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1、国内外水平井堵水技术水平调研及对比分析中国石油勘探开发研究院采油所2006年7月摘要在大量文献基础上，对国内外水平井堵水技术的现状进行了分析对比；针对三种不同的堵水实施方法即机械管柱法，堵剂笼统注入法，环空分隔注入法，分别提供了典型的堵水施工案例；总结探讨了水平井堵水技术的发展趋势及存在问题；提出了本专题下一步要解决的问题及方法。分析认为，堵水工作对于水平井开发效果的提高具有重要意义。成功的水平井堵水技术的实施是多环节的综合，其中，找水技术是前提，环空封隔材料的开发是关键，堵剂的放置技术是保证。由于水平井井身结构、完井方式及出水类型等的复杂性，从国内外相关基础研究及矿场工业化应用规模与实施效果
2、来看，水平井堵水技术目前仍处于一个不断试验、探索的阶段。水平井堵水研究工作，国外主要针对割缝衬管完井的水平井进行，在堵水工艺、环空封隔剂的研究及工业化应用方面积累了一定的经验，目前的研究工作集中在环空封隔材料的研发及应用方面；国内则主要针对射孔完井的水平井进行，侧重堵水管柱的研究及应用，对于采用割缝衬管完井的水平井堵水尚无相关的研究，在工艺、环空封隔材料开发、物理模拟方面与国外存在较大差距。本专题下一步将结合工艺要求，在建立环空封隔材料性能标准及水平井井筒仿真模拟装置的基础上，以高性能ACP封隔材料的开发为目标，开展相应工作，同时进一步深化选择性地层堵剂及水平井出水机理的研究。目录1 水平井堵
3、水技术的意义12 水平井堵水技术基础12.1 水平井的完井方式22.2 水平井的出水类型32.3 水平井堵水技术的实施关键43 国内外水平井堵水技术现状分析73.1 机械管柱法83.2 化学剂笼统注入法93.3 环空分隔注入法114 水平井堵水技术存在问题及发展方向134.1 ACP封隔材料性能不能满足工艺需要134.2 地层堵剂性能有待提高134.3 施工效果评价工作有待完善145 课题研究需要进一步解决的问题及方法145.1 选择性地层堵剂的研究145.2 环空封隔材料的开发145.3 物理模拟装置的建立14参考文献161 水平井堵水技术的意义水平井增加了井眼在产层中的长度以及产层的泄油面
4、积，可在低压差下开发油藏，提高储层、裂缝钻遇率，有效解决油气田开发过程中的面临的流体问题即水（气）锥进的控制；储层问题即薄层、低渗致密储层、天然裂缝储层、稠油储层的开发，达到“稀井高产”的目的。此外，针对油田逐步进入高含水后期的实际，水平井技术同时也在逐渐成为提高油藏采收率的重要技术措施，如利用水平井开采成熟油田大尺度未波及剩余油，实现水驱波及体积的提高1；利用水平井进行注水开发，使油藏获得更大面积的高注水量，实现水驱波及体积和采油速度的提高2。水平井技术于1928年提出，20世纪40年代付诸实施，20世纪80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到工业化应用。基于水平井技术本身的优势，在成熟的
5、钻井技术及日益完善的油藏认识技术支撑下，水平井的应用已遍及世界上几乎所有的油气产区，成为油气开采的重要技术。国外，水平井的开发已经在逐步由单水平井转向整体井组开发转变；截止到2004年，国外水平井数量已经超过40000口，美国年钻水平井数量已经超过总井数的7%，加拿大水平井数量占总井数的比例超过了10%；国内方面，中国石油在“八五”、“九五”期间开展了对水平井技术的研究和应用工作，并在不同的油藏中开展了先导试验或推广应用工作。目前，水平井在中石油13个油田均已得到了应用，并取得了良好的效果。至2005年10月底，中石油截止共累计完成水平井646口，2006年，又提出了规模应用水平井的规划，提出
