管流地層化學調堵體系的研制與試驗

袁潤成，程 靜，葛紅江，雷齊玲，劉希君，魏玉蓮

（中國石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港 300280）

管流地層化學調堵體系的研制與試驗

袁潤成，程 靜，葛紅江，雷齊玲，劉希君，魏玉蓮

（中國石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港 300280）

以大港棗園油田的油藏條件為實驗依據，開發出可用于調堵管流地層大孔道的地下聚合強膠體系，并對其進行靜態性能和應用性能評價。通過水竄通道調堵技術優化實驗研究，確定了管流地層大孔道的調堵劑用量的計算方法和堵劑段塞定位推進的最佳組合方式。結合棗1270-12井組特點，對已形成的棗1270-12井、棗1274-5井管流地層，應用"U型管"兩端壓力平衡原理，提出油、水井施工工藝方案，并且現場試驗取得了成功。

管流地層；化學調堵；地下聚合強膠體系；段塞組合；棗園油田

大港油田復雜斷塊油藏經過長期注水開發，部分區塊及井組在地下已形成連通性好的管流地層［1-3］。調剖現場施工反映出地下注水大孔道的存在情況已經很嚴重，如棗1270-6、棗1270-15井使用粉煤灰進行深部調剖時，發現其鄰近的棗1270-7、棗1271-1井分別出現了粉煤灰調剖劑。按1／3-1／9架橋理論分析，結合室內對預交聯顆粒調剖劑的評價試驗結果判斷，現場施工中反映出的竄劑問題已超出了滲流理論的范疇（如2～3 mm的顆粒通過孔喉其滲透率需20μm2以上），注入水及調剖劑在地層中的流動狀態已類似于管流（孔道直徑達到毫米數量級），因此對此類地層的封堵要求更高。相比注水剖面調節來說，調堵管流地層對調堵劑的要求更為苛刻，要求堵劑能夠形成高強度定位封堵段塞，經受注入水的剪切破壞。經過調研和室內體系篩選［4-6］，最終確定開發改性淀粉與不飽和酰胺類單體接枝共聚的地下聚合強膠體系作為管流地層的化學調堵劑。

1 地下聚合強膠體系實驗研究

1.1 實驗條件

以大港棗園油田的油藏條件為實驗依據，實際油藏溫度63～78℃，以70℃為實驗篩選和評價溫度；根據現場注入地層水質（離子組成礦化度如表1），進行堵劑的配方體系研制和評價。

表1 棗園油田地層水成分構成 mg／L

1.2 地下聚合強膠體系的確定

1.2.1 體系的選擇及確定

棗園油田地層水礦化度高，含有較高的Ca2＋、Mg2＋等，這就要求堵劑成分不受地層水礦化度的影響。經過室內體系篩選，最終確定開發以改性淀粉和不飽和酰胺單體（AM）作為主劑，利用地層溫度引發體系接枝聚合、交聯，建立聚合物三維網絡結構，從而形成具有一種高粘彈性、成膠時間可控的高強度堵劑。考慮到經濟因素和封堵強度，選用懸浮分散性好的鈉基膨潤土作為高強度充填組分。

1.2.2 配方的確定

通過正交設計實驗方法，確定了地下聚合強膠體系的最佳配方：改性淀粉質量分數3%～5%，不飽和酰胺單體質量分數3%～6%，鈉基膨潤土質量分數2%～3%，交聯劑質量分數0.1%～0.15%，成膠控制劑質量分數0.01%～0.05%。具體現場應用中還要根據待作業井的實際溫度進行組分用量的細微調整。

1.3 地下聚合強膠體系的靜態性能評價

1.3.1 基液黏度

堵劑的表觀黏度用HAAKE RS6000型流變儀測定，測定溫度為65℃。實驗測定成膠前基液黏度約為800 mPa·s（10 s-1）。在合理的經濟成本區間內，較高的黏度是注入選擇性的基礎。

