摘要：針對(duì)春風(fēng)油田排6南高含水的問題，研發(fā)了適合熱采水平井的耐高溫復(fù)合凝膠堵水劑，其配方主要由0.3%聚丙烯酰胺+3.5%交聯(lián)劑+7.0%添加劑A+13%添加劑B組成。室內(nèi)研究表明復(fù)合體系具有良好的耐溫度性、耐鹽性、熱穩(wěn)定性、調(diào)剖性能以及封堵性能等?，F(xiàn)場取得了良好的增油效果。

關(guān)鍵詞：高溫凝膠；氮?dú)馀菽?；堵水；水平井；春風(fēng)油田

春風(fēng)油田排6南區(qū)埋深410m～620m，油藏溫度下脫氣原油粘度19683mPa·s，油層厚度4～10m，孔隙度35%，滲透率5000～8000×10-3um2，主要采用水平井精密濾砂管方式完井，輔助蒸汽吞吐開采。春風(fēng)油田為強(qiáng)邊底水侵驅(qū)稠油油藏，如何有效的治理高含水，成為春風(fēng)油田穩(wěn)產(chǎn)的重要手段。

1 復(fù)合凝膠體系優(yōu)化

復(fù)合凝膠堵水體系由聚丙烯酰胺、交聯(lián)劑、添加劑A和添加劑B組成，屬于耐溫抗鹽堵劑。聚丙烯酰胺，注入過程中，對(duì)油和水有不同的流動(dòng)阻力，起到選擇性堵水。添加劑A由富含單寧的植物原料經(jīng)水浸提和濃縮、磺化引入磺酸基（—SO3H）的反應(yīng)過程制得的粉狀物質(zhì)，水解后可得到多元酚羧酸。交聯(lián)劑為醛類，主要是來交聯(lián)聚合物、添加劑A水解的多元酚，形成酚醛類樹脂、醛類交聯(lián)聚合物，進(jìn)一步縮聚形成成膠耐溫體系；添加劑B是耐溫水溶膨脹的無機(jī)材料，提供復(fù)合體系的骨架，增強(qiáng)復(fù)合體系的強(qiáng)度，使復(fù)合體系具有更強(qiáng)的耐沖刷能力[1-3]。

1.1 復(fù)合凝膠體系配方優(yōu)化

（1）聚丙烯酰胺/交聯(lián)劑濃度的影響

選定交聯(lián)劑3.0%+添加劑A8.0%+添加劑B13.0%，改變水解聚丙烯酰胺的濃度，放入70℃的水浴進(jìn)行實(shí)驗(yàn)表明：隨著聚丙烯酰胺濃度的增加，膠體強(qiáng)度增強(qiáng)，成膠時(shí)間縮短（表1）。選取聚丙烯酰胺濃度為0.25～0.30%。

根據(jù)結(jié)果，選定聚丙烯酰胺0.3%+添加劑A8.0%+添加劑B13.0%，改變交聯(lián)劑的濃度，進(jìn)行成膠實(shí)驗(yàn)表明：隨著交聯(lián)劑濃度的增加，膠體強(qiáng)度增強(qiáng)增加，成膠時(shí)間縮短（表2），選取交聯(lián)劑濃度為3.5%。

（2）添加劑A/添加劑B濃度的影響

選定聚丙烯酰胺0.3%+交聯(lián)劑3.5%+添加劑B13.0%，改變添加劑A的濃度，進(jìn)行成膠實(shí)驗(yàn)表明：隨著添加劑A濃度增加，膠體強(qiáng)度增強(qiáng)，成膠時(shí)間變化不大（表3），選取添加劑A的濃度為7.0%。