6、部署500口水平井的要求。这对相应的水平井开发动态管理、采油工艺等配套技术提出了更高的要求。其中，水平井开发中后期的堵水工作是采油工艺配套技术中一个重要方面。控水堵水技术的研究可以有效提高对水平井开发效果的控制能力，提高水平井的整体开发效果。经过多年攻关，常规直井的堵水工艺目前已基本工艺化，形成了一系列配套的较为成熟的技术。与常规直井不同，受制于水平井的特殊井身结构、完井方式、出水类型等原因，国内外水平井的堵水工作中还缺乏成熟的技术，尚存在许多急需攻克的技术关键。2 水平井堵水技术基础水平井堵水技术的复杂性是由水平井完井方式的特殊性及出水类型决定的。2.1 水平井的完井方式水平井的完井方式主要
7、有三种，即裸眼完井、固井射孔完井和割缝衬管（筛管）完井。2.1.1 裸眼完井裸眼完井是最简单也是最低廉的一种完井方式，是指油层上部下入套管并注水泥后，生产层段进行开放式生产，不下套管或筛管。该方式适用于碳酸盐岩及其它不坍塌硬地层，特别是一些垂直裂缝地层。该条件下油井产量最高，但容易引起气、水窜流，修井困难，无法进行油层改造和分段开采，后期作业施工困难，目前使用较少。2.1.2 固井射孔完井固井射孔完井方式是在水平段下入套管并在套管和油层环空注水泥进行固井，然后下入射孔枪和射孔弹面向油层将套管射开沟通油层。该方式适用于低渗透和稠油油藏，可分段改造和防止气、水串流，便于修井、测井、生产测试等工艺。
8、但完井方法工艺复杂、完井成本高、固井时上部易形成游离水、固井质量尚不可靠。固井、射孔易造成油层重复污染。2.1.3 割缝衬管完井图1 流体进入井筒的流动方式径向流；横向流割缝衬管完井方式是目前国内外普遍使用的一种水平井完井方式，在生产水平段下入筛管支撑井壁，避免坍塌。该完井方式又有两种，一是管外有封隔器，另一种管外无封隔器。依靠膨胀式封隔器实施层段分隔时可以进行生产控制、生产检测和选择性的增产增注作业。但膨胀式封隔器对层段的有效隔离受井眼规则程度和温度等条件制约。因此，事实上很难达到对层段的有效分隔。受成本及技术因素的影响目前，国内外主要采用管外无封隔器的割缝衬管完井方式。如国内该类完井方式占
9、70%，国外占90%。在三种完井方式中，割缝衬管（筛管）完井方式堵水实施难度最大，因为割缝衬管（筛管）与岩石壁面之间没有隔挡，底水或边水进入井筒有径向流和横向流动两种方式（图1）。而机械封隔方法很难实现对割缝衬管（筛管）与岩石壁面之间环形空间的封隔，阻隔流体的横向流动，因此达不到层间封堵的目的。此类水平井要堵水，必须在堵剂或工艺技术上有创新。 2.2 水平井的出水类型水平井出水方式主要有两种：底水锥进和裂缝突进。2.2.1底水锥进由于较小的生产压差，与直井相比，水平井可以有效延缓水（气）锥的出现，但并不能从根本上避免水（气）锥的出现。油（气）水界面到锥顶的距离可以表示为3 （1）式中 为井底到
10、锥顶的距离，m；为油水界面处压力，MPa；为井低压力，MPa； 在开采过程中，由于逐渐降低，而要保持平衡，就不可避免地造成升高，最终造成水平井段水淹。根据式（1）可以计算为了稳定水锥，防止产水， 所需要的“临界产量”。但该“临界产量”很低，要想经济有效的开发，必须高于此产量。以塔中四水平3井为例，如在“临界产量”下生产，1995年1年采出的油量要生产4年多。因此，存在底水的油田常会发生短期或中短期见水的现象，有必要在保证合理的工作制度前提下，及时采取合理的控水/堵水措施。根据出水区域在水平段的分布，底水锥进又可以分为线状见水整体水淹、点状见水逐步水淹和点状见水部分水淹三种形式；根据水平井出水层