1.3.2 油藏配伍性

由于構成堵劑的組分皆為非離子型，對離子成分不敏感，特別是聚丙烯酰胺（HPAM）作為組合段塞的成分，不存在不配伍的問題，體系的膠凝時間受礦化度或有機大分子鏈的影響較小（如表2）。

表2 堵劑溶液與不同物質配伍時其膠凝時間的變化

1.3.3 穩定性能

平行做6個樣品，在模擬油藏條件下進行老化試驗，考察堵劑膠凝后的強度在不同時間內的變化情況。研究表明，隨著時間的延長，強度略有變化，初期在增高（網絡結構在強化），后期略有回落，但是，在模擬油藏的溫度、壓力下，仍然能保持長期有效性，6個月后強度仍然保持穩定。

1.4 地下聚合強膠體系的應用性能評價

1.4.1注入特性曲線

實驗模擬對比了兩根滲透率不同的30 cm長填砂模型管和露頭巖心（人工造縫）管的堵劑注入過程。從圖1中可看出，該堵劑在裂縫或高滲透率條件下，注入壓力都很低，表明其具有較好的注入性。

圖1 堵劑膠凝前的注入性能

1.4.2 封堵強度

調堵劑強度是評價堵劑應用性能的重要指標。通過填砂管物模實驗可以對體系配方進行封堵強度的性能評價。設計填砂管的長度100 cm，其滲透率5 083×10-3μm2，注入段塞長度50 cm。通過測定，該配方的突破壓力大于30 MPa（如圖2），封堵強度高。顯然，若能夠設定合適的封堵位置，利用地下聚合強膠體系實現管流地層特大孔道的調堵是不成問題的。

圖2 膠凝后的封堵強度性能

2 水竄通道封堵參數優化研究

2.1 堵劑段塞用量的計算

通過實踐分析，認為棗園油田部分井組的地下已形成了連通性好的管流地層，發生竄劑的主要方向基本上不會是徑向流的模式，而應該是沿著有效水淹區域（甚至是油水井間已經形成了貫通的“管道”）向油井推進。

目前大孔道堵劑用量的設計一般遵循理論計算公式［7-8］，然而管流地層的平面分布形態非常復雜，受地層諸多不明確因素，迄今無法準確計算和描述。基于此，我們根據現場經驗提出用水淹體積來近似求得堵劑用量，方法是利用示蹤劑測試求得竄流通道的體積即為所需要的堵劑體積。

2.2 段塞的優化組合

調堵技術成功應用的另一項關鍵技術是如何把優選后的段塞準確推進到設計的地層位置上。根據物模實驗封堵強度評價結果，堵劑段塞在30 cm以上時，封堵強度梯度相對穩定，同時考慮物理模擬的技術局限性，固定堵劑總用量為段塞長度45 cm，主段塞前邊設置一個10 cm的HPAM前置段塞（濃度為1 200 mg／L），再設置長度20 cm的不同成分后續頂替段塞進行組合，最終后續水驅注入20 cm長度的水段塞，候凝24 h，充分膠凝后注水驅替0.6 PV以上，考察填充砂管上各測壓點的壓力變化情況，并且最終拆解填充砂管，綜合分析堵劑段塞膠凝后的完整性及其封堵效果。

