陳利新　姜振學　李彬儒　王霞　孫新　郭繼香

摘要：針對碳酸鹽巖油藏經(jīng)過長期注水開發(fā)后波及效率降低、水竄嚴重、提高采收率效果差的難題，提出利用流道調整配合注水開發(fā)的方法，研發(fā)耐溫耐鹽聚合物凝膠調堵體系，考察其在高溫高鹽油藏條件下的應用性能。根據(jù)油藏條件及剩余油情況分析耐溫耐鹽聚合物整體調堵可行性。結果表明：體系耐溫可達140 ℃，耐鹽2.36×105 mg/L，巖心封堵率為95.21%；采用“兩頭封堵”（即注水井與采油井同步作業(yè)）措施后，含水率由100%下降至50%；施工前、后相同生產(chǎn)時間累積增油800 t，平均日增油5.5 t。

關鍵詞：碳酸鹽巖油藏； 注水開發(fā)； 流道調整； 聚合物凝膠

中圖分類號：TE 344 文獻標志碼：A

引用格式：陳利新，姜振學，李彬儒，等.碳酸鹽巖油藏聚合物凝膠調堵體系的性能評價及應用［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2023，47（2）：115-122.

CHEN Lixin， JIANG Zhenxue， LI Binru， et al. Performance evaluation and application of polymer gel plugging system in carbonate reservoir［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（2）：115-122.

Performance evaluation and application of polymer gel plugging system in carbonate reservoir

CHEN Lixin1，2， JIANG Zhenxue1， LI Binru1， WANG Xia2， SUN Xin1， GUO Jixiang1

（1 Unconventional Oil and Gas Institute in China University of Petroleum （Beijing）， Beijing 102249， China; 2.Donghe Oil and Gas Production Management Zone of Tarim Oilfield Company， PetroChina， Korla 841000， China）

Abstract： In view of the problems of low sweep efficiency， serious water channeling， and poor recovery during enhanced oil recovery schemes in carbonate reservoirs after long-term water injection programs， a method of flow channeling coupled with water injection scheme was proposed. A high-temperature and high-salt resistant polymer gel system was developed to plug high permeable zones， whose performance under these extreme conditions has been investigated. And the feasibility of the overall plugging of the temperature and salt resistant polymer was analyzed according to the reservoir conditions and the remaining oil. The results show that the temperature resistance of the system can reach 140 ℃， the salt resistance is 2.36×105 mg/L， and the core plugging rate is 95.21 %. After adopting the measure of "two ends plugging" （i.e.， simultaneous injection and production）， the water cut is reduced by 50% resulting in an oil increase of 800 t with an average daily oil production increase of 5.5 t.

Keywords： carbonate reservoir; waterflood development; channel flow control; polymer gel

塔里木油田是中國最大的海相碳酸鹽巖油氣田，塔北隆起是塔里木油田的一個復合油氣聚集區(qū)。該區(qū)奧陶系、石炭系、三疊系等地層中均發(fā)現(xiàn)了油氣，其中埋深大于5 000 m的奧陶系地層是最重要的含油層位。奧陶系地層一間房組、鷹山組巖溶地層發(fā)育較強，厚灰?guī)r發(fā)育較好，是本區(qū)油氣的主要儲集層［1-3］。該區(qū)域油藏一般埋深較深（超過5 000 m）、油藏條件（溫度為110～140 ℃，礦化度為2.0×105 mg/L）苛刻、地質環(huán)境復雜，油藏儲集空間多為溶洞與裂縫的復雜組合，儲層規(guī)模多變，以溶洞和大型裂縫為主，溶洞規(guī)模較大，連通性多樣，空間分布復雜，非均質性極強［4-6］，給油藏開發(fā)帶來巨大困難，導致采出程度普遍較低。經(jīng)過多年水驅開發(fā)，塔里木油田縫洞型油藏面臨“兩低”難題：水驅動用程度低，僅為28.5%，優(yōu)勢流道發(fā)育嚴重；水驅采出程度低，僅為1.7%，但剩余油豐富，挖潛空間大，亟需擴大油藏水驅波及體積，提高碳酸鹽巖縫洞型油藏原油采收率。對于碳酸鹽巖縫洞型油藏采收率的提高，一方面其地質特征嚴重異于砂巖油藏，儲集空間多樣、溶洞規(guī)模極大，調堵對象認識極為困難，無法借鑒分層調剖、分層堵水等常規(guī)提高采收率思路，難以明確提高采收率的攻關方向；另一方面，塔里木碳酸鹽巖縫洞型油藏高溫高礦化度條件具有世界級挑戰(zhàn)性，也是目前世界上地層條件最為苛刻的油藏之一，目前的調堵劑體系難以滿足油藏苛刻地層條件的需要，導致縫洞型油藏還未建立成熟的提高采收率技術。常規(guī)聚合物凝膠耐溫耐鹽性差，無法滿足高溫高鹽油藏適用條件。為了解決碳酸鹽巖縫洞型高溫高鹽油藏提高采收率難題，在目前凝膠型調堵劑調流道提高采收率的理論基礎上［7-11］，筆者研發(fā)適用于塔里木油田縫洞型油藏流道調整的耐溫耐鹽聚合物調堵體系。

