姜 安，劉 星，李云鵬，山金城，王天慧，付校飛，呂國(guó)勝

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452）

0 前言

位于渤海中部海域的X 油田是一個(gè)具有億噸級(jí)儲(chǔ)量的河流相砂巖稠油油田。該油田主力含油層位膠結(jié)疏松，平均孔隙度為35%、平均滲透率為3000×10-3μm2，加之油水關(guān)系復(fù)雜，注入水、邊水沿河道砂體突進(jìn)，底水錐進(jìn)現(xiàn)象普遍存在。自2001年油田各區(qū)相繼投產(chǎn)以來(lái)，基本未出現(xiàn)無(wú)水采油期，目前油田已進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，油井含水率普遍高于90%，但部分區(qū)域原油的采出程度依然較低，甚至不足10%。為控制復(fù)雜來(lái)水，實(shí)現(xiàn)油田穩(wěn)油、增油，亟需對(duì)高含水、低采出程度區(qū)域的油井進(jìn)行堵水作業(yè)。

地下成膠（也稱(chēng)就地聚合凝膠）堵水是將單體、引發(fā)劑等在地面配成溶液后注入地層，利用在地層條件下單體被引發(fā)聚合成膠來(lái)封堵竄流通道的一項(xiàng)新型堵水技術(shù)［1-2］。由于單體、引發(fā)劑溶液的初始黏度幾乎與水相當(dāng)，易注入，因而克服了聚合物凍膠和凝膠類(lèi)堵水劑初始黏度高、注入壓力高、堵水劑在多孔介質(zhì)中的運(yùn)移能力有限、難以實(shí)現(xiàn)油藏的深部處理的問(wèn)題［3-6］。單體在地層中聚合成膠，不存在聚合物凍膠和凝膠類(lèi)堵水劑注入過(guò)程中的剪切降解現(xiàn)象，對(duì)竄流區(qū)域的封堵強(qiáng)度高［7-10］。因此，地下成膠堵水技術(shù)在油井堵水中具有廣闊的應(yīng)用前景。

目前，關(guān)于地下成膠堵水體系的研究已有很多文獻(xiàn)報(bào)道，但大多集中以丙烯酰胺為主要成分的體系性能研究方面［11-15］。由于丙烯酰胺單體活性高，在引發(fā)劑的作用下極易發(fā)生聚合，造成體系成膠時(shí)間短，難以滿(mǎn)足大型堵水施工作業(yè)對(duì)時(shí)間的要求。另外，凝膠缺乏剛性結(jié)構(gòu)，長(zhǎng)時(shí)間在地層中會(huì)發(fā)生脫水收縮，影響堵水有效期。上述因素，極大地限制了地下成膠堵水體系的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

針對(duì)現(xiàn)有地下成膠堵水體系存在的問(wèn)題，本文在前期的工作中研發(fā)了一種由1%功能微球+3%功能單體+0.8%促膠劑組成的地下成膠堵水體系，其中，功能微球是以二乙烯基苯作為交聯(lián)劑制備而成［16-17］，其表面帶有大量C=C，功能單體為分子結(jié)構(gòu)中同時(shí)含苯環(huán)和磺酸根基團(tuán)的水溶性單體，促膠劑為偶氮類(lèi)水溶性引發(fā)劑。相比于丙烯酰胺，功能單體的活性有所降低，因此體系成膠時(shí)間較長(zhǎng)［18］；體系成膠后，形成以微球?yàn)榻宦?lián)節(jié)點(diǎn)的三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，且含有苯環(huán)，因此凝膠的剛性得到大幅度提升，有利于封堵的持久性。本文報(bào)道了該地下成膠堵水體系在X 油田的適應(yīng)性評(píng)價(jià)結(jié)果及礦場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

