單體復合凝膠在裂縫型油藏側鉆井中的應用

伍亞軍，馬淑芬，張建軍，李 亮

(中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

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單體復合凝膠在裂縫型油藏側鉆井中的應用

伍亞軍，馬淑芬，張建軍，李 亮

(中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河油田縫洞型油藏地層溫度大于120℃，地層水礦化度為21×104mg/L，儲層特征復雜，可固化顆粒堵劑對裂縫型無接替產層、油水同出的側鉆井適應性較差。因此，研制了單體復合凝膠體系。通過室內耐溫抗鹽實驗、突破壓力梯度和封堵率實驗、堵劑選擇性實驗對單體復合凝膠進行了評價。結果表明：單體復合凝膠在130℃、30×104mg/L礦化度條件下，突破壓力梯度大于9 MPa/m，封堵率大于99%，并具有良好的選擇性，能優先進入高滲透水層，迫使水流改向，提高低滲裂縫相對產液量和面積波及系數。現場試驗證實，單體復合凝膠封堵強度較高，耐溫、抗鹽性能強，增油效果明顯，具有良好的經濟效益和推廣應用價值。

碳酸鹽巖；裂縫型油藏；單體復合凝膠；側鉆水平井；塔河油田

0 引 言

塔河油田屬于縫洞型油藏，古巖溶作用形成的溶蝕孔洞和大型洞穴為主要儲集空間，構造縫和溶蝕縫為主要流動通道，油藏埋深為5 300～7 000 m，地層溫度為120～160℃，地層水礦化度為20×104～25×104mg/L。經過多年開發，裂縫型儲層高含水油井已達185口，含水高于80%的油井達到了70余口。前期采用井筒堵水和深部化學隔板堵水，容易堵死儲層，并且堵后酸化易重新溝通底水，導致堵水有效率僅為33%，嚴重影響了裂縫型儲層油井的高效開發[1-7]。單體復合凝膠堵劑具有強“油水”選擇性的特征，水進入凝膠網絡膨脹，堵塞水流通道，油則進入分子鏈收縮斷裂，形成油流通道[8-12]。堵水后不用酸化作業。為了提高單體復合凝膠在裂縫型油藏高含水油井中的應用效果，對單體復合凝膠進行了堵水性能室內實驗，并在塔河油田進行了現場試驗。

1 單體復合凝膠堵水機理

單體凝膠體系不具有耐溫、抗鹽的特性，成膠時間較短(2～4 h)，成膠強度為E級，不能滿足塔河油田油藏條件(高溫、高鹽)及施工強度要求。

單體復合凝膠是由單體凝膠TA-1(質量濃度為4.2%～4.7%)、單體凝膠TB-2(質量濃度為0.5%～1.0%)、引發劑YC-1(100～150 mg/L)、穩定劑YV-2(質量濃度為0.5%～1.0%)、交聯劑FQ-2(質量濃度為0.8%～1.2%)聚合交聯形成的凝膠體系。該堵劑相對單獨單體凝膠體系具有明顯的性能優點：不僅具有耐溫、抗鹽的特性，還具有抗酸性、粘附性和彈性，成膠時間在24～48h可調，成膠強度為I級。

單體復合凝膠堵劑在一定條件下形成空間網狀結構，并將液體束縛在其中，從而使整個體系失去流動性，轉變為凝膠；堵劑在水中凝膠網絡膨脹，封堵出水層段(裂縫)，堵劑在油中網絡收縮分子鏈斷裂，形成油流通道，達到“油水”選擇性封堵的目的(圖1)。

2 單體復合凝膠室內評價測試

2.1 單體復合凝膠成膠耐鹽性能

把單體復合凝膠置于3×104～30×104mg/L不同礦化度濃度的鹽水中進行靜態觀察。實驗結果表明，48h內單體復合凝膠強度未發生明顯變化。隨著時間的推移，該凝膠體系的表面由于水的溶脹作用使得凝膠體積出現增大的現象。分析認為單體復合凝膠具有較好的抗鹽性能，并具有長期穩定性。