1 耐溫耐鹽調堵體系性能評價

1.1 試驗儀器與材料

試驗儀器：HAAKE MARS Ⅲ旋轉流變儀，德國Thermo Fisher公司； Quanta200F場發(fā)射掃描式電子顯微鏡，荷蘭FEI公司；2PB-00C平流泵，北京衛(wèi)星制造廠；多功能巖心驅替裝置，海安縣石油科研儀器有限公司；FD-1A-50真空冷凍干燥機，北京博醫(yī)康實驗儀器有限公司；真空裝置，自主研發(fā)；定制安瓿瓶，北京玻璃儀器廠。

試驗材料：水解聚丙烯酰胺（HPAM），相對分子質量為6×106，工業(yè)級，河南中標環(huán)?？萍加邢薰?；2-丙烯酰胺基-2-甲基-1-丙烷磺酸（AMPS），分析純，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；酚醛樹脂，工業(yè)級，廣州翔博生物科技有限公司；S型分散劑，工業(yè)級，江蘇天行新材料有限公司；過硫酸鉀，分析純，國藥集團藥業(yè)股份有限公司；試驗用水為塔里木油田碳酸鹽巖油藏地層水，總礦化度為2.36×105 mg/L，其中水的硬度（Ca2+、Mg2+）為1.38×104 mg/L，K+、Na+、Cl-、SO2-4和HCO3-質量濃度分別為2.02×103、7.45×104、1.45×105、 93.85和94.40 mg/L。

1.2 試驗方法

1.2.1 調堵體系配制方法

針對碳酸鹽巖油藏高溫、高礦化度特點，研制了耐溫耐鹽聚合物凝膠調堵體系，配方（均為質量分數(shù)，下同）組成：1%聚合物HPAM + 6%改性單體（AMPS）+ 0.3%交聯(lián)劑（酚醛樹脂）+0.01%引發(fā)劑過硫酸鉀+ S型分散劑（黏土礦物類物質，可通過插層效應提高凝膠體系整體強度）。

取一定量油田地層水，加入S型分散劑，攪拌至呈乳白色均勻液體后，在加速攪拌下緩慢加入聚合物HPAM，待完全溶解呈透明液體得到聚合物基液；之后加入改性單體AMPS，攪拌均勻，再加入交聯(lián)劑酚醛樹脂，交聯(lián)劑的羥甲基可促進單體與聚合物的交聯(lián)，最后加入適量引發(fā)劑過硫酸鉀，充分攪拌得到聚合物調堵體系溶液。

1.2.2 調堵體系強度評價

在調堵應用中，成膠時間和強度是決定凝膠行為的主要方面。成膠時間是溶液或凝膠達到特定的強度或三維結構所需的時間，合理的成膠時間對于確定儲層的封堵深度具有重要的指導意義。目前研究成膠時間的方法有黏度計法、流變儀法和瓶試法，其中瓶試法是一種快速、廉價、半定量研究成膠時間和強度的方法。其工作原理是，當安瓿瓶按一定時間間隔傾斜時，觀察凝膠的流動情況，根據(jù)Syndansk代碼［7］記錄成膠時間和凝膠強度，如圖1所示。

