楊乾隆, 令永剛, 趙小光, 蓋文臣, 王 敏

(1中國石油長慶油田分公司第十采油廠 2西安理工大學)

華慶油田整體表現(xiàn)為低孔、超低滲特征，孔滲分布范圍大、微裂縫發(fā)育、非均質性強，屬于超低滲儲層。該油藏以壓裂投產(chǎn)為主，并采用超前注水開發(fā)，隨著時間的推移，使得人工裂縫和天然裂縫溝通能力進一步增強，油井含水逐漸上升，高含水井逐漸增多，其中以裂縫型見水為主(176口，占比31.0%)；因此，對高含水井進行有效的控水增油改造，成為油田開發(fā)面臨的重要課題[1-3]。

目前常用的堵水技術包括機械封隔、無機封堵、常規(guī)有機封堵等[4-7]，機械封隔主要采用封隔器、橋塞等工具進行高含水層隔采，但井底長期存在大直徑工具，井卡風險較高；無機封堵主要采用高強度固井水泥進行原射孔段近井地帶封堵，由于封堵半徑小，脆性較強，后期改造存在易壓竄風險；常規(guī)有機封堵主要采用聚丙烯酰胺進行裂縫深部堵塞，但堵劑在水竄裂縫中的成膠效果差，且存在體縮現(xiàn)象難以實現(xiàn)對裂縫立體空間的完全充填，封堵效果不理想。根據(jù)目標儲層見水特征，優(yōu)選新型堵劑體系進行性能評價，優(yōu)化堵水工藝；與暫堵轉向壓裂技術相結合，形成堵水轉向壓裂技術，以期為高含水井降水增油提供保障。

一、目標儲層地質特征及潛力分析

目標油藏處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡一級構造單元中部偏西南，以巖性油藏為主，主力開發(fā)層為三疊系長6層，以巖屑長石細砂巖、粉砂巖為主，儲層有效厚度約為20.1 m，儲層溫度約為58.9℃，壓力系數(shù)為0.84，平均孔隙度10.8%，平均滲透率0.34 mD。2009年投入開發(fā)，目前油井多方向水淹，多數(shù)呈高含水關井狀態(tài)。

為確定儲層剩余油是否富集，在目標區(qū)動態(tài)裂縫水線上部署檢查井2口，并進行密閉取心；取心結果顯示，巖心水洗比例為8.9%， 投產(chǎn)后油井日產(chǎn)油3.5 t，且含水在10%以下，由此說明剖面剩余油富集，儲層改造潛力較大。因此，要充分動用高含水井剩余油，必須對出水層段進行有效封堵，降低壓裂竄層風險，開啟新的裂縫通道，擴大單井泄油面積，提高厚油層動用程度。

二、新型堵劑體系性能評價

對于見水裂縫進行封堵，必須遵循“注得進、留得住、堵得死”原則，對丙烯酰胺單體進行嫁接、復配，將原有的酰胺基擴展到含酰胺基、羧基、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸，形成了聚合物單體，通過縮合反應，得到HQTPAM聚合物，大幅提高穩(wěn)定性。

通過大量室內(nèi)實驗調試評價，優(yōu)選堵劑體系配方為：0.3%～0.6%新型聚合物+0.25%～0.5%交聯(lián)劑+0.02%～0.1%催化劑+0.025%～0.1%熱穩(wěn)定劑。

1. 流變性能評價

室內(nèi)配比了3種配方，測定了在不同溫度下的剪切速率與黏度隨時間的變化關系。

配方1：0.4%聚合物+0.4%交聯(lián)劑+0.04%催化劑+0.05%熱穩(wěn)定劑。

配方2：0.4%聚合物+0.5%交聯(lián)劑+0.04%催化劑+0.05%熱穩(wěn)定劑。

配方3：0.5%聚合物+0.5%交聯(lián)劑+0.04%催化劑+0.05%熱穩(wěn)定劑。

實驗表明在常溫(見圖1)和儲層溫度下(見圖2)，隨著剪切速率的增大，體系黏度下降；剪切速率在10～50 s-1之間時，黏度均低于150 mPa·s，可以滿足現(xiàn)場施工要求。

圖1 常溫下3種配方流變性測試

圖2 60℃下3種配方流變性測試

2. 熱穩(wěn)定性能評價

在60℃下，固化后，放置120 h，通過采用真空突破壓力法進行凍膠強度測試來反映體系熱穩(wěn)定性能，實驗結果見表1。

表1 堵劑體系熱穩(wěn)定性評價表

表1實驗表明，3種配方堵劑均未出現(xiàn)脫水現(xiàn)象，且堵劑的強度隨時間的延長略有加強，說明堵劑的熱穩(wěn)定性較好。

3. 抗鹽性能評價

為確保堵劑體系在高礦化度的地層水中仍具有較好的封堵效果，在60℃下，固化120 h，進行凍膠強度測試來反映體系抗鹽性能，實驗結果見表2。

表2 堵劑體系抗鹽性能評價表

實驗表明,在相同成膠時間下，高礦化度下堵劑成膠時間與低礦化度下成膠強度基本一致，說明堵劑耐鹽性能較好。

4. 承壓性能評價

采用填砂管單管(L=30 cm)驅替實驗模擬儲層裂縫進行堵劑封堵后突破壓力梯度測試，實驗采取先進行正向驅替，待堵劑完全充填填砂管后，進行60℃水浴養(yǎng)護，待其完全交聯(lián)固化7 d，然后進行反向驅替，記錄壓力突破值。