11、段的不同，底水锥进又可以分为根部水淹、中部水淹、端部水淹三种。底水锥进类型的不同形成不同的水平井开发动态，是由井身设计、工作制度及储层与流体物性决定的，同时也决定了堵水方式的多样化。针对底水锥进，许多研究者在机理认识等方面作了大量工作，为底水锥进的延缓与预测提供了指导411。并在此基础上，提出了在射孔完井的水平井中，靠近高部的井段应加密射孔4， TWS (Tail-pipe Water Sink)、BWS(Bilateral Water Sink)9等有效的控水工艺措施。2.2.2 裂缝突进地层水沿与水平井段连通的裂缝进入油井也是裂缝油藏常见的出水方式。在低渗致密储层、天然裂缝储层开发过程中，
12、期望钻遇更多的裂缝，此时，相当于井底超完善，在开采初期具有高的产能。但有无限导流能力的裂缝开采初期是油流通道，随开发过程的进行，油层压力降低，裂缝开始变为水流通道。因为水层的能量大于油层的能量，底水体积大于油藏体积，如塔河1区油水厚度比为1:16，油水体积比达到1:59212。充足的边底水体能量为水突进提供了物质基础，裂缝则进一步为水突进提供了便利的通道。因此，与底水锥进不同，该种类型的水平井见水后，开发过程即不可逆转，一个月甚至几天之内，产水剧增。桑塔木、解放渠东油田的大部分水平井开采不久甚至刚投产就见水，使水平井的采油效益受到影响。不论是底水锥进，还是裂缝突进，水平井见水后如不采取措施，含
13、水将持续上升，最终导致水平井开发失去经济价值。目前，塔里木油田水平井中有1/3处于中、高含水期，新疆、冀东等油田水平井生产中也出现此类问题，有必要及时采取合理的堵水措施。2.3 水平井堵水技术的实施关键结合水平井出水类型及完井方式的特点，在水平井堵水技术的实施中，技术关键主要体现在以下三个方面：2.3.1 出水类型及水淹层段确定油藏工程方法及钻井历史分析可以为出水类型的判断提供支持。在确定出水类型后，出水部位的确定是堵水实施的关键。由于水平井长距离波状起伏井段中油气水等多相流体的复杂流动，使得生产井中除垂直井中的正常流态外，增加了以水平层状流型为主的混合流型，常规的适应于垂直单相管流的测试仪器
14、很难应用于水平井中13。Schlumberger公司发明了水平井产出剖面测井技术，许多新技术如井下成像系统14、井下牵引传感技术15、光纤传感技术16等也开始不断应用于油藏水平井的剖面检测，用以指导水平井的生产管理，但由于费用昂贵而不能广泛应用。胜利、大庆、新疆等虽在水平井测井技术上进行了研究开发，但都没能从根本上解决水平井测井问题。2.3.2 堵剂开发技术应用于水平井的堵剂主要有环空封隔剂（cement plug,chemical plug）、地层堵剂（formation gel）两种。应用于水平井的环空封隔剂除遵循常规堵剂所具有的基本原则如安全性等外，还必须同时具备适宜于工艺需要的其他特殊
15、性质，主要是优异的触变性、高的持压能力以及强度；地层堵剂则应具有良好的选择性。2.3.2.1 环空封隔剂的性质(1) 触变性触变性是分散体系流变学研究的重要内容之一,有正触变、负触变性两种现象。正触变性是指在外切力的作用下体系的粘度随时间下降,静止后又恢复。是环空化学封隔层（ACP）工艺中，环空化学封隔剂所须具有的性质。环空化学封隔层工艺是借助连续油管和跨式封隔器，在割缝套管与井壁地层之间的环空放置可形成化学封隔层的可固化液,形成不渗透的高强度封堵物,完全隔离此环空区域(图2)，达到封隔层内产出水目的。图2 ACP堵水示意图 为了放置到位,所使用的封隔剂如水泥基浆料等在通过连续油管泵送、经过双
