華北油田高含水油藏轉向壓裂用暫堵劑研究

車 航，楊兆中，李建召，付 嬙

（1.中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北任丘062552，2、“油氣藏地質及開發”國家重點實驗室·西南石油大學）

華北油田阿爾區塊位于巴音寶力格隆起阿爾凹陷，儲油層為砂礫巖且縱向上非均質性嚴重，投產初期采用注水開發。但由于注采井網設計不當及壓裂過程中加砂量過大，注入水沿人工裂縫推進，造成見水快且含水率達95%以上，剩余油動用程度很低。因此，如何實現該區塊的控水增油成為了一個亟需解決的問題。

國內外對于高含水油田治理的關鍵技術已達成共識：抑制水錐或控制邊底水錐進［1－4］，在提高單井產量方面，高滲儲層主要采用注水井調剖和三次采油等技術。本文在油井堵水基礎上，對暫堵劑配方和注入方式進行優化，采用三段式變配方暫堵劑注入工藝，結合重復壓裂的裂縫轉向技術，達到溝通低滲層，增加剩余油產量的目標。

1 暫堵劑體系配方優選

1.1 主劑及其濃度的確定

聚合物凝膠由于其良好的可控性成為目前最廣泛應用的一種暫堵劑，它主要由聚合物和交聯劑組成。華北油田地層水礦化度跨度大且水型復雜，因此，首先進行了儲層溫度75℃下，聚合物AS－1、HP－2和NW的耐鹽性評價。

使用不同礦化度的模擬地層水配制相同濃度（5 000mg／L）聚合物溶液，考察了三種溶液粘度隨礦化度變化的趨勢。圖1表明，礦化度在20 000 mg／L以下時，三種聚合物均體現了較好的性能，但在礦化度高于20 000 mg／L后，HP－2明顯呈現出對鹽的敏感性；雖然AS－1初始粘度低于NW，但在礦化度高于25 000 mg／L后NW粘度急劇下降，因此最后選擇了穩定耐鹽的聚合物AS－1。這類聚合物耐鹽機理可以解釋為其疏水基團趨向于締合在一起，形成分子內和分子間締合，整個溶液中形成可逆的空間網絡結構，而鹽的加入會使疏水締合作用增強，從而使溶液粘度保持穩定甚至增高。

圖1 礦化度影響聚合物粘度變化曲線

為實現油井深部堵水，針對裂縫不同部位所需封堵強度不同這一特點，提出三段式變配方注入的工藝思路。該工藝分別考慮了低濃度、中等濃度和高濃度堵劑的流動性及強度特點。低濃度的堵劑能夠隨孔、縫進入到相對較遠的地層中成膠，達到堵塞地層并隔離地層水的目的；中等濃度的堵劑封堵能力較強，但是流動性不佳，進入到近井地帶的高孔高滲區，封堵效果較佳；最后注入的高濃度堵劑用來封堵井口，避免注入水將堵塞地層的堵劑反向驅替，導致堵水效果變差。基于以上思路，需選用不同濃度及強度的暫堵劑配方。

分別配制了不同濃度AS－1聚合物溶液，測其粘度。由圖2可見，隨聚合物濃度增加，粘度上升；但當聚合物超過一定濃度時，體系粘度增加趨于平緩，這可能是聚合物締合機理導致。高濃度聚合物自身已可形成弱凝膠，粘度很大，對地面設備要求很高；另外從圖上可以看出，濃度繼續增加，體系粘度增幅不大；且過度交聯必然導致體系在短時間內發生嚴重脫水，因此分別選擇3 000 mg／L，5 000 mg／L和8 000 mg／L作為體系濃度。

圖2 聚合物濃度與粘度關系曲線

1.2 交聯劑及其用量確定

通過凝膠強度代碼法分別考察了候選交聯劑DS、Y－Z和LN對AS－1成膠的影響。

圖3顯示了各交聯劑的最優結果，可以看出，AS－1對DS基本不敏感，LN有成膠趨勢但成膠強度有限；Y－Z在反應8小時后開始形成流動性凝膠，并隨反應時間的增加凝膠強度逐漸增大，可以達到轉向暫堵的要求，因此選擇使用交聯劑Y－Z。

圖3 候選交聯劑成膠效果

1.3 配方組成

確定主劑和交聯劑后，根據三段式注入要求，調整配方，實驗結果見圖4。可以看出，在72小時內，暫堵劑均可達到要求強度。配方見表1。

2 暫堵劑體系性能評價

2.1 流變性

暫堵劑的流變性能是設計施工方案的重要參數。考察其流變性，避免因注入壓力過高造成設備不能正常運轉或因注入過程中高速剪切影響其穩定性。圖5～圖7為采用HAAKE MARS III型流變儀在170 s－1條件下三種配方剪切30 min的數據。

