砂礫巖油藏水平井選擇性堵水劑研究及礦場試驗*

李宜坤，黨楊斌，關 超，才 程，牛 壯，程 濤，黎興文，崔 浪

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.青海油田鉆采工藝研究院，甘肅敦煌 736202；3.青海油田采油二廠，青海茫崖 816400）

選擇性堵水不依賴于找水資料，礦場施工簡單、實用性強。國內趙福麟［1］論述了油井選擇性堵水的原理。戴彩麗等［2］研究了海上油田水平井堵水技術。劉懷珠等［3］論述了水平井選擇性堵水技術在高尚堡油田淺層油藏的應用情況。程靜［4］、趙吉成［5］等研究了篩管完井水平井的堵水技術。楊昌華等［6］研究了一種耐溫抗鹽交聯聚合物堵水劑材料。國外Zaitoun 等［7］研究了稠油油藏水平井聚合物處理方法。Tiwari等［8］研究了科威特Umm Gudair油田水管理（堵水、水處理）的方法。Guillot 等［9］論述了碳酸鹽巖裂縫堵水技術。Yang 等［10］研究了支鏈親水聚合物堵水劑。文獻調研表明，國內外尚沒有砂礫巖油藏水平井選擇性堵水劑的研制及礦場試驗先例。

青海昆北砂礫巖油藏為多物源辮狀河沉積，厚度大、相變快，平面、層間、層內非均質性強。昆北主力油藏（切6區E1+2、切12區E31）于2009年投入開發后水平井產量遞減大，出水嚴重，治水需求迫切。昆北砂礫巖儲層具有孔隙與微裂縫雙重介質特性，裂縫既是油流通道，又是水竄通道，要控水又要增油；油井產出剖面測試（找水）資料少，大部分出水部位不明確，地質分析認為油水同層，水平井射孔段長，分層定向堵水難以實施；疊置布井，上下對子水平井水平段垂直間距短，流場互相干擾。昆北油田“直注平采”井網使注采關系復雜，出水機理分析困難。基于昆北油藏特征、開發方式和堵水難點，研制了適合昆北油田的選擇性堵水劑，考察了堵水劑的注入性能和封堵能力，并進行了堵水礦場試驗。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

丙烯酰胺（AM），分析純，氫氧化鈉，化學純，天津市百世化工有限公司；2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS），分析純，杭州銀湖化工有限公司；二甲基二烯丙基氯化銨（DMDAAC），分析純，淄博宏泰化工有限公司；N，N-亞甲基雙丙烯酰胺（MBA），化學純，天津希恩思生化科技有限公司；亞硫酸氫鈉，化學純，南京維奧化工有限公司；過硫酸銨，分析純，天津市同鑫化工廠；乙二胺四乙酸二鈉（EDTA），分析純，蘇州啟航生物科技有限公司；煤油，天津市北聯精細化學品開發有限公司，分析純，黏度1.4 mPa·s（20 ℃）；巖心注入水，青海昆北切12H13-7 上井產出水，同層位切10 井產出水礦化度為63 857 mg/L，含Ca2+5359 mg/L、Mg2+2857 mg/L、Cl-28 774 mg/L，黏度為1.0 mPa·s（20 ℃）；蒸餾水，自制；AM-AMPS-DMDAAC 交聯聚合物堵水劑，自制；填砂管，長30 cm、內徑2.54 cm，將0.075 mm（200 目）和0.046 mm（300 目）石英砂以體積比1∶1混合均勻后填制。

RS-600 流變儀，美 國Thermo Electron 公司；ZNN-D6S 型旋轉黏度計，青島兄弟石油機械廠；HH-S4 數顯恒溫水浴鍋，金壇市醫療儀器廠；LA-950激光粒度分析儀，日本Horiba公司。

1.2 實驗方法

（1）選擇性堵水劑的制備

采用水溶液聚合方式。將AM、AMPS、DMDAAC（60%水溶液）3種單體配比及體系濃度優化，用50%的氫氧化鈉溶液調節體系pH 值至7，加入交聯劑MBA；將水浴鍋溫度調至50 ℃；通氮氣30 min 后，加入適量的引發劑（過硫酸銨-亞硫酸氫鈉）引發聚合；反應4.5 h 后停止，得到膠狀共聚物（膠體）。將膠體分別切成膠塊和磨成微膠粒進行性能評價實驗。