16、重跨式封隔器及通过套管小槽流出时应具有足够低的粘度,一旦在环空停滞,必须在数秒内产生高凝胶化强度,防止由于重力作用出现 “坍落”现象。高触变性同时也可以避免封隔剂在环空静止时回流套管，并防止清洗套管时封隔剂由管缝被冲洗出去。因此，触变性是环空化学封隔剂所须具有的性能。(2)持压能力及强度（a）图3地层堵剂定向注入示意图(a)设置两个ACP；(b)设置双重IBP，向裂缝挤注地层堵剂；(c) 解除双重IBP根据出水点的不同，环空化学封隔层的应用有时是形成高强度封堵物，封堵出水（气）点（图2），有时是作为环空封隔段塞，配合管内封隔器实现堵剂向地层（一般为裂缝或高渗透条带）中的定向挤入（图3）。因此，
17、环空化学封隔剂所形成的段塞必须具有一定的承压能力及强度，从而保证对出水（气）层的有效封隔，以及堵剂（如凝胶）在向地层指定部位挤入时，不会在挤入压力作用下发生封隔段塞在环空内的上下滑移，造成堵剂进入产层。承压能力与封隔段塞与地层及衬管的结合程度有关，同时也与段塞自身的强度有关。但两种情况下，对环空封隔剂的要求又有所不同。前者要求环空封隔剂所形成的是高强度、不渗透的封隔层，有效期要长；而后者因为具有临时性质，因此只要具有适合工艺需要的持压能力及一定强度即可以满足需要。2.3.2.2 地层堵剂的选择性笼统注入堵剂的方法具有工艺上的简便性，尤其对于无法实施分隔注入、定位注入的水平井。堵剂的选择性一是指
18、堵剂在特定的地层条件及所控制的注入压力条件下，优先进入高渗透的高含水条带，不进入或很少进入油层，这一意义上的选择性是压力条件、地层条件、堵剂流变性质综合决定的。水平井条件下，水平井段长、出水部位压力较高等原因为这一方法的实施带来挑战；堵剂选择性另外的含义是指堵剂本身性能上的选择性，即堵剂在进入油层后，不会对油相渗透率产生明显的影响，即堵水不堵油。近50年来，研究者为此作了大量工作，提出了多种无机、有机的化学剂，但目前缺乏具有矿场实用性的产品。2.3.3 堵剂的放置技术如何将封隔剂以及地层堵剂置入确定部位是堵水施工的另一关键。这需要依靠堵剂性质、堵水工具、油藏地质情况分析、放射性监测、堵剂定量计
19、算等综合手段予以保证。综上所述，成功的水平井堵水技术的实施是多环节的综合。其中，找水技术是前提，环空封隔剂的开发是关键，堵剂的置入技术是保证。3 国内外水平井堵水技术现状分析针对不同的水平井完井方式，矿场所实施的堵水方法主要有：（1）机械管柱法；（2）堵剂笼统注入法；（3）环空分隔注入法；从国内外的情况看，机械管柱法是国内侧重研究的方向，环空分隔注入法是国外研究的主要方向，目前主要集中在高性能环空封隔剂的开发方面。但从整个情况看，这些方法都还未发展成为一种成熟的技术，水平井的堵水技术仍处于一个不断探索、完善的阶段。3.1 机械管柱法机械管柱法主要针对射孔完井或筛管与地层间具有良好封隔的采用膨胀
20、式封隔器完井的井段，其实施范围具有一定的局限性。国内部分油田如大庆油田17、胜利油田1820曾进行过这方面的工艺试验，虽然实施案例较少，但为类似完井情况的水平井堵水提供了一定的借鉴。3.1.1 预置堵水管柱技术17大庆油田针对部分侧钻水平井具有曲率小、井径小、局部弯曲大、难以使用普通机械堵水管柱封堵高含水层的特点，开发了预置式工作筒插入密封段堵水技术,实现了侧钻水平井的分段堵水。密封段堵水管柱的插入方法有两种:一是随堵水管柱在堵水层段下入光管,生产层下入筛管,需要调整层位时起出重下；二是随堵水管柱在堵水层段与生产层段下入两种类型的开关器,需要调整层位时通过井口打压的办法调整,开关器只能一次性调
