引言

随着曙光油田开发的不断深入、采出程度不断提高，目前油田进入“双高”开发后期、普通稠油进入吞吐后期、超稠油进入高轮次吞吐阶段，油井高含水的问题十分突出，通过高含水统计表可以看出，高含水油井比例平均占到总数30%左右。油井一旦出水，含水迅速升高，就会导致油井产量下降、油藏储量损失、设备损耗加大、采油成本增加。随着油田开发的不断深入，油井高含水问题不可避免地成为制约油田正常生产的主要原因，严重影响油田的开发效果。

近些年来针对高含水问题先后采用过机械堵水和化学堵水，但一方面因部分油井采取大段连续射开方式投入开发，不具备实施机械堵水的条件；另一方面另外，常规化学堵水主要采用凝胶类堵水，封堵选择性差，无法做到堵水不堵油，堵水的同时也限制了油井的产量，达不到预期的增油效果。以上问题的存在导致传统堵水技术实施难度大，效果不明显。而绒囊选择性堵水技术和稠化油堵水技术的应用，能够较好地提高封堵的选择性，做到降低油井含水的同时，不影响油井产量。

1 绒囊选择性堵水技术

1.1绒囊工作液特点及堵水机理

绒囊是由聚合物和表面活性剂自然形成的可变性材料，粒径15～150μm，60μm居多；壁厚3～10μm。可根据井下条件，改变性能和形状全面封堵地层漏失通道。高温和低压下膨胀提高封堵能力、地层承压能力。分散着绒囊的流体，称为绒囊工作液。绒囊工作液具有以下特点：

（1）在地层条件下具有动静态膨胀差异性，既可保证体系顺利注入，又可实现对孔道的有效封堵；

（2）在药剂配置过程中，可针对性设计不同粒径级别的绒囊及微泡，对地层孔隙具有较好的自配型，可扩大孔道封堵的覆盖范围；

（3）绒囊体系可在绒毛之间形成高密度的网状结构，且主要成分含有表面活性剂，具有亲水憎油的特点，体系选择性较好，且对裂缝及大孔道有较强的封堵能力。

1.2绒囊工作液配方体系优选

绒囊工作流体主要由成核剂、成膜剂、囊层剂及绒毛剂及其它辅助药剂组成。其主要成分及主要作用详见表1：

表1 绒囊工作流体主要成分表

1.2.1绒囊工作液基液处理剂优选

绒囊工作液基液主要由囊层剂及绒毛剂构成，由于进入地层后，绒囊工作液要长期工作在高矿化度的地层中，因此通过评价对囊层剂和绒毛剂的抗盐能力，优选抗盐效果最好的绒囊工作液基液处理剂。通过对比各处理剂受盐影响后塑性粘度和动切力的变化规律，得出囊层剂-2及绒毛剂-1稳定性强，可满足现场应用需求。

图1  三种囊层剂塑性粘度与盐加量变化规律

图2  三种囊层剂水溶液动切力与盐加量变化规律

1.2.2堵水绒囊工作液密度调节剂优选

将各种成核剂加入基液中，评价其抗盐性，试验结果表明，成核剂-2加入后，体系在加入盐后体积变化最小，可进入现场应用，而室内实验研究选用的成膜剂，是绒囊体系的专用处理剂，通过醇类和醚类复配而成，对成核剂具有增溶作用，可以增加成核剂在水中的溶解度，从而增加绒囊膜强度；通过减小成核剂亲水端间的静电排斥作用，使成核剂分子形成的绒囊膜更加致密，从而提高绒囊稳定性。

图3  成核剂体系盐侵后的体积变化直方图

1.2.3绒囊工作液体系浓度研究

利用优选出的绒毛剂、囊层剂，配制流变性好、适于绒囊稳定存在的绒囊工作液基液。将不同浓度的绒毛剂及囊层剂复配成基液，基液体系粘度过小不利于绒囊的稳定，体系粘度过大影响成核剂发泡效果。综合考虑体系粘度及滤失量控制，确定基液的配方，见表2。

表2  基液配方及性能表

选定基液配方中囊层剂加量为0.15%～0.25%，绒毛剂加量为0.15%～0.25%。

在基液配方的基础上，加入绒囊处理剂及其它调节体系性能的处理剂，配置成不同密度的绒囊工作液体系，室内评价结果表明，各体系均具有较好的流变性，稳定时间满足要求。综合考虑性能指标及经济成本，确定了绒囊工作液体系配方为：

