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[摘 要]针对部分油田超深（4200-5100m）、高温（105～137℃）、高矿化度（≥21×104mg/L）碎屑岩油藏水平井堵水难题，研究了一种油水选择性强，适合笼统堵水的油包水型乳状液堵剂，采用塔河混配中质油、地层水与耐温耐盐乳化剂配置，实验分析了各因素影响确定了优化配方。
[关键词]高温高矿化度 碎屑岩油藏 水平井 乳状液堵剂 堵水
中图分类号：TE358.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）20-0017-01
部分油田碎屑岩油藏具有超深（4200-5100m）、高温（105～137℃）、高矿化度（矿化度≥21×104mg/L，钙镁离子含量约1×104mg/L）的特点。由于水平井完井方式大多为筛管和尾管全井段射孔，机械卡堵水和定点挤堵难以实施，主要依赖选择性笼统堵水。油包水乳状液堵剂对油水具有明显选择性[3，4]，基本不污染储层，一直受到广泛关注，最具代表性的是在辽河锦州油田的大规模工业化应用，取得了良好效果[1，2]。受乳化剂耐温耐盐性能和水平井堵水研究实践水平制约，现阶段应用主要集中于低温、低矿化度油藏直井。水平井堵水的成功应用大大拓宽了该类堵剂的适用范围。
1 实验部分
1.1 实验材料
针对高温高盐油藏条件，通过系统筛选得到工业品聚氧丙烯醚类非离子活性剂GDR-1。
乳状液原油主要采用联合站的混配中质油（50℃下50-60mPa·s），地层水则采用联合站处理地层水。
粘度测定采用Brookfield的DVⅡ粘度计。油水界面张力测定采用K100C界表面张力仪。封堵模拟采用江苏海安生产的LDY50-200型采油化学剂评价仪。
1.2 配方优化研究
（1）乳化剂加量的影响
原始油水界面张力为47.4 mN/m，乳化剂加量在1.0%以上后，油水界面张力基本稳定在0.1-0.3mN/m，因此乳化剂加量定为1.0%。
（2）含水率的影响
50℃下研究了地层水含量与乳状液（1.0%乳化剂加量）粘度的关系。结果表明随着含水增加，油包水乳状液粘度迅速提高，当含水超过60%以后，转相为水包油乳状液，随着含水增加粘度迅速降低。与初始原油相比，乳状液最高增粘8.07倍，20%含水以下的油包水乳状液粘度与原油相近。120℃下对渗透率在1μm2左右填砂管正注1Vp油包水乳狀液堵剂，反向水驱测定封堵性能。考察了初始含水率的影响，结果表明随着初始含水率增加，阻力系数、封堵率和耐冲刷能力明显提高，20%含水时注入能力较好，封堵能力较强，是相对优化的配方。
（3）乳状液稳定性考察
在60-110℃下对乳状液进行粘温扫描发现，乳状液粘度基本呈乘幂关系，至110℃时粘度为101mPa·s，未发现明显的粘度-温度转变点，表明研究的油包水乳状液具有一定的耐温、耐盐特性。120℃累计老化30d，发现乳状液具有良好的长期稳定性。1.0%加量乳化剂初始界面张力0.1 mN/m，老化后0.6 mN/m，老化前后60%含水乳状液的粘度变化率小于5%。
3 堵水现场试验
3.1 施工工艺
堵剂配方为20%含水的油包水乳状液，段塞设计上通常前置10m3左右中质油防止近井过早乳化增粘影响后续注入。用量设计采用椭球模型，处理半径一般为垂向0.6-1.0m，横向0.8-1.3m。
水平井椭球体概念模型计算用量：
式中 V—堵剂用量，m3；
a—吸液系数，吸液段占总水平段比例；
b—椭球径向剖面的垂向深度，m；
c—椭球径向剖面的水平半径，m；
L—水平段长，m；
Φ—有效孔隙度。
其中，c与b的比值是水平与垂向渗透率比。