21、整。用上述预置式工作筒配合插入密封段技术代替封隔器进行分段堵水。但出水层位有时并非如开发之前地质分析的那样，此时，预置的工作筒可能用不上。因此，后期堵水管柱的开发仍是主要方向。3.1.2 后期堵水管柱开发胜利油田水平井目前多采用由下而上逐渐上返的方式进行生产。下部层段高含水后,卡封下层段,试压合格后射开上部层段进行生产。针对该特点,胜利油田开发了相应的水平井卡封工艺管柱18，主要由SPY441-115(或SPY441-150)液压封隔器、SPYDS液压丢手工具、分流阀、扶正器等工具组成。2001年4月至2002年11月,现场试验应用22口井,施工成功率95%,取得了显著的经济效益和社会效益，为
22、水平井卡底水换层生产提供了一种有效的技术。胜利油田侯玫等研究者20则以FXSP-Y445-112水平井堵水桥塞为主,以FXY341-114水平井堵水封隔器、水平井球座为配套工具,采用不投球打压,直接球座坐封,实现多层丢手封堵,且坐封、销钉、解封、打捞可靠,并在2口大斜度井、3口水平井上进行了现场试验,取得了较好的效果。但对于割缝衬管的完井方式，机械管柱法则无法实现衬管与地层之间环空的分隔与封堵，层内出水仍会以横向流的方式产出。因此，堵水管柱的方法受到限制。化学剂笼统注入法可以较好克服这一问题，实现对于该类完井方式水平井的堵水。3.2 化学剂笼统注入法在出水（气）层位不确定的情况下，可以采用化学
23、剂笼统注入法。该方法是将相对渗透率调整剂（或堵剂）笼统注入所有层段，以控制被处理流体或次生流体的流度。这一方面的应用主要见于国外早期水平井的堵水施工。应用实例：加拿大Pelicane Lake油田聚合物堵水211989年在加拿大Pelicane Lake油田进行了4口水平井笼统注入堵水技术施工。处理井位于Albta省北部，为高渗砂岩油藏，渗透率大于1m2，厚度为4m，水平井段约500m，油层下有一水层。施工所用的堵剂为含膨胀剂SA的HPAM溶液。单井平均注入聚合物溶液60100m3，注入粘度为50mPas。处理结束后关井5d再生产，4口井的含水降低幅度为1230%，但仅有一口井产油量增加。该处
24、理的效果不理想，原因可能在于HPAM溶液量太小，其次含膨胀剂SA的HPAM溶液封堵强度过低，未能形成有效封堵。应用实例2：Alaska Prudhoe湾凝胶堵水22 处理井A位于Prudhoe湾南部，水平井段长640m，为割缝衬管完井。1995年9月投产。初期产油量为1215m3/d，含水19%，9个月后产油量降低至128 m3/d，含水增至82%。结合该井钻进过程中钻井液的漏失情况及生产动态推测该井钻遇了断层，且断层与底水相通，产出水分析也对此予以了验证。施工所用堵剂为高分子量聚合物凝胶MARCITTM，施工过程中共注入凝胶1039 m3 。处理后产油量由71.9 m3/d增加至95.9 m
25、3/d，日产水量降低319.8 m3。说明断层得到了有效封堵，油管内的水动力条件得到了有效改善。但笼统注入技术有其本身定局限性。在使用凝胶进行有限的层系处理中，为最大限度保护产层，防止凝胶侵入产层引起产能伤害，矿场实施了其他许多相应的辅助方法，如环空持压方法23，过顶替方法24，暂堵方法25。3.2.1 环空持压方法对采用隔缝衬管完井方式的生产井，可以借助压力平衡技术将保护液泵入产层，其目标是在泵入凝胶至水平井下部堵水的同时，泵入海水等流体至环面，对上部产层提供保护。其原理是根据保护流体注入受保护层的曲线获得多组井底压力的时间曲线并建立油藏拟合模型，以保护被保护层与接触面（油套环空或套管地层环
26、空）不发生流体流动状态。应用实例：Prudhoe湾S-17AL1井是BP公司在1995年7月完成的带连续油管的侧钻水平井，水平井段套管未进行水泥固井。该井投产6h后便出现含水，堵水作业前产量为95.9m3/d，含水92%。实施过程中，首先以0.32 m3/min的流量从油管泵入0.5%聚合物/0.01%醋酸铬凝胶体系397.0 m3，同时以0.058 m3/min从环空泵入70.3 m3海水；此后以0.18 m3/min 从油管泵入较高浓度的1.0%聚合物/0.0167%醋酸铬凝胶题系175.9 m3，同时以0.0320.048 m3/min 从环空泵入海水；最后，停注海水，以0.14 m3/