圖4 不同配方成膠強度與時間關系

表1 三段式注入暫堵劑配方

圖5 配方1剪切30min粘度曲線

圖6 配方2剪切30min粘度曲線

配方1粘度下降幅度較低且很快穩定；配方2在粘度下降至100 mPa·s后趨于穩定；而配方3雖然不穩定，但粘度保持較高水平且有一定程度的回復。有文獻研究，剪切速度小于200 s－1時，雖然在一定程度上降低了分子內的締合程度、增大了分子間的締合作用，但尚未完全消除分子內締合的現象，而此時由于剪切作用非常弱，對締合聚合物分子鏈段的機械剪切降解的作用也非常小，因此，隨著締合聚合物濃度的增大，溶液的表觀粘度的恢復率增加，這點由圖6也可看出。通過對比無剪切組，可得其粘度保留率為95.3%、86.2%、75.5%。

圖7 配方3剪切30min粘度曲線

2.2 抗沖擊性

以往室內評價暫堵劑封堵性能實驗僅對人工造縫的巖心進行持續加壓考察突破壓力，而沒有考慮到暫堵劑巖心在承受瞬時壓力變化時的抗壓能力。本文通過設計實驗，模擬轉向壓裂過程中，注入壓裂液對暫堵劑的沖擊作用，測定暫堵劑對壓力瞬時變化的的耐沖擊性能。

2.2.1 實驗方法

暫堵劑在巖心中能承受的壓力用突破壓力表示，它反映了多孔介質中暫堵劑強度的大小，與聚合物粘度、交聯程度以及暫堵劑在巖石孔壁上的附著能力有關。實驗裝置見圖8。準備兩塊巖心并行聯接，對其中一塊巖心人工造縫，在縫內鋪置支撐劑，另一塊完整巖心放入帶傳感器的巖心夾持器；均加圍壓5 MPa恒溫75℃，并向模擬裂縫巖心中正驅配方3暫堵劑，讓其成膠72 h以上；通過裝有壓裂液的中間容器對兩塊巖心進口加壓1.7 MPa，快速打開巖心夾持器入口閥門，觀察完整巖心壓力表數據，查看暫堵劑巖心是否被沖開，若10分鐘仍未沖開，則重復實驗，將進口壓力提高0.5 MPa再次沖擊，直至暫堵劑巖心被沖開。記錄沖開時進口壓力，通過計算壓力梯度即可得暫堵劑可承受最大沖擊壓力。

2.2.2 實驗結果

根據現場數據，地層破裂壓力為34 MPa。國內外轉向壓裂前地應力場評估表明，地應力場可分為應力反轉區和應力非反轉區，應力反轉區（裂縫轉向區）半徑不超過10 m。暫堵劑在裂縫內封堵長度為10 m，則凝膠的突破壓力梯度大于3.4 MPa／m時，壓裂時注入的壓裂液便不會把暫堵劑刺穿，從而壓開新裂縫，進而實現裂縫轉向。

由實驗結果表2、表3可知，抗沖擊壓力梯度范圍在5.1～6.3 MPa／m，遠大于3.4 MPa／m，可以成功實現裂縫的轉向。

圖8 抗沖擊實驗裝置圖

表2 實驗數據記錄

表3 實驗結果

3 結論與建議

（1）根據華北油田阿爾區塊地層特點，優選出3種配方體系暫堵劑，用三段式注入工藝，可以實現華北油田重復壓裂控水增油的增產效果。

（2）暫堵劑的瞬時抗壓能力可以更好地描述現場施工中的實際情況，設計的抗沖擊性實驗接近地層中的實際情況，而且將沖擊壓力量化，更具實用性。

（3）實際施工時要結合現場地層數據，對三段式暫堵劑配方進行優化調整，使其達到更好的施工效果。

［1］ 李穎川.采油工程［M］.北京：石油工業出版社，2009.

［2］ 達引朋，任雁鵬，王玉功，等.低滲透油藏中高含水油井增產技術研究與應用［J］.石油化工高等學校學報，2012，25（1）：52－56.

［3］ 韓大匡.關于高含水油田二次開發理念、對策和技術路線的探討［J］.石油勘探與開發，2010，37（5）：583－591.

［4］ 趙福麟.油井選擇性堵水［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2010，34（1）：84－90.