功能微球FM-1，平均粒徑10 μm，固含量20%；功能單體TDJ-2，工業(yè)級(jí)，有效含量35%；促膠劑CJJ，工業(yè)級(jí)，有效含量＞95%；均為現(xiàn)場(chǎng)注入樣品。實(shí)驗(yàn)用水為油田回注水，礦化度為4412.81 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）為：Na++K+1624.26、Mg2+9.73、Ca2+8.02、CO32-27.00、Cl-2127.00、SO42-183.56、HCO3-433.24。填砂管，由不同粒度的石英砂填制，尺寸為φ2.5 cm×30 cm。

多功能巖心驅(qū)替裝置，自制；防爆精密恒溫箱，廣東德瑞檢測(cè)設(shè)備有限公司；ISCO高壓高精度柱塞泵D系列，美國(guó)ISCO公司；LHZR-III型瀝青針入度測(cè)定儀，河北廣惠試驗(yàn)儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）成膠性能測(cè)定

在室溫下，先向裝有回注水的燒杯中加入3%的功能單體，以200 r/min 的攪拌速度攪拌溶解，然后加入1%的功能微球，攪拌10 min，使微球均勻分散，最后向燒杯中加入0.8%促膠劑，繼續(xù)攪拌10 min，即得到堵水體系。將配制好的堵水體系移入玻璃瓶中密封，并將密封玻璃瓶置于65 ℃（油藏溫度）的恒溫箱中恒溫，記錄體系由初始狀態(tài)到形成目測(cè)代碼法［15］（表1）所規(guī)定的不同級(jí)別凝膠所需要的時(shí)間，直至形成I級(jí)剛性凝膠時(shí)，停止記錄。

表1 凝膠強(qiáng)度等級(jí)及說(shuō)明［15］

（2）耐候性能測(cè)定

在室溫下，按上述方法配制堵水體系，待堵水體系在油藏溫度（65 ℃）下形成I級(jí)剛性凝膠后，采用針入度測(cè)定儀測(cè)定凝膠的初始針入度；然后將凝膠放入玻璃瓶中，并加入回注水，在65 ℃下恒溫浸泡不同時(shí)間后，再測(cè)定針入度。按式（1）計(jì)算凝膠的強(qiáng)度損失率。以強(qiáng)度損失率表征凝膠在油藏溫度下的耐候性。

式中：λ—凝膠強(qiáng)度損失率，%；a0—凝膠的初始針入度，mm；ai—凝膠恒溫i小時(shí)后的針入度，mm。

（3）注入性及封堵性評(píng)價(jià)

采用多功能巖心驅(qū)替裝置評(píng)價(jià)堵水體系的注入性及封堵性。具體實(shí)驗(yàn)步驟如下：室溫下，按照上述方法配制堵水體系；然后在油藏溫度（65 ℃）下將1 PV 的堵水體系以3 mL/min的注入速度注入不同滲透率的填砂管（φ2.5 cm×30 cm）中，并記錄注入過(guò)程中壓力變化；注入完成后將填砂管兩端閥門(mén)關(guān)閉，恒溫一定時(shí)間后，測(cè)定填砂管滲透率，根據(jù)式（2）計(jì)算封堵率。

式中，η—封堵率，%；K1—封堵前填砂管滲透率，10-3μm2；K2—封堵后填砂管滲透率，10-3μm2。

（4）選擇性封堵實(shí)驗(yàn)

將兩根不同滲透率的填砂管并聯(lián)，在室溫下，以3 mL/min 的注入速度向并聯(lián)填砂管中注入一定量回注水，記錄各填砂管出口端流出液體的體積，并根據(jù)式（3）計(jì)算各填砂管的分流率；然后以3 mL/min 的注入速度向并聯(lián)填砂管中注入1 PV 的堵水體系，并在65 ℃下恒溫一定時(shí)間后，繼續(xù)以相同的注入速度注水，再根據(jù)式（3）計(jì)算各填砂管的分流率。

式中，αi—第i根填砂管的分流率，%；V—總注水量，mL；Vi為第i根填砂管出口端流出液體總量，mL。

（5）耐水沖刷性評(píng)價(jià)

