延長油田低滲油藏高含水水平井堵劑配方與注入工藝優化

賀 越，艾先婷

（延長油田勘探開發技術研究中心，陜西延安 716000）

水平井高含水或含水率迅速上升是油田生產后期普遍遇到的問題[1]。水平井在延長油田的大規模應用大大提高了油田的開發效益，但隨著壓裂、注水等一系列提產措施的應用，使得水平井快速見水，造成含水率迅速上升，影響生產[2–4]。高效的堵水工藝對保證油井正常生產具有重要意義[5–7]，通過對出水井進行找水分析，摸清見水方向和位置，通過一系列堵水措施，封堵出水點大孔道及裂縫，降低水平井含水率，改善油田開發效益。

目前，各大油田應用最廣泛的堵水工藝是機械堵水法，大多采用封隔器定點封堵的方法[8–9]。延長油田安塞區塊油層物性差，水平井單井產量低下，投產后含水率達90%以上。據現場實際生產統計，該區塊實施常規機械堵水，12%的井堵后無效，堵水有效期均小于3個月，堵水失效率高達50%，不能滿足該區塊的治理需求。為此需要進一步對油水井進行雙向調堵，延長堵水有效期，提高堵水效果?；瘜W堵水在老區注水開發中具有很好的適應性，能夠有效降低含水，提高單井產能[10–13]。堵劑配方的選擇是化學堵水至關重要的一項，目前常用的堵劑類型主要有凍膠型、樹脂型，凝膠型，沉淀型與分散體型[14–16]（表1）。延長油田安塞區塊屬于低滲油藏，邊部裂縫發育區水平井見注入水液量較大，單一類型堵劑不能夠滿足該區塊堵水要求。為此，針對該區塊低滲油藏高含水的特點，結合交聯聚合物與顆粒堵劑的優點，開展了堵劑配方優化及性能評價。該堵劑體系由“交聯聚合物+柔性顆粒”共同組成，先注入顆粒堵劑堵塞裂縫及大孔隙，后注入交聯凝膠堵劑填塞顆粒體縫隙以及小孔隙，使“調”“堵”“驅”三種機理共同作用。

表1 不同類型堵水劑特點

1 實驗與性能評價

安塞油田屬于低滲區塊，邊部裂縫發育區水平井見注入水液量大，產能損失嚴重。該區塊井深大部分小于3 000 m，地層溫度低于90 ℃，地層壓力較低（8～12 MPa），礦化度為0.2×105～2.0×105mg/L。針對該區塊參數特點，設計了適合本區塊的交聯顆粒堵劑體系。

1.1 堵劑配方的篩選與優化

交聯顆粒堵劑是通過柔性顆粒進入地層后體積發生膨脹，與先期注入的聚合物發生絮凝反應，從而達到封堵裂縫水竄通道的目的；交聯聚合物可通過凍膠建立封堵骨架，加強堵水能力[17]。為此，結合顆粒堵劑與交聯聚合物堵劑的優點，使“調”、“堵”、“驅”共同作用，本文設計了由“交聯聚合物+柔性顆?！钡亩聞w系。顆粒堵劑注入地層后，在壓力作用下發生形變進入地層中，吸水后膨脹，與先期注入的聚合物發生絮凝反應，封堵裂縫水竄通道，并在注入水壓力作用下轉移到中低滲透率地層，驅替出低滲區塊液體。黏土顆粒在運移過程中受沖刷作用及地層壓力的剪切作用影響，顆粒會分散形成更小的顆粒，黏滯在孔隙中，這樣就改變了剩余油的黏滯力分布，不僅起到封堵作用，同時還具有一定的驅替作用。而交聯聚合物凍膠通過建立封堵骨架，起到粘連、阻擋作用，迫使后續液流轉向，進一步加強了堵劑的堵水能力。

交聯顆粒堵劑進入孔隙主要通過以下作用機理，共同實現驅替和封堵[18–20]：

（1）封堵作用。對于裂縫發育區，交聯聚合物進入地層后發生交聯反應，形成具有空間立體結構的黏彈體堵劑，從而封堵裂縫，而顆粒堵劑在進入地層后浸水發生膨脹起到進一步加強作用，迫使水流向低滲含油區域。

（2）吸附堵塞喉道作用。在中低滲透率地層孔隙中，體積小的凝膠顆粒體隨水流不斷移動，吸附在與之粒度匹配的孔隙中。實驗中這些中小體積凝膠顆粒體多聚集吸附在孔喉中，形成不易被破壞的堵塞。