（2）粒徑的測定

用激光粒度分析儀測定微膠粒堵水劑的粒徑，以選擇與地層孔隙、微裂縫匹配的堵水劑。

（3）溶脹率的測定

將質量為mb的膠塊放入裝有蒸餾水的燒杯中，25 ℃下靜置24 h 后取出，用篩網濾干水稱量（ma）。按S=ma/mb計算溶脹率。

（4）流變性評價

用6%NaCl 溶液配制堵水劑體系，堵水劑質量分數為2%。在80 ℃、1 s-1下用流變儀測定堵水劑體系的黏度。在80 ℃和變剪切速率（0.1～1000 s-1）條件下，測定堵水劑體系的剪切應力。

（5）封堵能力評價

填砂管抽真空，飽和注入水，計算孔隙體積、孔隙度；向填砂管注入水，穩定后測水相滲透率Kwb；向填砂管注入煤油，驅替至產出液中不含水，測油相滲透率Kob；向填砂管注入0.5 PV 堵水劑；將填砂管密封，在80 ℃下靜置48 h；反向向填砂管注入50 PV水，壓力穩定后測水相滲透率Kwa；反向向填砂管注50 PV 煤油，壓力穩定后測油相滲透率Koa。注入速率為1.5 mL/min。按Fw=(Kwb-Kwa)/Kwb計算注水封堵率，按Fo=(Kob-Koa)/Kob計算注油封堵率。

2 結果與討論

2.1 交聯劑加量的優化

青海昆北油田儲層性質為砂礫巖，儲層巖石潤濕性以水濕為主，巖石表面具有負電性。基于該特點，設計了AM-AMPS-DMDAAC 三元共聚物堵水劑。堵水劑分子DMDAAC 鏈節帶有正電性，有利于在巖石表面吸附；AMPS 鏈節則使交聯聚合物顆粒具有較好的耐鹽和吸水膨脹能力。對于該三元共聚物來說，交聯劑的加量是影響堵劑性能的重要因素。

2.1.1 交聯劑加量對膠體強度的影響

考察了交聯劑（MBA）加量（占單體總質量的0.5%～2.5%）對膠體強度的影響。實驗結果表明，MBA 加量占單體質量的1.5%時，得到的膠體強度適中，可進行拉伸；當MBA加量占單體質量的0.5%和1.0%時，得到的膠體強度不高，難以進行拉伸；當MBA 加量占單體質量的2.0%和2.5%時，得到的膠體硬度較大，表現出一定的脆性。當交聯劑的用量較少時，交聯程度不夠，制備的膠體強度不高；當交聯劑的用量較大時，制備的膠體過度交聯，易發生斷裂［11］。

2.1.2 交聯劑加量對溶脹性能的影響

將制得的膠塊樣品置于蒸餾水中，測量其溶脹率。交聯劑加量為0.5%、1.0%、1.5%、2.0%、2.5%時，膠體的溶脹率分別為6.5、6.2、7.0、4.8和2.6。當交聯劑加量較小時，溶脹率較高，合成的膠體吸水后體積明顯變大，達到溶脹平衡后依舊保持一定的強度。當交聯劑的加量占單體質量的1.5%時，膠體的溶脹率達到最大值。當交聯劑加量較大時，膠體的溶脹率較低。由此可見，交聯劑MBA 加量為1.5%時，得到的膠體的強度和溶脹率較佳。

2.2 選擇性堵水劑的粒徑

用激光粒度分析儀測得微膠粒樣品的中值粒徑為329 μm，平均粒徑為420 μm。樣品粒度分布如圖1 所示。地質研究認為，昆北儲層微裂縫尺寸范圍為100～1000 μm。根據顆粒橋堵規則，中值粒徑為329 μm 的黏彈顆粒能在上述尺寸裂縫中形成有效堵塞。

圖1 堵水劑粒徑分布曲線

2.3 選擇性堵水劑性能評價

2.3.1 流變性

測試堵水劑的流變性以考察該體系的儲層注入性。在80 ℃、1 s-1的條件下，測得堵水劑體系的黏度為175 mPa·s。堵水劑體系的剪切應力隨剪切速率的變化如圖2 所示。可以看出，堵水劑體系顯示出非牛頓流體的特征［12］。綜合流變性評價結果可見，堵水劑體系具有可注入性。

圖2 堵水劑體系的剪切應力隨剪切速率的變化

2.3.2 封堵能力

填砂管驅替實驗數據表明，堵水后再注水，注入壓力由0.031 MPa 升高到0.188 MPa，提高了5.06倍。不同驅替階段填砂管滲透率與注入量的關系如圖3 所示。注入堵水劑后，填砂管水驅滲透率大幅度降低；二次油驅時，滲透率又迅速恢復。計算可得注水封堵率為83.5%，注油封堵率為20%，具有顯著的油水選擇性。