向填砂管中注入1 PV 的堵水體系，并在65 ℃下恒溫一定時(shí)間后，以3 mL/min的注入速度向填砂管中注入100 PV的回注水，并記錄注入過(guò)程中壓力變化，每隔一段時(shí)間測(cè)定填砂管的滲透率，并計(jì)算封堵率。

2 結(jié)果與討論

2.1 堵水體系的成膠性能

圖1為堵水體系成膠機(jī)理示意圖。圖2為堵水體系在油藏溫度65 ℃下凝膠強(qiáng)度等級(jí)與時(shí)間的關(guān)系。從堵水體系由初始狀態(tài)形成不同強(qiáng)度等級(jí)凝膠所需的時(shí)間來(lái)看，整個(gè)成膠過(guò)程可分為3個(gè)階段：階段I為體系反應(yīng)引發(fā)期，在此階段體系反應(yīng)慢、流動(dòng)性好，體系強(qiáng)度等級(jí)由A級(jí)上升至C級(jí)需67 h；階段II為體系反應(yīng)加速期，在此階段體系反應(yīng)快，強(qiáng)度等級(jí)由C級(jí)上升至F級(jí)僅需19 h，并失去流動(dòng)性；階段III為體系反應(yīng)末期，由于此階段體系中絕大部分功能微球和功能單體已發(fā)生反應(yīng)生成凝膠，加之凝膠的生成造成單體擴(kuò)散受阻，因此在此階段，體系反應(yīng)再次變慢，凝膠強(qiáng)度等級(jí)由F 級(jí)上升至I 級(jí)需48 h。3 個(gè)階段總共用時(shí)134 h，其中階段I 時(shí)間最長(zhǎng)，這對(duì)體系的注入有利，能有效防止在施工過(guò)程中體系過(guò)早失去流動(dòng)性而造成井筒和近井地帶而堵塞。

圖1 堵水體系成膠機(jī)理示意圖

圖2 65 ℃下堵水體系成膠強(qiáng)度等級(jí)與時(shí)間的關(guān)系

2.2 堵水體系成膠后的耐候性

由于堵水體系的作用部位是地層中高滲竄流區(qū)域，而高滲竄流區(qū)域含水飽和度高，堵水體系成膠后必定長(zhǎng)期與該區(qū)域的地層水接觸，經(jīng)受地層水浸泡，凝膠強(qiáng)度必定受損，因此，測(cè)定堵水體系成膠后在地層水浸泡下凝膠強(qiáng)度受損情況（即耐候性）能為預(yù)測(cè)堵水體系有效時(shí)間和體系改進(jìn)提供重要依據(jù)。堵水體系成膠后在65 ℃回注水中浸泡不同時(shí)間的強(qiáng)度損失率如圖3 所示。由圖3 可知，隨著浸泡時(shí)間的延長(zhǎng)，凝膠強(qiáng)度損失率略為增大，但浸泡60 d后的凝膠強(qiáng)度損失率僅為4.1%，說(shuō)明該凝膠具有很好的耐候性。這主要是因?yàn)槟z的三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)是以微球作為交聯(lián)節(jié)點(diǎn)，且含有苯環(huán)，因此凝膠的剛性較強(qiáng)，在水中浸泡時(shí)三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)形變小，凝膠強(qiáng)度損失小。此外，由圖3 可知，浸泡40 d以?xún)?nèi)的強(qiáng)度損失率變化幅度明顯比浸泡40 d 以上的強(qiáng)度損失率大，這說(shuō)明凝膠強(qiáng)度的損失主要發(fā)生在浸泡的前40 d以?xún)?nèi)。