27、min的流量从油管泵入1.2%聚合物/0.022%醋酸铬凝胶体系。然后，替入3.36 m30.75%的聚合物溶液清洗油管，并用海水冲洗油管后完成处理作业。处理前后测试数据表明，产油能力得到了充分保护，出水量明显降低，由1039 m3/d降低至340 m3/d。3.2.2 过顶替技术其原理是在堵剂笼统注入后，利用清洁顶替液将堵剂挤出油层，降低对产层的伤害。这一技术在南海涠洲11-4油田C4水平井底水锥进控制中得到成功应用。应用实例：涠洲11-4油田C4井垂直井深为964.81m，水平位移为1015.9 m，水平段长305.58 m，油层厚度5.9 m，油层温度为77 。该井投产后出现了明显的底水
28、锥进，无水采油期仅为14d。2000年6月开始，产油量降低至60m3/d，含水率升至80%左右，2001年12月发生水淹，含水率为99.9%，被迫关井。分析认为这是由于该井油层厚度薄（5m），采油速度高以及油层纵向的非均质所致。针对C4井砾石充填筛网完井情况，2002年12月进行了底水控制施工。堵剂为具有不同成胶时间及强度的水基冻胶型堵剂。施工前，将C4井恢复生产10天，建立底水锥进通道，然后依次注入远井地带堵剂384m3，过渡地带堵剂256 m3、近井地带堵剂128 m3 ，以及过顶替液614 m3。最后用海水将过顶替液顶替至地层的渗滤面，关井3d后开井，抽出过顶替液，为油流建立通道，冻胶则
29、留在油水界面处以抑制底水锥进。施工后产液量基本保持不变，含水由100%降低至91.3%，产油量由0增至20m3/d。现场实践证实，过顶替技术是一种控制水平井底水锥进的有效方法，可以最大限度的降低堵剂对产层存在的可能伤害。3.2.3 暂堵方法其原理是，利用暂堵剂，先对油层实施保护，增大后续堵剂进入产层的阻力，从而降低可能造成的产层伤害，然后让后续注入的大剂量低粘度堵剂选择性进入出水层。在出水层形成封堵主体段塞后，再利用其它物理化学作用恢复产层渗透率，达到既封堵出水又保护产层的目的。其主要技术关键在于暂堵剂技术的开发，适宜的暂堵剂在油层必须具有低的侵入深度、高的渗透率恢复能力。应用实例：2002年
30、Wafa Ratawi油田鲕岩油藏1口裸眼水平井上用暂堵方法进行了堵水施工。测试表明该井产水段位于水平段跟部，而趾部产油。用封隔器堵水和挤水泥不但有风险，费用高，而且水会绕过封隔器和水泥重新进入油井，有效期短。施工采用两种聚合物冻胶体系进行。首先，用35 m3改性HEC体系作为暂堵剂放置在趾部，以保护油层；然后用135.9 m3有机交联剂聚合物体系作为堵水剂注入跟部，两种化学剂均通过连续油管注入。堵水后日产油量从108.7 m3/d增加到135.9 m3/d，获得了成功。3.3 环空分隔注入法在出水层位确定的情况下，可采用定位注入技术。该技术可以克服堵剂笼统注入法的局限及风险，在封堵出水层的同
31、时，有效保护产层，提高施工效果，是目前国外应用最多的技术，也是研究应用的主体技术。国内尚无研究机构开展这方面的研究。如果出水部位在水平井段上部或下部，需要一个ACP，然后与管内封隔器配合，实现堵剂的定向注入；如果出水部位在水平井段中部，则需要设置两个ACP，然后与管内封隔器配合，实现堵剂的定向注入。当过量水（气）的产出不是由于断层或裂缝引起时，可不考虑采用深部穿透的凝胶处理，而是采用ACP直接封隔水（气）部位。该技术90年代被提出，97年起Dowell、Schlumberger等公司开始应用于矿场2628。实例1：水平井D位于Prudhoe湾油田，含有304m的4-1/2水平隔缝衬管，1993