（3）吸附改變剩余油黏滯力分布。凝膠顆粒剛注入地層時交聯程度低，在沖刷作用及地層壓力剪切作用下，凝膠顆粒被擠壓剪切為更小的顆粒體，吸附黏滯在小孔喉中，改變剩余油黏滯力分布，驅替出一部分剩余油。

通過設計正交試驗，分別確定丙烯酰胺AM、氫氧化鈉AA、黏土三種試劑的用量，其正交試驗數據如表2、表3所示。

表2 堵劑配方正交試驗試劑用量

表3 堵劑配方膨脹倍數

圖1為氫氧化鈉AA飽和度與顆粒體膨脹倍數關系曲線。從圖1可以看出，當氫氧化鈉飽和度為0.25～1.00時，對顆粒體膨脹倍數影響較大，顆粒體膨脹倍數隨著氫氧化鈉飽和度的增大出現先增加后降低；當氫氧化鈉飽和度為0.75時，顆粒體膨脹倍數達到最高值，為27.62；之后隨著氫氧化鈉飽和度的增大，顆粒體膨脹倍數呈現驟減狀態，因此，最佳氫氧化鈉飽和度為0.75。氫氧化鈉主要是通過控制pH值來影響顆粒體膨脹倍數的，在pH較低的酸性區域，凝膠顆粒中所帶的負電離子被水中的H+中和，分子線團出現收縮，單位體積內網絡空間減小，因此膨脹倍數較??；隨著pH值增大，水中H+被氫氧化鈉溶液中OH–中和，凝膠顆粒中的負電離子排斥作用逐漸顯現，導致分子逐漸拉伸，表現為高膨脹倍數；之后隨著pH值進一步增大，凝膠顆粒中的負電離子被氫氧化鈉中的OH–中和，膨脹倍數出現下降。

圖1 氫氧化鈉AA飽和度與顆粒體膨脹倍數關系

圖2為丙烯酰胺AM質量與顆粒體膨脹倍數關系曲線，從圖中可以看出，顆粒體膨脹倍數隨著丙烯酰胺AM質量的增加呈現先增加后降低，當丙烯酰胺AM為45～50 g，顆粒體的膨脹倍數達到最高值，為27.33；之后隨著丙烯酰胺AM質量的增加，顆粒體膨脹倍數緩慢下降最后趨于穩定。因此，最佳丙烯酰胺AM質量約為50 g。隨著丙烯酰胺AM的加入，顆粒體膨脹倍數出現先增加后減小，最終趨于穩定，這主要是因為隨著丙烯酰胺AM的加入，單體濃度升高，動力學鏈加長，分子量增大，因此表現出膨脹倍數變大。當丙烯酰胺AM質量增加到一定程度后，其濃度達到近飽和，此時膨脹倍數最大；之后隨著丙烯酰胺AM的繼續增加，引發劑所占比例減小，反應減緩，膨脹倍數有所下降，并逐漸趨于穩定。

圖2 丙烯酰胺AM質量與顆粒體膨脹倍數關系

圖3為加入黏土質量與顆粒膨脹倍數關系曲線，從圖中可以看出，隨著黏土質量的增加，顆粒膨脹倍數減小，當黏土質量為12.5 g時，顆粒膨脹倍數達23.95；當黏土質量為12.5～15.0 g時，顆粒膨脹倍數降低較快；黏土質量為15.0～20.0 g時，顆粒膨脹倍數降低緩慢；當黏土質量為20.0 g，顆粒膨脹倍數為21.87。這是由于黏土中含有大量的雜質，影響了聚合反應鏈增長和轉移，使高分子量降低，因此，加入黏土的最佳質量為12.5 g。

綜合以上，確定本文堵劑配方為：飽和度0.75氫氧化鈉+50.0 g丙烯酰胺+12.5 g黏土+0.3 g聚丙烯酰胺+0.3 g丙烯酸+0.1 g交聯劑N–N亞甲基雙丙烯酰胺+0.1 g引發劑過硫酸銨。

1.2 堵劑性能評價

對優化后的堵劑性能進行了耐溫性、耐鹽性和抗剪切性能評價。

圖4為優化后的堵劑配方在90 ℃（安塞油田低滲區塊井溫小于90 ℃）密封耐熱容器中黏度隨時間的變化曲線。從圖中可以看出，堵劑在高溫狀態下其黏度不斷降低，快速下降期集中于前2 d，后續下降逐漸緩慢。這是因為溫度較高時，凝膠會出現水解現象，導致其黏度下降，開始溫度較高，水解反應迅速發生，黏度下降集中，從87.2 mPa·s下降至73.2 mPa·s，隨著時間后移，反應達到平衡，整體趨于平穩，該體系耐溫性能良好。

