紅河油田直通型裂縫高強度封堵劑調剖技術

王宏申 王天慧 黃永章

1.中國石油大學（北京）；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司；3.中海石油（中國）有限公司秦皇島32-6 作業公司；4.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院

紅河油田區域構造位于鄂爾多斯盆地天環坳陷南部，主力產層長8 主要為巖性油藏，具有低孔、超低滲特征，區內裂縫發育，呈面積分布，主要分布在斷裂帶及斷層附近［1-2］。紅河油田油氣的富集高產主要受斷裂和裂縫發育帶的影響，斷裂區和裂縫發育區油氣產量明顯高于基質區，裂縫發育是影響長8 油藏局部高產的主要原因。為了及時補充地層能量，保持地層壓力開采，紅河油田開展了注水開發［3］，但注水開發后對應的油井易水竄，水線推進速度快，呈裂縫直通型水竄特征。據統計，長8 油藏注水水竄時平均注水時間為77.2 d，平均單井注入量為1 212 m3，平均水線推進速度為144 m/d，遠大于基質區水線推進速度。前期采用“凍膠+顆粒”復合調剖工藝進行現場試驗均未見封堵效果［4-9］。為此，優選了一套單體聚合高強度封堵劑調剖體系，該體系具有黏度大、成膠時間短、強度高、觸變性能好的特點，在紅河油田進行先導試驗4 井5 輪次，有效提高了直通型裂縫縫內堵劑封堵強度，解決了紅河油田直通型裂縫封堵劑調剖過程中存在的諸多問題。

1 紅河油田直通型裂縫封堵劑調剖難點

紅河油田區域內發育不同程度的大、中、小斷層。長8 儲層天然裂縫極為發育，裂縫的產狀、規模、充填程度等精細認識難度大，給堵劑的選擇增加了難度［10-11］。前期開展的“凍膠+顆粒”復合調剖工藝受凍膠自身材料力學性能影響，在大裂縫中易變形破裂。隨裂縫寬度增加，封堵劑封堵強度快速降低。提高聚合物濃度在一定程度上能增加強度，但調剖封堵劑成本大幅上升，給低孔、特低滲儲層的有效經濟開發增加了難度。部分區塊高角度裂縫發育，裂縫傾角主要分布在50°～90°，以大于60°的高角度縫為主。在高角度裂縫中，堵劑充滿裂縫封堵段，實現完全封堵的難度較大。調剖過程中封堵劑體系或注入參數選擇不當，易造成不同發育程度的裂縫進一步擴張，封堵調剖失敗。

2 單體聚合高強度封堵劑調剖機理

紅河油田單體聚合封堵劑調剖主要通過丙烯酰胺單體在引發劑、交聯劑的作用下，在地層聚合生成聚合物，快速地從線性結構轉變成立體網狀結構，從而封堵油井儲層高速產液通道，減少油井層間干擾，釋放有效儲層產能，達到控水增油目的。聚合反應速度較快，所以現場加入緩聚劑，以達到延緩交聯目的，從而延緩聚合反應速度。另外還需要加入一定比例的外加劑，實現堵劑體系的強度、流變性和其他性能要求［12-14］。單體聚合高強度堵劑較普通的凍膠類堵劑濃度高，基液黏度大，成膠后強度高，是普通凍膠體系的20 倍以上，但流變性能保持好，流動狀態下黏度較低，在一定壓差下能輕易進入裂縫深處，對高角度裂縫實現深度封堵。

3 單體聚合堵劑體系性能評價

室內對交聯劑、引發劑、緩聚劑、鉻交聯劑等添加劑進行了優選與優化，確定單體聚合堵劑體系配方如表1。在其他組分不變情況下，單體聚合堵劑體系成膠時間隨黏土含量、引發劑含量的增加而減小；單體聚合堵劑體系成膠時間隨緩聚劑含量的增加而增加。

表1 單體聚合堵劑體系配方及成膠時間Table 1 Formula and gelation time of the plugging agent system of monomer polymer

3.1 耐溫性能評價

室內實驗在常溫和紅河油田地層溫度條件下(65 ℃)測定了單體聚合高強度封堵劑的黏度變化過程。實驗結果表明，常溫下放置1 d 后堵劑黏度稍有增加，放置2 d 后堵劑黏度趨于穩定，沒有發生聚合反應(圖1)；地層溫度條件下(65 ℃)，2 h 后黏度開始增加，15 h 后成膠(圖2)。

圖1 常溫下單體聚合堵劑黏度變化曲線Fig.1 Viscosity variation curve of monomer-polymerization plugging agent under atmospheric temperature

圖2 地層65 ℃條件下單體聚合堵劑黏度變化曲線Fig.2 Viscosity variation curve of monomer-polymerization plugging agent under the formation temperature of 65 ℃

3.2 耐鹽性能評價

將高強度堵劑置于100 000 mg/L礦化度水中測定堵劑的耐鹽性能，浸泡前后堵劑的強度對比結果如圖3 所示。堵劑具有遇水膨脹性能，穩定性較好，且其強度比浸泡前有所增加。堵劑強度在浸泡一定時間后達到峰值，然后隨浸泡時間延長趨于穩定。