表3  堵水绒囊工作液体系配方

1.3绒囊工作液性能评价

1.3.1稳定性试验评价

实验室为评价绒囊工作液在地层温度、压力下的稳定时间问题，设计绒囊工作液的高温高压PVT实验。由于绒囊工作液存在大量的囊泡，通常认为如囊泡破碎，则绒囊工作液不稳定。因此，在PVT实验中，用密度指标展开评价。

将密度在0.9g/cm³的绒囊工作液在高温高压反应釜中3周后，密度仅略微提升至0.91g/cm³，表明工作液中的囊泡绝大部分还是处于稳定状态，工作液性能稳定。从高温稳定试验可以看出，绒囊工作液在地层中发挥作用的有效期很长。从现场应用经验看，有效期可以达到6-10个月。

图4  绒囊工作液稳定时间曲线

1.3.2膨胀强化时间评价

利用恒温显示仪，观察绒囊工作液在60℃情况下的膨胀强化时间，通过试验发现随着时间增长，样品池中囊泡的粒径从24.5μm逐渐增大，至10小时后，达到基本稳定。稳定后平均粒径大小约为29μm。

图5  绒囊工作液膨胀强化时间曲线

1.3.3绒囊工作液堵水堵油能力评价

采用80-120目填砂管实验堵水。填砂管内径2.5cm，长76.5cm。地层水测得渗透率为107mD。利用绒囊流量5mL/min封堵，最高压力25MPa，再用地层水模拟生产过程。填砂管渗透率大多数20mD以下，驱替时间为90余小时，驱替液体积大于700PV，绒囊堵水率在70%以上（见表4）。将驱替介质由地层水换成原油进行驱替，从试验数据来看，绒囊工作液堵油能力为20%以上（见表5），具有较好的堵水不堵油能力。

表4 堵水能力评价试验数据

表5 堵水能力评价试验数据

1.3.4施工参数优化

本实验主要工作驱替泵逐渐增加驱替压力，来观察岩心突破压力，进而优选绒囊工作液封堵半径，指导现场操作。首先驱替压力从零开始，以0.05MPa/min的速度连续升压，至1MPa后，再改以0.1MPa/min的速度继续升压，至2MPa后，再改以0.2MPa/min的速度升压，直至出口端堵头孔中流出第一滴液体且此后不断有液体流出为止。突破压力试验见表6。

表6 突破压力试验

通过试验数据可以发现绒囊工作液在井底形成1～2m的封堵带便能够满足封堵要求，但为保证堵水效果将封堵半径设计为2m，但实施过程中需要根据油井地层的吸入能力调整封堵半径；

绒囊由绒毛和气核组成，其性能对排量及剪切不敏感，施工时采用低排量注入方式，充分发挥其自匹配封堵及选择性堵水能力，使不同压力水平的小层均得到有效封堵； 施工过程中若压力过低时，停止施工待油层内的绒囊工作液形成一定粘联具有一定封堵能力后在进行施工；若压力过高则降低排量保证绒囊工作液能顺利进入地层；

绒囊工作液在地层条件下膨胀稳定时间为10小时，为更好的强化绒囊工作液封堵强度，延长封堵有效期，将关井稳定膨胀期设置为24小时。

2 现场试验情况

绒囊选择性堵水现场试验了4井次，其中一口井在前期精细论证和充分准备的基础上实施了绒囊选择性堵水。该井措施前半年内含水由75%左右上升至86%，日产油由7t左右迅速下降至2.6t，严重影响产能正常发挥。堵水措施后，开井生产，16天后见油，随后日产油量稳步上升至5.5t，含水率逐渐下降至73%。日增油3t，含水率下降11%，累计增油66t，取得了显著的堵水效果。

4 结论

（1）绒囊选择性堵水技术的研究与应用，较好地提高封堵的选择性，做到降低油井含水的同时，不影响油井产量，为高含水油井的高效稳产提供技术支持。

（2）室内试验机现场应用表明，绒囊选择性堵水技术堵水效果明显，应用前景广阔。

参考文献

[1] 吴庆莉.绒囊选择性化学堵水技术的研究与试验[J].中国化工贸易.2018.23.072.

[2] 孔德月.高含水油井绒囊选择性堵水技术研究与试验[J].中国化工贸易.2018.03.083.