1.2.3 調堵體系熱穩(wěn)定性評價

耐溫耐鹽聚合物調堵體系需滿足哈拉哈塘區(qū)域油藏140 ℃的地層溫度條件。采用油田地層水配制耐溫耐鹽調堵劑，配制完成后，將其放在140 ℃恒溫條件下老化，利用目測代碼法評價其老化前后的成膠強度與分水情況。

1.2.4 調堵體系耐鹽性能評價

將哈拉哈塘區(qū)域2.36×105 mg/L油藏地層水分別稀釋得到0.50×105、1.00×105、1.50×105和2.10×105 mg/L不同礦化度地層水，使用上述不同礦化度地層水配制凝膠溶液，在140 ℃下觀察調堵體系成膠情況，利用目測代碼法評價體系的耐鹽性能。

1.2.5 調堵體系流變性能評價

采用德國HAAKE MARS Ⅲ型流變儀的平板測量系統(tǒng)（PP35 Ti轉子）測定調堵體系的流變性能，主要包括屈服應力、黏彈性能、蠕變-回復性能，評價凝膠的形變性質、應變能力、強度等，為調堵體系的應用提供參考。

1.2.6 調堵體系微觀結構分析

凝膠的微觀結構分析可以直接觀察到體系內(nèi)部的形貌特征。對相同尺寸的凝膠樣品結構進行分析，在測試之前，樣品被涂上一層超薄的導電材料（金），使用場發(fā)射掃描式電子顯微鏡觀察不同放大倍數(shù)下凝膠的網(wǎng)絡結構，這些研究可為凝膠的內(nèi)部空間結構提供重要信息。

1.2.7 調堵體系封堵性能評價

將調堵體系溶液注入飽和水巖心，之后將巖心放置在140 ℃高溫條件下成膠。成膠后的人造巖心進行注入水驅替試驗，通過測定人造巖心注入水壓力與成膠后突破壓力進行評價調堵體系的封堵性能。

1.3 結果分析

1.3.1 調堵體系熱穩(wěn)定性

由圖2可知，體系配制初期為低黏度流體狀態(tài)，隨著高溫老化時間的延長，呈現(xiàn)出高強度的凝膠固體狀態(tài)，可以達到不流動的I級凝膠強度。試驗證明該體系成膠情況良好，140 ℃下高溫老化270 d后未脫水，表現(xiàn)出良好的長期熱穩(wěn)定性能。形態(tài)保持完整，可在高溫地層中實現(xiàn)長期有效封堵。

在高溫油藏條件下，調堵體系必須具有良好的熱穩(wěn)定性，以保持其封堵的長期有效性。而凝膠不穩(wěn)定性往往與脫水現(xiàn)象有關，脫水現(xiàn)象表明凝膠結構隨著時間的推移而發(fā)生破壞，表現(xiàn)為弱凝膠結構。脫水往往會影響凝膠的穩(wěn)定性，從而縮短凝膠的使用壽命，降低儲層調堵效果［8-9］。

1.3.2 調堵體系耐鹽性能

根據(jù)圖3所示，調堵體系在不同礦化度條件下均可成膠，其中0.50×105、1.00×105 mg/L礦化度條件下調堵體系強度在H級；1.50×105、2.10×105和2.36×105 mg/L礦化度的地層水形成的調堵體系成膠強度在I級，并且在140 ℃下高溫老化270 d不脫水。綜合試驗結果可得，調堵體系強度隨著礦化度的增加而增加。宏觀表現(xiàn)為凝膠整體更加緊密，強度更高，意味著封堵能力更強。

1.3.3 調堵體系流變性能

（1）聚合物基液屈服應力。流體的屈服應力是指使某些非牛頓型流體開始流動時所施加的剪應力大小，屈服應力低，基液更易被驅動從而可以更好在地層中運移，屈服應力高，基液運移需要更多的能量，不適合進行長距離運移。根據(jù)圖4得出，隨著聚合物質量分數(shù)的增加，基液的屈服應力上升，在現(xiàn)場應用中可以通過調整聚合物質量分數(shù)從而滿足不同情況下的調堵需求。