32、年2月投产，初期产量为767.4 m3/d，不含水，气油比为160.3m3/ m3；6个月后气油比达到26715 m3/ m3，产油量降低至223.8 m3/d。借助连续油管所进行的生产剖面测试表明，大部分气体由一小段隔缝套管进入，结合地质解释结果查明该井与断层交汇，断层与上覆产气层连通。估计约有90m的隔缝套管穿过断层。借助下入的双重IBP通过割缝套管注入化学封隔水泥浆，在气体主要进入点之下约30m的隔缝套管周围放置第一个环空分割层。为确认该ACP的位置，用放射性钪来标记水泥浆在割缝套管之外的放置位置。测定结果表明，水泥浆从ACP注入点向井眼方向移动了18.2m，这为第二个ACP的定位提供了
33、保证。在两个ACP放置完成后，借助双重IBP进行低分子量和高分子量复合交联体系的挤入。共注入479 m3高分子量和32 m3低分子量聚合物交联体系。起出双重IBP后，油井重新投产，初期产油量增至479.6 m3/d，含水4%，气油比降低至480.8 m3/ m3。随后产油量逐渐降低，气油比相应升高，4个月后，产油量降为213.7 m3/d,含水2%。凝胶处理的压力响应不如预期的高，可能是处理量过小的原因。此外，挤注入断层的凝胶与底层结合不紧密，易反吐，也弱化了实施效果。实例2：水平井E位于Prudhoe湾，是带连续油管的侧钻水平井，有180m的2-7/8水平割缝衬管。该井1995年3月完井投产
34、，初期产油量为479.6m3/d，气油比为124.7m3/m3。2个月后气油比上升，一年后达到极限值2672 m3/m3，产油量降低至175.9m3/d。根据钻井历史及异常油气比确定水平井段后9m是封堵的目标。考虑到气体进入点不是由于断层造成，因此没有采用凝胶深部处理，而是借助IBP，将0.32m3触变水泥浆置入割缝套管末端周围，实施对环空的封隔，固化2天后，恢复生产。初期产油量仍为175.9 m3/d,但气油比降低至1068.6m3/m3,表明出气点得到了部分封堵。综上所述，目前水平井堵水的研究工作，国内主要是针对射孔完井的井段，立足于堵水管柱的方法，直井堵水所积累的经验未能运用到水平井的堵
35、水作业中，尤其是对于采用割缝衬管完井的水平井；国外则主要针对割缝衬管完井的水平井进行，在堵水工艺、ACP封隔剂的研究及应用方面积积累了一定的经验，但由于水平井工艺施工的复杂性，未能形成成熟的技术，施工结果不确定性明显，许多问题仍有待解决。 4 水平井堵水技术存在问题及发展方向4.1 ACP封隔材料性能不能满足工艺需要对于采用割缝衬管完井的水平井，ACP技术为出水层的封堵以及堵剂的定向注入提供了可行的工艺方法。该方法的实施过程中，高性能ACP封隔剂的开发是关键，但ACP封隔剂的开发落后于工艺要求。针对Schlumberger公司在Nigeria油田割缝衬管完井方式水平井堵水施工所作的统计分析28
36、表明，在同样的工艺方式及ACP封隔剂条件下，处理效果出现较大差别。当过油管封隔器的放置在页岩附近时，堵水效果大大优于没有页岩层的情况。分析认为其原因在于前一情况下，容易水化膨胀坍塌的页岩对注入的ACP封隔剂的一边起到了良好的支撑，最大限度地降低了封隔剂的坍落。此外，过油管封隔器的位置与出水点的距离、水平井井身的轨迹都对最终的处理结果产生了重要的影响，这都增加了该工艺处理结果的不确定性。该统计分析一方面说明，在水平井堵水施工中必须加深对油藏工程、井眼轨迹等的综合研究，从而确定更为合理的工艺；另一方面也说明，环空封隔剂的性能仍有待于进一步完善，这也是国外目前主要的研究方向。国外相关公司及机构一直在