注入段塞組合的實驗方案如下：

方案1：前置段塞（P段塞）＋注主段塞45 cm＋注水段塞20 cm頂替；

方案2：前置段塞（P段塞）＋注主段塞45 cm＋注聚合物保護段塞（P段塞）20 cm（2 300 mg／L）＋水段塞20 cm頂替；

方案3：前置段塞（P段塞）＋注主段塞45 cm＋注3%淀粉段塞（SF段塞）10 cm＋P段塞10 cm（2 300 mg／L）＋水段塞20 cm頂替。

通過分別拆解填砂管發現，在后續頂替段塞中加入了與主段塞具有相同流變性的改性淀粉段塞后，填砂管主段塞的完整推進得到了保證。從候凝后的注水壓力動態反應來看，方案1、方案2兩種情況效果都不甚好，尤其方案1，水的指進嚴重，基本沒有發現強膠段塞；方案2中雖然有強膠段塞，但是，由于P溶液的指進，段塞強度略顯不足，而且強膠段塞的長度有限；方案3效果較好，不僅主段塞被順利推入深部，同時，還可以保證其充分的完整性，膠凝后強膠段塞長度保持在注入量的85%以上。可以看出，后續頂替段塞中增加的改性淀粉對保證主劑段塞的定位設置具有極為重要的作用。

3 現場試驗

3.1 典型井例

棗1270-12井組位于風化店油田棗1281斷塊，注水層位Ek1zⅤ3-7，共64.2m／17層，對應受益油井四口：棗1274-5、棗1275-8、棗1275-7和棗1275-2。其中棗1270-12井與棗1274-5井井距120 m，在地下已形成了油水井對應連通性好的 “管流通道”，發育較為明顯的管流地層，表現出以下特征：①油水井對應關系明顯，水井棗1270-12洗井（日注水25 m3／d）作業時，棗1274-5油井出現溢流，壓力上升很快，油、水井兩端壓力差僅1 MPa左右；②在調剖作業時發現顆粒型調堵劑直接竄劑到油井；③吸水剖面資料反映出強吸水層的吸收量逐步加強；④示蹤劑監測結果顯示水驅速度快，峰值單一。

目前該井注水管柱位于2 024.65 m，由于地質限制因素，決定采用不動管柱的方式注入地下聚合強膠體系進行調堵管流地層，擴大注水波及體積，挖掘井組剩余油潛力。

3.2 施工工藝方案設計

基于棗1270-12井組生產特征分析，可以判斷棗1270-12井與棗1274-5油井之間形成了對應連通性好的管流通道。以此為依據，進行相關工藝參數的設計。

3.2.1 工藝思路

把油水井注采層間出現的類似“管道”注采通徑抽象為U型管模型［1］，U型管兩端任何一端的細微壓力失衡，都會引起U型管內的流體向失衡端運移。基于此，把棗1270-12井和棗1274-5井看作“U型管”的兩端，管流通道作為其連通管，治理思路是同時對油、水井施工，保證施工過程中兩端壓力平衡，防止油井發生竄劑。

3.2.2 調堵施工工藝方案

棗1270-12水井設計方案。調剖目的：降低目的層34＃（1 981.40～1 984.40 m）、35＃（1 985.90～2 000.40 m）、37＃（2 003.30～2 006.10 m）的吸水能力。施工管柱：采用不動管柱，原注水管柱注入。試注測試吸收量和90min壓降曲線；小排量注入調堵劑；候凝；試注測試吸收量。通過比較施工前后吸收量的變化，判定調堵是否有效。

棗1274-5油井設計方案。采用不動生產管柱，從套管注入壓井保護液（胍膠液和本區產出水），直至灌滿套管。棗1270-12水井施工期間，油井保持關井。調堵結束后洗井，防止胍膠破解液堵塞抽油泵，恢復正常生產。

3.2.3 施工工藝參數的確定

棗1270-12井調堵施工前注示蹤劑，日注水40 m3，8 h見到示蹤劑，近似得到大孔道體積15 m3，孔道半徑1.5 mm左右。

（1）堵劑用量及段塞設計。根據示蹤劑測的大孔道體積，可以確定堵劑用量為33 m3，分三輪次注入。每個輪次注入段塞組合方式為：前置HPAM段塞2 m3＋主段塞5 m3＋注3%改性淀粉段塞2 m3＋（HPAM段塞2 m3＋5 m3注入水）頂替。