（2）調堵體系黏彈性。由圖5看出，隨著聚合物質量分數(shù)提高，彈性模量（G′）及黏性模量（G″）不斷提高，其分子間纏繞及分子間摩擦作用越強，發(fā)生形變后恢復困難，難以保證注入性。通過屈服應力和線性黏彈區(qū)的分析，現(xiàn)場應用要合理控制聚合物的質量分數(shù)。油藏應用中為滿足深部封堵需求，同時達到較好的封堵效果，聚合物質量分數(shù)取1.0%～1.5%為宜。

由圖6可以看出，體系的彈性模量（G′）和黏性模量（G″）與聚合物基液相比顯著增大，說明在聚合物成膠過程中，體系逐漸增強。G′的增加反映了體系可以存儲更多能量，使體系更加穩(wěn)定，G″的增加反映體系釋放能量［11-13］。不同頻率對應的G′和G″不同，說明體系有一定的彈性能力應對不同的條件，調堵體系黏彈性能較好，可實現(xiàn)在碳酸鹽巖油藏復雜連通結構中的有效封堵。

彈性（儲能）模量和黏性（耗散）模量的分析可以為凝膠的動力學性能提供有價值的信息。彈性模量越高，表明凝膠能夠承受的應力越大，在流道控制和封堵方面具有更好的性能。

（3）蠕變-回復性能。從圖7可以看出，耐溫耐鹽調堵體系具有良好的蠕變-回復性能。在蠕變階段（0～100 s）柔量值越低，蠕變階段施加的外力卸載后（100～200 s），凝膠形變能很好地恢復。這一現(xiàn)象的原因是凝膠調堵體系因其本身具有一定能量，形變后可以回復。這對于體系在地層運移，進行深部封堵具有重要作用。

通過流變性能評價可以洞察體系的微觀結構特征，在實際應用中更好地預測其動態(tài)性能。一般來說，彈性材料在施加應力時表現(xiàn)出形狀上的一些變化，一旦應力消失，就重塑到初始狀態(tài)（將能量儲存在內(nèi)部，沒有能量損失）。黏性物質表現(xiàn)出永久性的變化，甚至可能在施加的應力下流動（失去了全部的能量）。黏彈性材料（如凝膠）介于黏性和彈性材料之間，所以當應力消失時形狀會部分變化。

1.3.4 調堵體系微觀結構

從圖8可知，3 000倍下觀察凝膠結構的主體是由大量致密網(wǎng)狀結構組成，同時網(wǎng)狀結構之間的間隙較小，結構較為致密，使其具有較強的持水能力，具有良好的三維網(wǎng)絡結構穩(wěn)定性，表現(xiàn)出較高的機械性和柔韌性。放大到6 000倍，凝膠體系網(wǎng)狀結構之間還存在細小的絲狀交聯(lián)結構，在層間互相交聯(lián)，從而使凝膠表現(xiàn)為更好的鎖水性，在高溫高礦化度下更不容易失水，在宏觀上表現(xiàn)為更高的耐溫耐鹽性能。

1.3.5 調堵體系封堵性能

由圖9可以看出，體系的注入壓力為1 900 kPa，隨著注入水的增加，壓力逐漸上升，在39.68 MPa壓力下體系發(fā)生運移，有少許流出，但未完全突破，此時為凝膠突破點。通過計算得封堵率為95.21%，證明耐溫耐鹽調堵體系在高溫高鹽條件下具有優(yōu)異的封堵性能，可應用于塔里木油田高溫高鹽油藏調堵。