37、致力于环空封隔剂的开发及完善2934，Chevron、 Halliburdon、Shell、Texaco、Schlumberger等相继开发出了Maraceal、Permseal、Texplug等商业封隔剂35，并在常规水泥基（cement plug）环空封隔体系基础上，开发出了新型的HPAM基环空封隔体系（gel plug）28，在Nigeria油田3口水平井堵水施工中得到了成功应用，为ACP工艺施工的安全性以及ACP技术的进一步发展提供了基础。目前，国内为止尚无该方面的系统研究，有必要结合工艺要求，从机理等方面对此进行深入研究，以形成具有自主知识产权的环空封隔堵材料，为该类水平井堵水奠定物
38、质基础。4.2 地层堵剂性能有待提高4.2.1 堵剂的强度在环空封隔层及封隔桥器的配合下，用凝胶封堵水平井段断层或大的水力连通裂缝时，由于水平井段产水层高的水力压力，进入裂缝或断层的凝胶常会发生反吐现象21，降低施工效果。4.2.2 堵剂的耐温抗盐及选择性能对于高温高盐油藏，有机高分子冻胶容易很快降解、破坏；而无机固体颗粒对油、水层（带）没有选择性，强度高，容易完全堵死。上述问题，也是常规直井堵水所面临的问题。多年来，国内针对常规直井，在堵剂方面做了大量的工作35，为适宜于水平井的高性能堵剂的开发奠定了基础，有必要在此基础上，具体结合水平井自身的特点，对已有的堵剂进行改进，使其在水平井堵水作业
39、中发挥作用。4.3施工效果评价工作有待完善实施效果评价可以为已实施的堵水工艺、堵剂性能提供更为准确的信息，有利于工艺方案设计、堵剂性能进一步的改进，但由于测试成本的限制，这方面的工作进行的较少。这有赖于相关测试技术的进步或相关预测技术的发展。5 课题研究需要进一步解决的问题及方法在自主研发的基础上，本专题研究下一步力图解决以下问题：5.1 选择性地层堵剂的研究结合国内水平井所处油藏实际，开发具有良好选择性、适应各种温度及矿化度尤其是高温高盐等苛刻条件的地层堵剂，专题研究在这方面已经取得了一定的进展，下一步工作将继续对此予以完善。5.2 环空封隔材料的开发结合国内常规水平井施工管柱、工艺流程的特
40、点，考虑流体在管内及环空的流态及后续堵剂的性质，确定适合国内工艺要求的环空封隔剂性能标准，并对材料触变结构的形成机理进行深入探讨，形成具有自主知识产权的环空封隔材料。这方面的研究将填补国内在这一领域研究的空白。5.3 物理模拟装置的建立物理模拟装置主要包括水平井边底水、裂缝出水的物理模型及水平井井筒仿真物理模拟装置。水平井边底水、裂缝出水的物理模型方面，力图建立更能反映油藏实际开发动态的三维模型，从微观及宏观方面深入认识水平井出水机理，为堵剂类型的选择提供指导；水平井井筒物理模拟装置方面，将按照相似规则，建立与实际工艺相近的小型室内水平井井筒仿真物理模拟装置，并建立配套的评价方法，为环空封隔剂
41、开发提供手段；同时考虑建立大型水平井井筒仿真物理装置，进行Yard Test实验的可能，为环空封隔剂工艺适应性评价及施工参数设计提供手段。参考文献1 俞启泰论侧钻水平井是开采“大尺度”未波及剩余油最重要的技术J.石油学报，2001（22）1：44-482 刘新水平井注水技术新发展J.石油科技，2005，3：14-153万仁溥，水平井开采技术北京：石油工业出版社，1995：346-3674 Permadi PPractical Methods to Forecast Production Performance of Horizontal WellsZSPE29310，19955 Murphy
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