（2）堵劑注入時間。堵劑的注入時間必須小于堵劑的成膠時間；控制注入時間2 h，防止堵劑竄流到油井內。

（3）堵劑注入排量。對于已形成注水連通的管流地層，水淹區域存在高滲透帶，堵劑容易進入這些區域通道內，所以堵劑小排量注入，排量控制在3～6 m3／h。

3.3 治理工藝現場試驗

2011年1月14日進行棗1270-5井與棗1274-5井管流地層調剖封堵現場試驗。施工過程嚴格按照施工設計方案進行。棗1270-5井尾管位置2 010 m，封堵目的井段1 981.4～2 006.1 m（24.7 m／3層），目前人工井底（2 141.42 m）測試吸收量：0 MPa，3 min，2 m3。施工前打開棗1274-5井摻水管線，保證油井一直灌滿水。注第一段塞時油井套壓維持在7 MPa，水井油壓維持在10 MPa；注第二段塞油井套壓維持在1 0 MPa，水井油壓維持在13.5 MPa；正頂3%淀粉段塞2 m3和H PAM段塞2 m3，反頂水5 m3。關井候凝。

2011年1月17日，試壓，測試吸收量：0 MPa，3 min，0 m3；壓降曲線90 min不降。說明油水井間的連通管道被堵住。經過三次施工后測試吸收量為0，壓降曲線90 min不降。

2011年1月24日，棗1274-5井恢復正常生產，產量沒有受到任何影響，也沒有出現竄劑的事故。直接受益油井棗1274-5井日產油由1.0 t增至2.31 t，含水由92%降至85%。目前棗1274-5井日產油仍維持在2 t左右。

4 結論

（1）地下聚合強膠體系可用于調堵長期注水開發形成的對應連通性好的管流地層。

（2）地下聚合強膠體系是一種高黏彈性、膠凝時間可控的高強度調堵劑，其中不飽和酰胺單體是溶液狀態，避免了對人體和環境造成危害。

（3）提出了調堵水竄通道堵劑段塞用量的計算方法：利用示蹤劑測試求得竄流通道的體積即為所需要的堵劑體積；確定了調堵劑注入段塞的最佳組合方式為：前置聚合物段塞＋主段塞＋（改性淀粉段塞＋聚合物段塞）＋注水段塞。

（4）將油水井注采系統的管流地層抽象為“U型管”模型，根據U型管兩端壓力平衡原理，成功進行了先導試驗，為治理類似管流地層的特大孔道調堵提供了借鑒。

［1］ 楊衛華，葛紅江.近井距管流地層治理新工藝試驗與探討［A］∥李文湘，夏慶龍.第十六屆環渤海淺（灘）海油氣勘探開發技術論文集［C］.北京：中國石化出版社，2011：522-525.

［2］ 楊衛華，葛紅江.無機顆粒堵劑與地層孔喉的匹配性研究［J］.石油鉆采工藝，2010，32（6）：93-96.

［3］ 李克華，王春雨.顆粒堵劑粒徑與地層孔徑的匹配關系研究［J］.斷塊油氣田，2000，7（5）：24-25.

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［5］ 程靜，葛紅江.竄流型大孔道堵水材料的研究與評價［J］.特種油氣藏，2009，12（6）：267-271.

［6］ 葛紅江，劉永利.虧空漏失地層封堵材料研究與應用［J］.石油鉆采工藝，2009，31（S1）：130-134.

［7］ 王桂勛，柴德民.非均質地層多輪次堵水調剖物理模擬實驗研究［J］.特種油氣藏，2004，（2）：68-71.

［8］ 王學民，紀朝鳳.深部調剖中封堵地層大孔道技術的應用［J］.石油鉆采工藝，2001，23（3）：77-78.

TE357

A

1673-8217（2012）06-0099-04

2012-04-05

袁潤成，工程師，1965年生，2001年畢業于石油大學（華東）石油與天然氣開采專業，從事調剖、油氣層保護研究工作。

李金華