1.3.6 調堵體系裂縫流道調控機制

耐溫耐鹽聚合物調堵體系為親水疏油型凝膠堵劑，凝膠的表面性能決定其油水選擇性的強弱。經(jīng)過長年的注水開發(fā)，縫洞型油藏優(yōu)勢流道發(fā)育嚴重，水流沿優(yōu)勢流道進入生產(chǎn)井，造成注入水無效循環(huán)，難以發(fā)揮提高采收率作用（圖10（a））。調堵體系的注入就是為了調控優(yōu)勢流道液流能力，從而啟動非優(yōu)勢流道及其連通的縫洞儲集體，達到流道調整擴大波及體積的目的［14-17］。堵劑滯留引起的自由流動面積的減小是裂縫中主要通道的流動控制機制，首先凝膠堵劑在注入水的作用下運移至地層裂縫深部，對注入水有一定的調控作用；后續(xù)注入水持續(xù)攜帶堵劑進入裂縫深部，逐漸吸附滯留形成結構堆積，迫使水流改道，達到流道調整目的（圖10（b））；當原油匯聚進入優(yōu)勢裂縫流道后，會與凝膠進行接觸，在凝膠堵劑本體遇油收縮的作用下，使得油流具有一定的通過能力（圖10（c）），達到選擇性流道調控目的。凝膠型堵劑的選擇性可以利用凝膠收縮/膨脹機制進行解釋，當水流通過時，凝膠的三維網(wǎng)絡狀結構呈現(xiàn)膨脹多孔狀態(tài)，類似柵欄一樣對水流進行調控；而當油流經(jīng)過時，油與凝膠內(nèi)的水相不是同一相，油相可對凝膠體系內(nèi)的水相施加壓力，該壓力迫使凝膠網(wǎng)格內(nèi)水相析出，導致凝膠網(wǎng)絡的收縮，減小油流的流動阻力。

2 耐溫耐鹽調堵體系現(xiàn)場應用

2.1 試驗井組情況

為提高縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率，驗證流道調整手段的有效性，選擇哈拉哈塘油田縫洞型碳酸鹽巖油藏HA13井組進行現(xiàn)場試驗。HA13井組屬于典型縫洞型油藏，井組為一注一采的關系，其中HA13為注水井，HA11為采油井，油藏中深6 720 m，油藏條件為超高溫高鹽。

HA11井2013年5月自噴投產(chǎn)，前期無水生產(chǎn)，HA13井于2015年6月開始注水，注水2 490 m3后HA11井受效，產(chǎn)油量增加，注水2.08×104 m3時HA11井見水，之后含水率突升，分析注入水水淹，截至2021年9月含水率為100%。目前井組累產(chǎn)油4.5×105 t，采出程度僅為4.17%，剩余油潛力大，亟需開發(fā)治理。

通過裂縫識別和縫洞立體雕刻表明該井組位于明暗河發(fā)育區(qū)，縫洞結構復雜多變，受斷裂和暗河雙重地質因素控制，縫洞充填程度較低，井組連通性好，內(nèi)部存在兩條注水通道，通過暗河管道形成的注水通道以及通過表層裂縫連通的注水通道（圖11）。分析暗河管道為優(yōu)勢通道，前期大量注入水經(jīng)由深部暗河主河道流入HA11采出井，導致含水率上升，產(chǎn)油量大幅度降低，整體注水效率低，而裂縫連通的次級通道因層間矛盾，無法實現(xiàn)驅替井間剩余油的目的。鑒于井組所處的縫洞型油藏儲集體結構為連通關系復雜的暗河體系，常規(guī)調堵劑無法滿足深部運移和抗稀釋條件，難以充分發(fā)揮流道調控效果［18］。此次流道調整目的在于充分利用耐溫耐鹽聚合物調堵劑的深部運移和黏連膨脹能力，均衡調控深層暗河優(yōu)勢通道液流能力，旨在實現(xiàn)暗河縫洞體內(nèi)流道輪轉、均衡驅替，對碳酸鹽巖縫洞型油藏注水情況進行調控，達到進一步注水開發(fā)提高采收率的目的。

2.2 施工方案

施工方案設計目標是分析儲層中流體的飽和度，確定水的流動方向，了解水的生產(chǎn)過剩問題，然后根據(jù)測井信息封堵注入水侵入的層段，啟用新的層段［19-21］。HA13井組在注水水淹后分期停注，停注初期HA11采油井含水率下降，但后期含水率再次上升，分析該井組位于明暗河發(fā)育區(qū)，水體較活躍，且井周發(fā)育垂直裂縫，隨著生產(chǎn)進行，底水錐進加劇，該井產(chǎn)出水包括地層水與注入水，根據(jù)井組的實際情況，提出“兩頭封堵”即注水井與采油井同步施工，設計HA13井調流道，HA11井堵水作業(yè)，通過調堵結合封堵優(yōu)勢通道，提高調堵效果。