圖3 堵劑突破壓力測試曲線

實驗測得突破壓力值為2.87 MPa(如圖3所示)，計算得出最大突破壓力梯度為9.57 MPa/m，證明該堵劑體系交聯(lián)固化后承壓性能較好，能滿足后期壓裂改造強度。

三、堵水轉向壓裂技術

1. 堵水技術原理

本次研究摒棄之前采用單一堵劑的模式，以“有機多段塞組合模式+無機封口”模式進行見水通道高效封堵，堵劑用量主要參照前期措施改造規(guī)模進行優(yōu)化。

封堵體系采用“微球+凝膠+新型堵劑體系+強凝膠+改性固井水泥”的段塞組合模式(如圖4所示)。采用聚合物微球進行基質孔隙、小吼道封堵；少量的凝膠起到屏蔽遮擋、降低濾失及減弱來水指進現(xiàn)象；主體新型堵劑體系實現(xiàn)裂縫深部有效封堵；改性高強度固井水泥實現(xiàn)封口作用。

圖4 高含水層封堵簡易示意圖

2. 施工流程

高含水井堵水轉向壓裂技術融合了有機-無機化學擠封、多級注入、控縫、暫堵轉向壓裂技術。該技術的具體施工流程為：①先以低排量注入1.0%濃度的100 nm聚合物微球，使其在地層深部進行基質孔隙、小吼道進行封堵；②進行多級注入堵劑模式，首先采用少量(10～20 m3)的凝膠進行擠注，實現(xiàn)裂縫深部屏蔽來水，起到屏蔽遮擋、降低濾失及減弱來水指進現(xiàn)象；然后注入主體新型堵劑體系，進行裂縫有效封堵；再采用強凝膠體系進行深部推送，達到裂縫深部封堵的目的；③最后采用改性高強度固井水泥進行見水通道封口；④關井候凝，磨鉆、處理井筒；⑤采用定向面射孔潛力層[8](磁定位器定位+陀螺儀定向+電纜傳輸)，并以“小排量、低砂比、低液量”的壓裂模式組合，控制縫高，同時配合使用層內(nèi)暫堵劑，增加裂縫復雜性，擴大油井泄油面積。

四、現(xiàn)場應用及效果評價

Y1-01井位于目標區(qū)南部，生產(chǎn)層位長6層，2009年采用壓裂改造措施投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油1.6 t，2013年6月含水由5.5%快速升至76.7%，含鹽量由31 276 mg/L下降至19 292 mg/L，截止2018年6月，該井日產(chǎn)液1.52 m3，日產(chǎn)油0.16 t，含水86.8%，累計產(chǎn)油2 646 t，累計產(chǎn)水1 900 m3。通過分析注采見效及吸水剖面，認為長6油層發(fā)育較厚，上部油層已射開，水井對應井段為主吸水層，下部油層未射開，水淹程度低，存在剩余油潛力，因此進行長6油層堵水壓裂。

Y1-01井于2018年6月進行堵水壓裂施工，共注入堵劑255 m3(共注入4段堵劑，聚合物微球50 m3，PEG-1凝膠60 m3，新型堵劑體系120 m3，改性固井水泥25 m3)，泵注程序見表3。

表3 Y1-01井擠封泵注程序

由于該井吸水能力較差，則采用水泥承留器擠封管柱，在輕微壓開儲層的情況下進行見水油層擠封施工，施工曲線如圖5所示。

圖5 Y1-01井擠封施工曲線

待堵劑在儲層完全固化后，進行井筒處理，并采用水泥車進行求吸水驗證封堵效果，結果顯示該層不吸水(穩(wěn)壓25 MPa，壓力不降)，表示封堵效果較好；同時進行潛力層定向面射孔，并壓裂求產(chǎn)。該井采用參數(shù)優(yōu)化來控制縫高擴展，措施改造加砂15 m3，砂比21.8%，排量1.2 m3/min，入地液量90.6 m3，破壓39.4 MPa，施工過程平穩(wěn)(如圖6所示)。

該井措施開井后6 d見油，目前日產(chǎn)液2.65 m3，日產(chǎn)油由0.16 t增加到1.37 t，日增油1.21 t，含水由86.8%下降至48.5%，累計增油 214 t(154 d)，降水增油效果較好，目前仍有效。

圖6 Y1-01井壓裂施工曲線

截至目前，高含水井堵水轉向壓裂技術在目標區(qū)油藏共實施3井次，有效3口，井均日增油0.8 t，含水下降34.2%，累計增油425 t，措施效果顯著。

五、結論

(1)研制的新型堵劑體系具有較好的流變性、抗鹽性、熱穩(wěn)定性，且能承受較高的突破壓力。

(2)通過將有機堵劑與無機堵劑進行組合，形成了多段塞交替注入封堵工藝；該技術可以有效地解決機械封隔風險高、無機封堵效果差等問題，可對見水層實現(xiàn)深部、長期有效封堵。

(3)堵水轉向壓裂技術共進行現(xiàn)場先導性試驗3口，有效3口，井均日增油0.8 t，措施效果顯著，建議擴大應用。