圖3 凝膠強(qiáng)度損失率與浸泡時(shí)間的關(guān)系

2.3 堵水體系的注入性及封堵性

地下成膠堵水體系在模擬油藏滲透率范圍的不同滲透率填砂管中的注入壓力變化見(jiàn)圖4。由圖4 可知，體系的注入壓力隨注入量的增加呈“臺(tái)階式”上升，這一現(xiàn)象說(shuō)明體系中的功能微球在填砂管中經(jīng)歷了“運(yùn)移-聚集-再運(yùn)移”過(guò)程逐步向前推進(jìn)。體系在低滲透率填砂管中的注入壓力比在高滲透率填砂管中高，分析原因認(rèn)為，這是由于低滲透率填砂管的孔喉尺度相對(duì)較小，體系的滲流阻力相對(duì)較大所致。但是，由于體系的初始黏度（65 ℃下的初始黏度為3.86 mPa·s）低，因而在模擬油藏滲透率范圍填砂管中的注入壓力均不高，即使在滲透率最低（1020×10-3μm2）的填砂管中，當(dāng)注入量為1 PV時(shí)，注入壓力也僅有0.28 MPa。注入壓力低意味著體系具有良好的注入性，有利于優(yōu)先進(jìn)入高滲竄流區(qū)域。

圖4 堵水體系在不同滲透率填砂管中的注入壓力隨注入體積的變化

堵水體系成膠后對(duì)不同滲透率填砂管的封堵性能如圖5所示。由圖5（a）可知，體系在65 ℃下恒溫6 d 后，后續(xù)注水壓力均高于19.00 MPa，明顯高于注堵水體系時(shí)的壓力，說(shuō)明體系能在油藏中順利成膠，且成膠后封堵強(qiáng)度高。這與凝膠具有以微球作為交聯(lián)點(diǎn)的三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)密不可分。從圖5（b）所示的封堵率測(cè)定結(jié)果來(lái)看，雖然隨著填砂管滲透率的增加，封堵率有所降低，但降低幅度不大，當(dāng)填砂管滲透率由1020×10-3μm2增至5025×10-3μm2時(shí)，封堵率由96.7%降至91.2%，僅下降了5.6%，封堵率保持在90%以上。這說(shuō)明注入過(guò)程中堵水體系能在油藏孔喉中均勻分布。

圖5 堵水體系成膠后對(duì)不同滲透率填砂管的封堵性

2.4 堵水體系的選擇性封堵性能

堵水體系對(duì)不同滲透率級(jí)差雙根并聯(lián)填砂管的選擇性封堵效果見(jiàn)表2。從表2可以看出，堵水體系成膠后，對(duì)并聯(lián)填砂管中的高滲透率填砂管的封堵率均高于90%，而對(duì)低滲透率填砂管的封堵率在15%左右；這說(shuō)明堵水體系具有良好的選擇性封堵性能。堵水體系在注入過(guò)程中優(yōu)先進(jìn)入高滲竄流區(qū)域，并對(duì)該區(qū)域形成有效封堵。從堵水體系注入前后并聯(lián)填砂管中高、低滲透率填砂管相對(duì)產(chǎn)液量變化也進(jìn)一步證明了這一事實(shí)。注入堵水體系前，高滲透率填砂管的產(chǎn)液量明顯高于低滲透率填砂管；而注入體系封堵后，高滲透率填砂管的產(chǎn)液量明顯低于低滲透率填砂管，但高滲透率填砂管仍具有一定產(chǎn)液能力，并未被完全堵死。對(duì)于油井堵水而言，這有利于后續(xù)被水驅(qū)替的原油向井筒滲流，有利于提高采收率。

表2 堵水體系對(duì)不同滲透率級(jí)差雙根并聯(lián)填砂管的封堵結(jié)果

2.5 堵水體系的耐水沖刷性能

1 PV 的堵水體系在模擬目標(biāo)油田油藏平均滲透率為3000×10-3μm2的填砂管中成膠后的耐水沖刷性能見(jiàn)圖6。由圖6可知，堵水體系成膠后具有良好的耐水沖刷性能。當(dāng)注水量從0 PV 增至85 PV時(shí)，封堵率由92.2%降至87.4%，僅下降4.8%；當(dāng)注水量超過(guò)85 PV 時(shí)，封堵率基本保持在87.2%。整體來(lái)看，注水沖刷100 PV 后，封堵率僅下降5.0%。這進(jìn)一步說(shuō)明了所形成的凝膠具有較強(qiáng)的剛性結(jié)構(gòu)，在長(zhǎng)期注水沖刷下變形小，強(qiáng)度損失小，有利于封堵的持久性。

