柱后，堵剂上返卡管及无法打捞；回插管是插入回插式封隔器中心管内，连通封堵油层，进行堵水施工；回插式封隔器打捞工具是施工结束堵剂候凝后打捞出井下回插式封隔器（图2）。
2.2 回插式封隔器工艺原理
将回插式封隔器连接在液压坐封工具的下端，下至设计深度，投球油管憋压，封隔器内张力环拉断后封隔器坐封，坐封工具随管柱起出。将插管连接于挤灰管柱下端，插入回插式封隔器中心管内，插管推动铜滑套向下运动，当铜滑套的连通孔与本体的连通孔重合时，即可开始挤堵剂，施工完毕，上提管柱2~3m，桥塞铜滑套回到起始密封状态。大排量反洗井，上提管柱至垂直段，关井候凝。加深管柱重新插入至回插式封隔器内，憋压验证封堵效果。起出施工管柱，配下专用的打捞工具下井打捞出井下回插式封隔器。
图2 回插式封隔器等工具实物及结构示意图
2.3 回插式封隔器技术参数
总长：990 mm；
工作压差：≤70 MPa；
工作温度：120~180 ℃；
最大刚体外径：113 mm；
最小内通径：60 mm；
坐封压力：≥12 MPa；
丢手压力：≥18 MPa；
解封载荷：≥40 KN；
连接扣型：73 mm（27/8英寸）TBG。
2.4 回插式封隔器性能特点
（1）卡瓦部分采用内置式卡瓦结构，封隔器在井筒中起下时不易遇阻、遇卡，可以在任意斜度的井中安全使用；封隔器的下部设置独特的防粘结构，堵剂固化后仍可取出。
（2）回插式封隔器利用卡瓦、卡瓦锥体、卡瓦外筒的巧妙结合，使单组卡瓦具有良好的双向承压能力，可适用于各种级别的套管。
（3）回插式封隔器按锁定机构、密封机构、卡瓦机构的顺序逐级进行解封，不受封隔器上下压力是否平衡的影响，所需解封力均很小。
（4）回插式封隔器上部结构采用可钻性较好的材料制成，而且内部锁定机构位于封隔器顶部，一旦发生封隔器捞不上来，可以下磨鞋钻掉。
3 GF-2超微粉体堵水剂的研究与应用
目前，国内陆上油田油水井分层化学堵水普遍采用常规无机颗粒堵水剂，该堵水剂主要由油井D级水泥、膨润土和CaO等组成，粒径约50~80μm，常规堵水剂应用于低渗油藏堵水存在强度较低、有效期短等缺陷。目前，国内针对高压、低渗砂岩油藏的无机颗粒化学堵水体系研究较少，现场通常采用超细油井G级水泥堵水。超细水泥虽能提高封堵深度，但室内实验和现场应用反映出水泥浆体存在流变性差、水化反应速度快、体积收缩等弊病，影响了堵水整体效果。针对常规堵水剂和超细G级水泥的优缺点，结合水平井地层特征，研究应用了GF-2超微粉体堵水剂。
3.1 体系组成
GF-2超微粉体堵水剂由超细G级水泥、超细粉煤灰、硅粉、活性矿粉和缓凝剂等组成。超细G级水泥粒径3~10μm，G级油井水泥经气流粉碎机粉碎细化而成。超细粉煤灰是由粉煤灰原样经气流粉碎机粉碎细化而成，平均粒径0.5μm，密度为2.2g/cm3，比表面积为72.18m2/g，其主要组成为二氧化硅和氧化铝等。硅粉是炼硅或硅铁合金过程中的副产品，为一种空心超细微珠，主要成分是二氧化硅，密度为2.1~2.2 g/cm3，平均粒径约0.1μm。活性矿粉是多金属氧化物的混合物经粉碎细化而成，密度为2.0~2.2g/cm3，粒径2-5μm。
通过室内实验评价，全面综合衡量各方面性能指标，确定GF-2超微粉体堵水剂的最佳配方为：87.5%超细水泥+7.0%超细粉煤灰+1.5%活性矿粉+2.5%超细硅粉+1.5%缓凝剂。
3.2 堵水机理
采用超细粉煤灰、硅粉和活性矿粉作为辅料，目的是修复超细水泥的缺陷，提高堵剂的整体性能。
（1）超细粉煤灰、活性矿粉和硅粉密度为2.0~2.2g/cm3，大幅低于超细水泥的密度（3.2g/cm3），与水泥按一定比例混合可降低堵水剂密度；并水泥颗粒之间形成稳定的空间网架结构，改善流变性能。
（2）超细粉煤灰和硅粉粒径均在0.1~0.5μm之间，显著小于超细水泥粒径3~10μm。其一，填充于水泥颗粒间的空隙中，使其结构变细且不连通，降低孔隙率；其二，减少水泥灰浆自由水量与水化反应副产物的产生量，改善水泥固化体微结构，提高致密性和强度。
（3）水泥浆在固化时，体积轻度收缩易造成水泥与地层、套管之间的界面胶结不良，影响堵水效果或有效期。活性矿粉的体积膨胀可补偿水泥水化过程中的体积收缩，提高堵水剂与套管、地层之间界面胶结强度。
4 现场运用
射孔完井水平定向堵水技术在云2平1和云2平3井成功运用，截至2018年12月，阶段累计增油1574吨，有效解决了分段射孔水平井的堵水难题。以云2平1定向堵水为例。
4.1 生产井史
云2平1井是位于东濮凹陷古云集构造的一口射孔完井开发水平井，2001年7月11日射孔投产，射孔井段BC段，下电泵生产，初期日产液56.4m3、日产油36.7t、含水35%。2006年补孔AB段，措施初期日产液量61.8m3、日产油29.4t、含水52.5%；目前日产液106m3，日产油2.1t，含水98%，分析底水锥进造成高含水，故对下部井段实施定向堵水（图3）。
图3 云2平1井水平段井眼轨迹图
4.2堵水工序
（1）起管、捞丢手、通井、刮削；
（2）下入插管式封隔器，打压座封并丢手封隔器；
（3）下入回插式注无机超细粉体堵水剂管柱，注入35方堵水剂。
（4）下管柱捞出回插式封隔器；
（5）下泵生产。
4.3现场施工
现场注入超微粉体堵水剂33.1方，密度为1.5↗1.55↗1.60g/cm3，油压为0↗12↘4↗16↗26MPa，套管憋平衡压10MPa。
图4 云2平1井定向堵水施工情况曲线
4.4应用效果
云2平1井于2018年3月2日定向堵水后开抽，堵水前平均日产液106m3、日产油2.1t、含水率98.0%。堵水后经过3天排液期后见效增油，初期日产液39.7m3、日产油5.0t、含水率87.1%；目前日产液36.5m3、日产油4.5t、含水率87.5%；日降液70m3，日均增油2.4t，截至2018年12月1日，阶段已累增油718.8t。
5 结论
（1）新型堵水剂的研制与井下封隔类工具的配套集成运用是解决射孔水平井出水问题的关键。
（2）超微粉体堵水剂浆体现场施工压力大幅低于常规无机颗粒型堵剂，封堵深度大，固化强度高，可显著延长堵水有效期。
（3）超微粉体堵水剂因粒径小，反应活性大，水化速度快，必须现场配置，降低施工井况风险。
（4）中高渗油藏应用常规无机颗粒堵剂堵水时，超微粉体堵水剂可作为封口剂使用，可提高封堵强度，降低渗透性，延长堵水有效期。
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论文作者:李赟
论文发表刊物:《基层建设》2018年第35期
论文发表时间:2019/1/7
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