不动管柱笼统堵水施工，利用井口或管柱最高抗压能力确定压力上限，利用测吸水情况确定注入排量（0.1-0.4m3/min），注入过程中根据压力上限，控压降排量直至停泵泄压，再次注入如压力迅速接近压力上限则停止施工。
3.2 应用概况
与前期实施的高温高盐油藏常用的水玻璃选择性笼统堵水相比，油包水乳状液的堵水有效率、经济型显著提高，具有更好的研究和应用前景。
（1）前期水玻璃堵水概况
2011年至2012年初，累计实施了10井次水玻璃堵水，有效6井次，有效率60.0%，累计增油4154.16t，单井施工费和药剂费40-50万元，实施周期2-4天，合计投入产出比1：3.08（按3000元/t计算）。
（2）油包水乳状液堵水概况
2012年8月以来累积实施14井次油包水乳状液堵水，截止年底已见效10井次，有效率71.4%，年度累计增油4280.36t，单井施工费用和药剂费8-12万元，实施周期1-2天，总计投入产出比1：8.34。
4 结论和认识
（1）在GDR-1乳化剂作用下，利用联合站混配中质油在中低含水时可以形成满足碎屑岩水平井苛刻条件的油包水乳状液选择性堵剂。
（2）室内研究表明乳化剂加量在1%以上界面张力稳定在0.1-0.3mN/m。含水率对粘度、注入和封堵性能影响研究表明20%含水是注入性能和封堵性能较好的优化配方。
（3）120℃老化考察30d表明地层水配制乳状液具有良好的耐温耐盐性能。
（4）2012年现场应用14井次，有效10井次，有效率71.4%，增油4280t，投入产出比1：8.34，工艺经济性和堵水有效率显著高于前期水玻璃堵水，开辟了塔河油田超深、高温、高盐苛刻油藏水平井堵水技术发展的新方向。
参考文献
[1] 高玉军，马春宝，傅奎仕，等.高选择性乳化稠油堵水技术[J].油田化学，1997，14（3）：224-229.
[2] 平会改.乳化稠油堵水工艺的改进[J].内蒙古石油化工，2009，17：55-57.
[3] 白宝君，韩明，高玉军.活化稠油堵水工艺技术研究及应用[J].石油勘探与开发，1998，25（4）：80-82.
[关键词]高温高矿化度 碎屑岩油藏 水平井 乳状液堵剂 堵水
中图分类号：TE358.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）20-0017-01
部分油田碎屑岩油藏具有超深（4200-5100m）、高温（105～137℃）、高矿化度（矿化度≥21×104mg/L，钙镁离子含量约1×104mg/L）的特点。由于水平井完井方式大多为筛管和尾管全井段射孔，机械卡堵水和定点挤堵难以实施，主要依赖选择性笼统堵水。油包水乳状液堵剂对油水具有明显选择性[3，4]，基本不污染储层，一直受到广泛关注，最具代表性的是在辽河锦州油田的大规模工业化应用，取得了良好效果[1，2]。受乳化剂耐温耐盐性能和水平井堵水研究实践水平制约，现阶段应用主要集中于低温、低矿化度油藏直井。水平井堵水的成功应用大大拓宽了该类堵剂的适用范围。
1 实验部分
1.1 实验材料
针对高温高盐油藏条件，通过系统筛选得到工业品聚氧丙烯醚类非离子活性剂GDR-1。
乳状液原油主要采用联合站的混配中质油（50℃下50-60mPa·s），地层水则采用联合站处理地层水。
粘度测定采用Brookfield的DVⅡ粘度计。油水界面张力测定采用K100C界表面张力仪。封堵模拟采用江苏海安生产的LDY50-200型采油化学剂评价仪。
1.2 配方优化研究
（1）乳化剂加量的影响
原始油水界面张力为47.4 mN/m，乳化剂加量在1.0%以上后，油水界面张力基本稳定在0.1-0.3mN/m，因此乳化剂加量定为1.0%。
（2）含水率的影响