圖1 電鏡掃描下單體復合凝膠選擇性封堵機理(10μm)

2.2 單體復合凝膠成膠耐溫性能

將成膠的單體復合凝膠堵劑置于120℃烘箱中觀察堵劑的成膠狀態，考察其耐溫性能，實驗結果見圖2。實驗表明，該凝膠具有較好的耐溫特性，在120℃條件下觀察30 d，強度未發生明顯變化，體積未發生明顯收縮，具有較好的耐溫性能。

圖2 單體復合凝膠耐溫性能

2.3 單體復合凝膠突破壓力梯度及封堵率

選定5個刻縫巖心，在注入1.0倍孔隙體積凝膠體系后，放入120℃恒溫箱中養護48 h，取出測定突破壓力和封堵率(表1)。

實驗表明，巖心經過單體復合凝膠封堵后滲透率明顯降低，封堵率均大于99%，突破壓力均大于9 MPa/m。隨著裂縫寬度的增加，突破壓力梯度會逐漸減小，但減小的幅度不大，滿足碳酸鹽巖堵水要求。

表1 堵劑對不同滲透率巖心的堵水效果

2.4 單體復合凝膠的選擇性

選取滲透率極差為6.3和11.9的2組巖心(低滲透巖心模擬低滲透地層，高滲透率巖心模擬高滲透率地層)對單體復合凝膠體系進行堵水并聯實驗(表2)。

實驗結果表明，凝膠堵劑具有良好的選擇性，能優先進入高滲透水層。堵劑成膠后對高滲大通道形成有效封堵，迫使水流改向，提高低滲裂縫相對產液量和面積波及系數。

表2 并聯巖心堵水效果

3 單體復合凝膠堵水現場試驗

塔河油田碳酸鹽巖裂縫型油藏地層溫度為130℃，地層水礦化度為21×104mg/L。T815(K)-CH井位于塔河八區縫洞單元殘丘斜坡部位，井區小型斷裂密度大，巖溶作用強，天然裂縫發育。鉆井至6 026.00～6 042.78 m發生漏失，累計漏失422 m3，分析漏失井段儲層裂縫較發育，屬地層裂縫漏失。后期含水達到90%以上，含水率曲線呈典型的“廠”字型曲線。該井累計產液7.42×104t，累計產油4.79×104t。

根據T815(K)CH井裂縫型儲層特征，采用胍膠液攜帶顆粒類堵漏劑前置托堵，選用單體復合凝膠堵水，為保證堵水效果，后置封口段塞。施工中油管正擠胍膠液攜顆粒堵漏劑為18 m3，單體復合凝膠堵劑為324 m3，后置封口劑為6 m3，最高排量為0.45 m3/min，最高泵壓為10 MPa，施工后壓力穩定為4 MPa，候凝72 h開井生產。堵水前日產液為25.9 t/d，日產油為1.2 t/d，含水為95.3%；堵水后日產液為32.9 t/d，日產油為12.6 t/d，含水下降至51.6%，累計增油4 250 t，取得了較好的堵水效果。

4 結 論

(1) 室內實驗表明：單體復合凝膠堵劑具有良好的抗鹽、耐溫性能，選擇性強，封堵率為98%以上，突破壓力均大于9 MPa/m，適用于碳酸鹽巖側鉆水平井裂縫型儲層堵水，可改善產液剖面，提高堵水效果。

(2) 礦場試驗證明，單體復合凝膠堵劑可有效封堵高滲層，提高低滲層產能，提高日產油能力。

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編輯 孟凡勤

20150205；改回日期：20150511

國家“973”項目“碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率基礎研究”(2011-CB-201-006)

伍亞軍(1983-)，男，工程師，2009年畢業于西安石油大學石油機械專業，2012年畢業于該校油氣田開發專業，獲碩士學位，現從事石油天然氣采收率技術方面的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.036

TE358

A

1006-6535(2015)04-0137-03