圖3 100 000 mg/L 礦化度條件下堵劑浸泡前后強度對比Fig.3 Strength comparison of the plugging agent before and after being soaked under the salinity of 100 000 mg/L

3.3 觸變性能評價

采用MCR92 流變儀在剪切力作用下測定體系黏度，研究單體聚合體系的觸變性能(圖4)。在剪切停止后，體系黏度達到1×107mPa·s，流動性極差，隨剪切速度增大，體系黏度迅速降低。這是因為在剪切力的作用下，體系中的黏土結構受到擾動，強度降低，具有一定的流動性，在撤除剪切力的作用后，黏土結構迅速恢復，隨即體系黏度增加，流動性變差。

圖4 單體聚合體系觸變性能Fig.4 Thixotropy of monomer-polymerization system

3.4 封堵強度評價

實驗室通過MCR92 流變儀測定了不同老化時間后單體聚合堵劑體系的彈性模量(圖5)。實驗結果表明，聚合體系初始彈性模量始終大于100 Pa，是常規強凍膠強度的10 倍以上；老化放置后，由于交聯反應不斷進行，聚合體系強度進一步升高，老化1 d后的聚合體系放置于模擬水中浸泡1 d 后，體系體積膨脹且強度增加近20%，10 d 后強度增加近2 倍；說明該體系封堵性較強，有利于解決注水調剖過程中裂縫進一步擴張而造成封堵調剖失敗的問題。

圖5 不同實驗條件下單體聚合后強度Fig.5 Strength after monomer polymerization under different test conditions

3.5 突破壓力評價

使用長度為0.5 m、直徑為3 mm 的管線模擬裂縫，在管線中注入成膠液后老化20 h，采用自制突破壓力實驗檢測裝置，測定了管線注入端壓力變化。實驗結果如圖6，單體自聚產物具有較強的封堵能力，突破壓力梯度可達7 MPa/m，是傳統強凍膠的5 倍。注水突破單體自聚產物前后，壓力反復變化。這與單體自聚產物的性質有關：一是自聚產物的柔韌性，注水突破前表現為壓縮性；二是自聚產物的吸水膨脹性可降低注水突破通道的滲透率。上述2 個性質均表現為聚合產物的自修復性，使得聚合產物在被注入水長期沖刷時，可以保持較高的突破壓力。另外，注水停止一段時間后再次注水，注水壓力又會升高，進一步反映了聚合產物的自修復性。

圖6 注水突破壓力梯度與注水量的關系Fig.6 Relationship between water breakthrough pressure gradient and water injection

4 先導應用及效果分析

鑒于紅河油田長8 油藏低滲致密的儲層特征，調剖目標為“封得住、注得進”，施工工藝采用“小段塞、多輪次”的思路，設計多個段塞。(1)凍膠堵劑段塞：堵劑體系選擇鉻凍膠+顆粒體系，配方為0.5%聚合物+0.3%鉻交聯劑+0.3%穩定劑+水膨體顆粒，通過顆粒架橋增加強度，同時防止堵劑段塞在裂縫中快速推進，確保堵劑段塞能在裂縫中平穩推進，起到封堵作用。(2)高強度封堵劑段塞：優選為單體聚合交聯體，具有黏度大、成膠時間短、強度高的特點，在裂縫中形成高強度壁壘，達到提高裂縫內封堵劑封堵強度的目的。(3)凍膠堵劑段塞：堵劑體系優選鉻凍膠體系，配方為0.5%聚合物+0.3%鉻交聯劑+0.3%穩定劑。在高強度堵劑之后繼續起到封堵裂縫的作用，同時將高強度堵劑推入地層深部。(4)頂替段塞：分為聚合物及清水兩部分將堵劑體系推入地層，以便后續注水。

考慮到封堵劑的濾失，參考目標井生產動態,以壓力上升值及增油量為指標，根據經驗設計封堵劑用量為生產井日產液量的100%，4 個段塞按照體積比5∶1∶3∶1。截至目前在紅河油田開展了4 井5 輪次的調剖試驗(表2)，平均油壓提高6.7 MPa，累計注水5 643 m3，有效封堵率100%，累計增油2 327.1 t。

表2 紅河油田長8 油藏可膨脹封堵劑調剖施工統計Table 2 Statistical profile control construction of swellable plugging agent in Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield

5 結論

(1)單體聚合堵劑體系具有較好的耐溫、耐鹽、封堵及觸變性能，能夠較好地對高角度裂縫實現深度封堵。

(2)單體聚合堵劑體系在一定的老化時間后，具有體積膨脹且強度增加的性能，有利于解決注水調剖中裂縫進一步擴張造成的封堵劑調剖失敗問題。

(3)現場試驗表明，單體聚合交聯體能夠在裂縫中形成高強度封堵，有效提高直通型裂縫縫內堵劑封堵強度，對于紅河油田直通型裂縫能夠實現較好的封堵調剖。