圖3 填砂管滲透率與注入量的關系曲線

2.4 現場試驗

青海昆北油田砂礫巖雙重介質特性決定了出水原因的多樣性和出水機理的復雜性。開發初期主要是邊水侵入和水層水產出，開發生產中期主要是注入水竄進油井。裂縫或高滲條帶是注入水突進的主要通道，直注平采、一采多注的強注井網是油井過早見水的“技術因素”。選用制備的堵水劑封堵裂縫或高滲透層，2015 年9 月在昆北油田切A井進行首次選擇性堵水試驗。至2019 年12 月，共實施水平井選擇性堵水6口井7個井次。

2.4.1 選井條件

不同的油藏、油井有不同的選井條件。在昆北油田，水平井選擇性堵水選井考慮以下條件：投產初期產油量較高，10 t/d以上；含水快速上升，1年內含水率值升高50%以上；高含水，含水率大于80%；高產液，為平均產液量的2 倍以上或更大；低產油，為平均產油量的50%或更小，或1.5 t/d以下；累積產油量相對較少，1.5×104t以下。另外，要求目標井具有代表性，優先選擇疊置水平井以及注入水突進油井。對于井況，優先選擇固井質量合格、套管無漏失的油井。

2.4.2 典型試驗井例

昆北油田切12 區E31儲層巖性為砂礫巖，巖石膠結類型為孔隙型和基底型。孔隙類型主要以原生粒間孔為主，溶蝕孔占一定比例，見有少量的微裂縫。孔隙度變化范圍2.1%～25.8%，平均為12.1%；滲透率變化范圍0.01×10-3～428.8×10-3μm2，平均為2.1×10-3μm2。

（1）切A井

切A井為昆北斷階帶切12井區的一口水平井，2011 年12 月投產，產層位為E31。堵水前該井產油0.71 t/d，含水率95.66%。2015年9月24—28日進行選擇性堵水，施工管柱為光油管。使用調剖泵籠統注入前置液（0.15%高分子聚合物溶液）20 m3、堵水劑主段塞285 m3（0.5%選擇性堵水劑150 m3、2%選擇性堵水劑135 m3）、后置液（0.25%高分子聚合物溶液）35 m3、清水頂替液35 m3，共375 m3，施工曲線如圖4 所示。10 月5 日恢復生產，堵水后最高產油5.28 t/d，增加了4.57 t/d；最低含水率70%，降低了26百分點。同時，位于切A井同一油層的疊置水平井切B井，因上井注入堵水劑改變了滲流場，日增油1 t，含水率下降了10 百分點。切A 井堵水礦場試驗收到較好的增油降水效果。堵水有效期350 d，上、下兩口井共增油855 t。

圖4 切A井堵水施工曲線（第1次）

2017年9月，對切A井進行第2次堵水，籠統注入選擇性堵水劑530 m3，有效期607 d，增油477 t。兩次堵水前后的產油量曲線如圖5所示。

圖5 切A井堵水前后的生產曲線

（2）切C井

切C 井于2012 年5 月射孔投產，生產層位為E31。2016 年3 月日產液20.3 m3、日產油0.16 t，含水率99.1%。2016 年4 月進行選擇性堵水，施工管柱為卡頂封光油管。籠統注入前置液20 m3、堵水劑主段塞450 m3、后置液10 m3、頂替液60 m3共545 m3，施工曲線如圖6 所示，堵水前后的產油曲線如圖7所示。堵水后，日產液由20.7 m3降至4.7 m3，日產油由0.18 t升至3.1 t，最高升至4.72 t，含水率由99.1%降至34%，最低降至5%。2016 年11 月按注采轉換開發試驗方案部署轉為注水井。轉注之前，生產170 d，增油383 t。相鄰的疊置水平井切D井也見到了增油降水效果。

圖6 切C井堵水施工曲線

圖7 切C井堵水前后的生產曲線

選擇性堵水劑還在昆北切12 區塊切E 井、切F井、切G和切H井進行了試驗。由表1數據可見，這4口水平井也取得了較好的增油降水效果。

表1 切12區塊其他4口水平井的堵水效果

3 結論

基于青海油田昆北砂礫巖油藏特征及開發生產特點，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基二烯丙基氯化銨為原料，制備了三元共聚物水平井選擇性堵水劑，通過考察交聯劑用量與凍膠強度和溶脹率的關系，優選交聯劑加量為單體總質量的1.5%。堵水劑粒徑與地層孔隙匹配，具有注入性和較好的油水選擇性。堵水劑在昆北油田試驗6口井，增油降水效果較好。