根據(jù)結(jié)果，選定聚丙烯酰胺0.3%+交聯(lián)劑3.5%+添加劑A7.0%，改變添加劑B的濃度，進(jìn)行成膠實(shí)驗(yàn)。表明：隨著添加劑B濃度增加，成膠時(shí)間變化不大，膠體強(qiáng)度增強(qiáng)，當(dāng)添加劑濃度大于13.0%后，堵水強(qiáng)度下降 （表4）。選取添加劑B的濃度為13%。

確定體系配方：0.3%聚丙烯酰胺+3.5%交聯(lián)劑+7.0%添加劑A+13%添加劑B。

1.2 溫度/礦化度對(duì)復(fù)合凝膠體系成膠時(shí)間/強(qiáng)度的評(píng)價(jià)

復(fù)合堵水體系在不同溫度和礦化度下進(jìn)行成膠實(shí)驗(yàn)表明：隨著溫度升高，膠凝時(shí)間急劇縮短，膠體強(qiáng)度增大（表5）；隨著礦化度濃度增大，成膠時(shí)間和膠體強(qiáng)度均變化不大，說明堵劑耐鹽性較好（表6）。

1.3 復(fù)合凝膠體系熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

將復(fù)合堵水體系放入280℃的恒溫箱中進(jìn)行強(qiáng)度測試表明，配方堵劑熱穩(wěn)定性很好，在高溫環(huán)境，膠體強(qiáng)度不變（表7）。

1.4 復(fù)合凝膠體系封堵性能評(píng)價(jià)

采用巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)裝置，在130℃恒溫箱中進(jìn)行水驅(qū)，監(jiān)測突破壓力封堵率等參數(shù)。1號(hào)為單管巖心封堵實(shí)驗(yàn)，2號(hào)為并聯(lián)巖心封堵實(shí)驗(yàn)（表8、圖2）。

1）單管巖心后續(xù)水驅(qū)封堵率99.01%，水驅(qū)近10PV后殘余阻力系數(shù)為95.88；并聯(lián)巖心后續(xù)水驅(qū)封堵率為98.29%，水驅(qū)5PV后殘余阻力系數(shù)為58.31；可見復(fù)合凝膠體系具有較好的封堵率和耐沖刷性能。

2）從并聯(lián)巖心分流曲線可知，注復(fù)合體前高、低滲巖心分流率均為95%，注復(fù)合體系后，高滲巖心分流率為10%，低滲巖心分流率為90%，水驅(qū)7pv后，高、低滲巖心分流率保持不變；可見復(fù)合凝膠體具有良好的調(diào)剖性能和封堵性能。

2 現(xiàn)場試驗(yàn)

2015年在P6-P39井上開展了熱采水平井氮?dú)馀菽瓘?fù)合凝膠堵水技術(shù)現(xiàn)場試驗(yàn)。復(fù)合凝膠堵水劑體系分兩段注入330m3，關(guān)井侯凝72h，注入氮?dú)馀菽o助蒸汽吞吐段塞。實(shí)施前該井高含水99%；堵水后峰值日產(chǎn)液38.6m3/d，日產(chǎn)油22.9t/d，含水40.6%，含水下降59.4%（圖2）。

3 結(jié)論

1）優(yōu)選的復(fù)合凝膠堵水體系具有良好的溫度、礦化度、熱穩(wěn)定性、調(diào)剖和封堵性能。

2）現(xiàn)場應(yīng)用效果表明，能夠有效的封堵水竄、汽竄通道，提高了熱采井吞吐效果，具有良好的降水增油效果。

參考文獻(xiàn)：

[1]王斌.高含水油井堵水用復(fù)合顆粒堵劑[J].油田化學(xué)，2002.19（3）230-232.

[2]劉翔鶚.油田堵水技術(shù)論文集[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998：94.

[3]劉一江 王香增.化學(xué)調(diào)剖堵水技術(shù)[M]. 北京：石油工業(yè)出版社，1999：127.

作者簡介：楊勝利，男（1981-），在中石化勝利油田石油工程技術(shù)研究院從事油氣田開發(fā)技術(shù)工作.