圖4 堵劑體系耐溫性

圖5為地層礦化度與堵劑體系成膠黏度、成膠率關系。從圖中可以看出，地層礦化度由0.2×105mg/L增大至2.0×105mg/L時，成膠黏度由90.0 mPa·s降至84.0 mPa·s，成膠率由77%降至70%。隨著礦化度的增大，成膠黏度和成膠率整體呈現下降趨勢，但整體降低幅度較小，說明該堵劑體系的耐鹽性能良好。

圖5 堵劑體系耐鹽性

圖6為不同轉速下堵劑體系成膠黏度隨時間變化曲線，結果表明，在不同攪拌速率下，堵劑體系成膠黏度總體呈下降趨勢，低轉速100 r/min對成膠黏度影響最小，成膠黏度平穩下降且下降幅度最小，因此在地面配制時宜采用低轉速攪拌，減小對成膠黏度影響。在高轉速600 r/min下，該堵劑也表現出了良好的抗剪性，總體成膠黏度下降幅度不大。實驗結果說明剪切力對堵劑成膠黏度影響較小，即該堵劑體系具有較好的抗剪性。

圖6 不同轉速下黏度隨時間變化

1.3 封堵性測試

巖心封堵實驗可直接反映出堵劑封堵能力，揭示不同堵劑體系的作用機理[13]。安塞油田屬于低壓、低滲、低豐度油藏，主要依靠水平井壓裂投產，注水開發的方式。該區塊舌進突出，油井過早水淹，注水開發效果差，需要對堵劑的封堵性能進行測試。

設計實驗流程，主要包括泵入系統、中間容器、巖心夾持器等組件。取6塊人造巖心（滲透率分別為1 000×10–3，2 000×10–3，3 000×10–3，4 000×10–3，5 000×10–3，6 000×10–3μm2），并對6塊巖心進行編號，依次為Y–1、Y–2、Y–3、Y–4、Y–5、Y–6。

開展單向水驅模擬實驗，測試巖心水相滲透率、注入壓差，之后對巖心注入制備好的交聯顆粒堵劑，測試其突破壓力及封堵率。實驗結果表明，巖心Y–1、Y–2、Y–3、Y–4、Y–5、Y–6堵前滲透率分別為211.74×10–3，385.62×10–3，489.32×10–3，620.98×10–3，780.41×10–3，850.12×10–3μm2；注入堵劑后，巖心滲透率分別為5.74×10–3，32.76×10–3，41.21 ×10–3，42.47 ×10–3，57.84 ×10–3，85.21 ×10–3μm2，其對應的封堵率分別為97.29%、91.51%、91.57%、93.16%、92.25%、90.00%（圖7）。該交聯顆粒堵劑對高滲透巖心和低滲透巖心均起到了良好的封堵性能，且在清水的沖刷作用下，封堵率仍然保持90.00%，具有良好的耐沖刷性。

圖7 不同滲透率的巖心壓差變化

不同滲透率巖心壓差也有明顯的區別，滲透率為1 000×10–3μm2的巖心注入壓差最大，且遠大于其他巖心；滲透率為2 000×10–3μm2的巖心和滲透率為3 000×10–3μm2的巖心注入壓差均小于3.3 MPa；滲透率為4 000×10–3μm2的巖心和5 000×10–3μm2的巖心注入壓差均小于1.3 MPa；滲透率為6 000×10–3μm2巖心注入壓差均小于0.6 MPa。在低滲透率巖心中注入壓差較大，高滲透率巖心中注入壓差較小，這是由于交聯顆粒堵劑在注入低滲透率巖心中比較困難，注入壓差上升迅速，變化較大；交聯顆粒堵劑在注入高滲透率巖心中相對容易，注入壓差較小。在施工中堵劑先進入高滲裂縫孔隙，對其進行封堵。交聯顆粒堵劑具有良好的選擇性，可優先封堵高滲透部位，從而有效控制含水上升速度，并提高注入水波及系數，達到堵水增產目的。

2 注入工藝的優化

2.1 注入方式

研究結果表明，“先凝膠后顆粒”與“先顆粒后凝膠”注入方式下，注入壓力都是上升的，但上升速率與最終注入壓力存在較大差異。從圖8中可以看出，以“先凝膠后顆?！狈绞阶⑷霑r，前30 min隨著凝膠的注入，壓力上升較為平穩，之后隨著顆粒堵劑的注入，壓力迅速上升，上升值達0.25 MPa，這是由于注入的交聯凝膠到達孔隙喉道后開始固化，對后續顆粒堵劑的進入、運移產生阻力，使注入壓力迅速上升；以“先顆粒后凝膠”方式注入時，隨著顆粒堵劑的注入，注入壓力平穩上升，壓力上升值在30 min時達到峰值0.20 MPa，之后隨著凝膠體系的注入，壓力小幅下降并趨于平穩，壓力上升值約保持在0.15 MPa。