50℃下研究了地层水含量与乳状液（1.0%乳化剂加量）粘度的关系。结果表明随着含水增加，油包水乳状液粘度迅速提高，当含水超过60%以后，转相为水包油乳状液，随着含水增加粘度迅速降低。与初始原油相比，乳状液最高增粘8.07倍，20%含水以下的油包水乳状液粘度与原油相近。120℃下对渗透率在1μm2左右填砂管正注1Vp油包水乳狀液堵剂，反向水驱测定封堵性能。考察了初始含水率的影响，结果表明随着初始含水率增加，阻力系数、封堵率和耐冲刷能力明显提高，20%含水时注入能力较好，封堵能力较强，是相对优化的配方。
（3）乳状液稳定性考察
在60-110℃下对乳状液进行粘温扫描发现，乳状液粘度基本呈乘幂关系，至110℃时粘度为101mPa·s，未发现明显的粘度-温度转变点，表明研究的油包水乳状液具有一定的耐温、耐盐特性。120℃累计老化30d，发现乳状液具有良好的长期稳定性。1.0%加量乳化剂初始界面张力0.1 mN/m，老化后0.6 mN/m，老化前后60%含水乳状液的粘度变化率小于5%。
3 堵水现场试验
3.1 施工工艺
堵剂配方为20%含水的油包水乳状液，段塞设计上通常前置10m3左右中质油防止近井过早乳化增粘影响后续注入。用量设计采用椭球模型，处理半径一般为垂向0.6-1.0m，横向0.8-1.3m。
水平井椭球体概念模型计算用量：
式中 V—堵剂用量，m3；
a—吸液系数，吸液段占总水平段比例；
b—椭球径向剖面的垂向深度，m；
c—椭球径向剖面的水平半径，m；
L—水平段长，m；
Φ—有效孔隙度。
其中，c与b的比值是水平与垂向渗透率比。
不动管柱笼统堵水施工，利用井口或管柱最高抗压能力确定压力上限，利用测吸水情况确定注入排量（0.1-0.4m3/min），注入过程中根据压力上限，控压降排量直至停泵泄压，再次注入如压力迅速接近压力上限则停止施工。
3.2 应用概况
与前期实施的高温高盐油藏常用的水玻璃选择性笼统堵水相比，油包水乳状液的堵水有效率、经济型显著提高，具有更好的研究和应用前景。
（1）前期水玻璃堵水概况
2011年至2012年初，累计实施了10井次水玻璃堵水，有效6井次，有效率60.0%，累计增油4154.16t，单井施工费和药剂费40-50万元，实施周期2-4天，合计投入产出比1：3.08（按3000元/t计算）。
（2）油包水乳状液堵水概况
2012年8月以来累积实施14井次油包水乳状液堵水，截止年底已见效10井次，有效率71.4%，年度累计增油4280.36t，单井施工费用和药剂费8-12万元，实施周期1-2天，总计投入产出比1：8.34。
4 结论和认识
（1）在GDR-1乳化剂作用下，利用联合站混配中质油在中低含水时可以形成满足碎屑岩水平井苛刻条件的油包水乳状液选择性堵剂。
（2）室内研究表明乳化剂加量在1%以上界面张力稳定在0.1-0.3mN/m。含水率对粘度、注入和封堵性能影响研究表明20%含水是注入性能和封堵性能较好的优化配方。
（3）120℃老化考察30d表明地层水配制乳状液具有良好的耐温耐盐性能。
（4）2012年现场应用14井次，有效10井次，有效率71.4%，增油4280t，投入产出比1：8.34，工艺经济性和堵水有效率显著高于前期水玻璃堵水，开辟了塔河油田超深、高温、高盐苛刻油藏水平井堵水技术发展的新方向。
参考文献
[1] 高玉军，马春宝，傅奎仕，等.高选择性乳化稠油堵水技术[J].油田化学，1997，14（3）：224-229.
[2] 平会改.乳化稠油堵水工艺的改进[J].内蒙古石油化工，2009，17：55-57.
[3] 白宝君，韩明，高玉军.活化稠油堵水工艺技术研究及应用[J].石油勘探与开发，1998，25（4）：80-82.