圖6 后續(xù)注水量對(duì)封堵率的影響

2.6 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

目標(biāo)井B31井是位于X油田北區(qū)的一口大斜度生產(chǎn)井，其對(duì)應(yīng)生產(chǎn)層位為NmⅣ油組，油藏溫度為65 ℃，有效厚度為11.8 m，油組的平均滲透率為2500×10-3μm2，孔隙度為35%，屬于高孔高滲油藏。該井于2008 年1 月投產(chǎn)，由于早期主要受邊水影響，投產(chǎn)即見(jiàn)水，且含水逐年上升，截至2012 年12月，含水已由投產(chǎn)時(shí)的5.2%上升至25.5%。2017年9 月受生產(chǎn)提液和鄰近注水井注入水突破影響，該井含水上升速度明顯加快，截至2021 年9 月，含水率已上升至99.5%。

油藏評(píng)估結(jié)果顯示，B31 井剩余可采儲(chǔ)量約為4.5×104m3，剩余可采儲(chǔ)量較大。為挖掘該井所控區(qū)域油藏潛力，2021年10月對(duì)該井開(kāi)展了地下成膠堵水體系（體系的組成為1%功能微球+3%功能單體+0.8%促膠劑）堵水先導(dǎo)試驗(yàn)，試驗(yàn)共計(jì)注入2266.0 m3堵水體系。注入結(jié)束后，關(guān)井成膠7 d再開(kāi)井生產(chǎn)。

B31 井堵水前后的壓降測(cè)試結(jié)果如圖7 所示。注入堵水體系前，壓力在4 min 內(nèi)由7.0 MPa 降至0 MPa，說(shuō)明B31 井周?chē)汛嬖诿黠@的竄流通道。注入堵水體系后，壓力在60 min 內(nèi)由11.8 MPa 降至4.8 MPa，隨后基本保持不變，這說(shuō)明堵水體系成膠后對(duì)B31井周?chē)母Z流通道形成了有效封堵。

圖7 B31井堵水前后壓降測(cè)試結(jié)果

從B31 井堵水前后視吸水指數(shù)及產(chǎn)液情況可知，堵水作業(yè)后，該井視吸水指數(shù)由64.2 m3/（MPa·d）降至14.4 m3/（MPa·d），進(jìn)一步說(shuō)明該井周?chē)母Z流通道已得到有效封堵。正是由于竄流通道被封堵，后續(xù)來(lái)水的波及效率得到提高，進(jìn)而油井產(chǎn)液含水率降低，產(chǎn)油量增加。相比于堵水前，B31井含水率由99.5%降至95.3%，平均日產(chǎn)油量由1.1 m3增至20.0 m3。截至2022 年9 月底，該井已實(shí)現(xiàn)凈增油3618.0 m3，且日產(chǎn)油量仍保持在20.0 m3左右。

3 結(jié)論

組成為1%功能微球+3%功能單體+0.8%促膠劑的地下成膠堵水體系在目標(biāo)油藏溫度65 ℃下的成膠時(shí)間長(zhǎng)達(dá)134 h，能有效防止施工過(guò)程中出現(xiàn)井筒成膠和近井地帶堵塞的風(fēng)險(xiǎn)。

地下成膠堵水體系具有良好的選擇性封堵性能，能優(yōu)先進(jìn)入高滲竄流區(qū)域；成膠后不僅能對(duì)高滲竄流區(qū)域產(chǎn)生強(qiáng)的封堵，封堵率達(dá)90%以上，而且具有良好的耐水浸泡和耐水沖刷性能，有利于封堵的持久性。

地下成膠堵水體系能對(duì)目標(biāo)井竄流通道產(chǎn)生有效封堵，使目標(biāo)井復(fù)雜來(lái)水得到控制，實(shí)現(xiàn)目標(biāo)井的“降水增油”。