圖8 不同注入方式下壓力上升值變化曲線

注入堵劑現場施工時，要考慮使用較低的注入壓力，以防止過度憋壓交聯顆粒體大量破碎，堵塞低滲非目標堵水點。對比兩種注入方式，“先顆粒后交聯凝膠”注入方式更加方便現場施工，且有較強的堵劑泵入性，可保證堵劑平穩注入，因此本文推薦“先顆粒后凝膠”的注入方式。

2.2 段塞組合

本文設計的堵劑包含凝膠堵劑與顆粒堵劑兩種，注入方式推薦采取先顆粒堵劑后凝膠堵劑。為了對比不同段塞組合方式下堵劑的封堵性能，設計單一段塞與組合段塞兩類4種對比實驗。實驗中以恒定速度0.05 mL/min向巖心中注入總量為1.00 PV的堵劑，組合一為1.00 PV凝膠堵劑；組合二為1.00 PV顆粒堵劑；組合三為0.25 PV顆粒堵劑+0.25 PV凝膠堵劑+0.25 PV顆粒堵劑+0.25 PV凝膠堵劑；組合四為0.50 PV顆粒堵劑+0.50 PV凝膠堵劑，實驗結果如表4所示。

由表4可知，單一段塞組合一、組合二堵劑率分別為84.32%、85.27%，組合段塞三、四封堵率分別為96.47%、97.03%，組合段塞三、四封堵性能明顯優于單一段塞一、二。因此，選擇段塞組合三、四進行下一步耐沖刷測試。

表4 4種段塞組合封堵率

圖9為段塞組合三、四的沖刷實驗結果，可以明顯看出，隨著清水注入段塞組合三，封堵率下降明顯，清水注入段塞組合四，封堵率變化微小，耐沖刷性更好。因此，段塞組合方式選擇組合四：0.50 PV顆粒堵劑+0.50 PV凝膠堵劑。

圖9 段塞組合三、四的封堵率

3 現場應用

利用研制的新型堵劑體系，在安塞油田選取了一口高含水水平井進行了現場應用試驗。X井于2012年10月2日投產，投產3 d，平均日產液16.67 m3，日產油3.54 m3，含水率73.2%；投產25 d后，日產油3.12 m3，含水率75.8%；2013年3月1日至5日，日產液16.20 m3，含水率突變至85.0%；截至試驗時間，日產液6.27 m3，含水率84.4%。

經前期找水分析，判斷X井產水主要來自注水井X1井，屬于裂縫與孔隙型見水。針對此，利用新型堵劑對該井進行了試驗性堵水。具體段塞方案如下：第一段塞：注入顆粒堵劑，堵塞裂縫大孔隙，防止后續凝膠堵劑被擠入水平井，共注入600 m3顆粒堵劑；第二段塞：注入交聯凝膠堵劑，堵塞顆粒體縫隙、高滲透率孔隙與裂縫，對注水井可能發生竄流的裂縫孔隙進行封堵，共注入700 m3顆粒堵劑。

對該井進行堵水施工后，動液面下降，含水率降至70.3%，產油量提高明顯，堵劑應用效果良好。

4 結論

（1）設計了由“交聯聚合物+柔性顆粒”共同組成的新型堵劑，最優配方為：飽和度0.75氫氧化鈉+50.0 g丙烯酰胺+12.5 g黏土+0.3 g聚丙烯酰胺+0.3 g丙烯酸+0.1g交聯劑N–N亞甲基雙丙烯酰胺+0.1g引發劑過硫酸銨。

（2）該堵劑體系有較好的耐溫性、耐鹽性、抗剪切，對不同滲透率的巖心均具有良好的封堵性能，且具有良好的選擇性，可優先封堵高滲透部位，達到堵水效果。

（3）巖心封堵實驗表明，“先顆粒后交聯凝膠”注入方式，更加方便現場施工，且有較強的堵劑泵入性，可保證堵劑平穩注入；段塞耐沖刷性實驗表明，0.5 PV顆粒堵劑+0.5 PV凝膠堵劑段塞組合方式封堵性能更好。

（4）選取X井進行先導實驗 ，施工后該井含水率由84.3%下降至70.3%，現場應用效果良好。