2021年9月至11月，對目標井組的吸水剖面、井組連通性、注采動態(tài)等綜合分析確定了調剖層位，采用耐溫耐鹽聚合物凝膠調堵體系對該井組實施了流道調整作業(yè)，主要封堵井間竄流通道，釋放頂部及次級通道剩余油。

通過注采特征以及儲層導流能力分析，井間存水約為10 000 m3。根據(jù)調剖案例剖析和理論研究，調堵體系用量設計一般為井間存水量的3%～6%，設計HA13井調流作業(yè)耐溫耐鹽凝膠調堵體系注入量為350 m3，HA11井堵水作業(yè)耐溫耐鹽凝膠調堵體系的用量250 m3。

作業(yè)前首先進行試擠，若試擠階段擠不進液則停止作業(yè)；為了保障井筒安全，調堵體系必須混配均勻，作業(yè)過程中嚴禁停泵，需連續(xù)注入；作業(yè)過程中嚴密關注和控制油套壓力，嚴格控制泵注速度，確保藥劑平穩(wěn)進入地層；在作業(yè)過程中及時測量吸水指數(shù)，以便調整注入方案以適應油藏條件。

2.3 效果分析

施工結束，燜井一段時間后，HA13注水井進行測吸水，對比調堵前后吸水變化，由圖12可以得出，相同排量下調堵后的注入壓力升高約20 MPa，表明連通井組優(yōu)勢通道被有效封堵，調流試驗效果明顯。

根據(jù)圖13看出，HA11井堵水作業(yè)前含水率100%。堵水作業(yè)后初期含水率下降至約50%，生產(chǎn)3個月后含水率仍維持在80%，與實施前的生產(chǎn)情況相比降低了20%。對比作業(yè)前后的生產(chǎn)情況，施工后相同生產(chǎn)時間累積增油800 t，平均日增油5.5 t。此外，油井動液面明顯上升，注水井油壓保持在約20 MPa，調堵施工效果顯著。

3 結 論

（1）針對哈拉哈塘高溫高鹽油藏條件，研發(fā)耐溫耐鹽聚合物凝膠調堵體系，耐溫可達140 ℃，耐鹽2.36×105 mg/L，270 d不脫水。微觀結構顯示調堵體系由大量網(wǎng)狀結構組成，連接致密，具有穩(wěn)定的三維網(wǎng)絡結構。測試其封堵率可達95.21%，表明聚合物凝膠調堵體系具有優(yōu)異的封堵性能，能夠適應高溫高鹽苛刻油藏條件。

（2）深部流道轉換、均衡驅替是流道調整技術提高采收率的主要機制。調堵體系進入優(yōu)勢流道深部，通過縮縫架橋機制，調控優(yōu)勢流道的液流能力，實現(xiàn)縫洞型油藏深部流道轉換，均衡驅替縫洞儲集體，啟動連通屏蔽型剩余油，提高碳酸鹽巖油藏采收率。

（3）提出“兩頭封堵”即注水井與采油井同步作業(yè)，現(xiàn)場試驗后，注水井的吸水能力明顯減弱，儲層的非均質性得到改善，同時生產(chǎn)井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量升高。對比作業(yè)前后的生產(chǎn)情況，作業(yè)后含水率由100%下降至50%，施工后相同生產(chǎn)時間累積增油800 t，日均增油5.5 t，縫洞型碳酸鹽巖油藏整體調堵試驗取得良好效果。

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（編輯 劉為清）

收稿日期：2022-08-12

基金項目：國家科技重大專項（2017ZX05008-004-001）；國家自然科學基金項目（52174047）；中國科學院戰(zhàn)略性先導科技專項（XDA14010302）

第一作者及通信作者：陳利新（1978-），男，高級工程師，博士研究生，研究方向為碳酸鹽巖地質與油氣田開發(fā)。E-mail：upcclx@126.com。