羅 帥，羅明良，2，李欽朋，馬宇奔，雷 明，戰(zhàn)永平，2

（1.非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點實驗室（中國石油大學(xué)（華東）），山東青島 266580；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580）

我國碳酸鹽巖儲層已探明石油儲量24.35×108t，天然氣儲量超過2.08×1012m3，分別占全國石油和天然氣儲量的8%和28%，成為我國重要的油氣資源之一［1-3］。我國碳酸鹽巖儲層大多數(shù)底水發(fā)育，水體能量充沛，儲集空間多為縫、洞、孔三者或其中兩者組合的多重介質(zhì)，具有粒間溶孔、基質(zhì)微孔、鑄?？住Ⅲw腔孔、晶間孔等不同尺寸的孔隙，儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜，具有多模態(tài)特征，如圖1所示［4-6］，因此，碳酸鹽巖儲層的控水工作較砂巖儲層更加復(fù)雜。隨著油井進入開采后期，底水很容易沿碳酸鹽巖儲層中的天然縫洞或人工裂縫進入井筒，造成油井含水快速上升、開采有效期縮短以及產(chǎn)量快速下降等問題。針對這些問題，國內(nèi)外研究人員研制出一系列有效的控/堵水工具、材料以及開采工藝，以控制底水錐進速度，降低油井含水率，提高碳酸鹽巖油藏采收率。在此綜述了碳酸鹽巖油井出水特征、機理以及國內(nèi)外控水方法的研究進展，總結(jié)了機械控水、材料控水及調(diào)驅(qū)結(jié)合等多種控水方法，展望了納米復(fù)合材料在低滲碳酸鹽巖油藏控水中的應(yīng)用前景，深入、系統(tǒng)地分析了碳酸鹽巖油藏控水技術(shù)研究現(xiàn)狀，為開發(fā)先進控水材料、工具以及工藝設(shè)計提供一些新的思路。

圖1 可視化縫洞型碳酸鹽巖油藏物理模型

1 產(chǎn)水特征及機理

碳酸鹽巖儲層的儲集空間分為三大類：溶洞、裂縫和孔隙，儲層受高角度裂縫帶和沿裂縫所產(chǎn)生的巖溶孔洞發(fā)育程度所控制，儲層縱橫向變化大，具有極強的非均質(zhì)性，且具有活躍的底水水體，因此在開采過程中底水容易突破并進入儲層，占據(jù)油流通道，導(dǎo)致油井產(chǎn)水迅速上升。因此，相關(guān)學(xué)者對碳酸鹽巖的產(chǎn)水特征進行分析，針對不同情況總結(jié)出六種碳酸鹽巖出水類型，為后續(xù)的控水施工提供了理論基礎(chǔ)和技術(shù)指導(dǎo)：（1）緩慢上升型，油井產(chǎn)層部位高，縫洞距離油水界面較遠，底水沿裂縫緩慢推進，屬于正常出水；（2）暴性水淹型，油井含水率在短期內(nèi)上升至90%以上，該類型的出水主要是由于生產(chǎn)井附近發(fā)育有儲層斷裂或高角度垂直縫，形成了良好的出水通道，使水體容易沿裂縫快速流動［7］；（3）過渡型，出水時間處于緩慢型和暴性水淹型之間，一般在6 個月至3 年內(nèi)油井含水率達到90%［8］，該類型的出水常發(fā)生于非均質(zhì)性嚴重的儲層，注入水容易沿高滲條帶突破到生產(chǎn)井，或儲層發(fā)育有一定規(guī)模的塌陷溶洞，且周邊存在一定程度由于塌陷和溶蝕作用造成的裂縫，注入水易沿這些高深通道漏失到縫穴中，致使生產(chǎn)井同時受到注入水及縫穴溝通的地層水雙重作用影響［9］；（4）間歇出水型，當產(chǎn)層部位較高而水體能量有限時，在開發(fā)中底水沿裂縫上升，將油層封隔，出現(xiàn)油井產(chǎn)水率忽高忽低的特征［10］；（5）套管外竄流型，裂縫型油藏開發(fā)層系中的油水過渡帶較厚、底水水體能量充足或儲層的油水黏度比較大，受到地層非均質(zhì)性和毛管力影響后油水過渡帶在縱向上分布不均勻［11-12］，出現(xiàn)水竄和水錐的復(fù)合滲流［13］；（6）毛細管出水型，在低滲碳酸鹽巖儲層開發(fā)中，地層孔隙中的殘余水或毛細管水也會流入井筒，造成井筒出水［14-15］。

碳酸鹽巖儲層出水多以底水錐進為主，但同時也會受開采方式的影響。目前，主要有3 種開采方式導(dǎo)致儲層出水：（1）碳酸鹽巖油井多用割縫襯管完井或射孔完井，不具有控水功效；（2）由于儲層的層間應(yīng)力較小，酸壓導(dǎo)致天然裂縫的抗張強度和抗剪切強度被破壞，使得酸壓產(chǎn)生的裂縫向垂向延伸，或鉆入深度較大，與水體溝通形成水流通道［16-17］；（3）工作制度不合理，采液速度過大，使得生產(chǎn)壓差過大，從而引起底水錐進。

目前，我國碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)過程中，受到儲層高角度裂縫和不規(guī)則溶洞發(fā)育的影響，出水類型集中表現(xiàn)為暴性水淹和過渡型出水，油氣井含水快速升高，生產(chǎn)周期縮短，生產(chǎn)效率降低，從而被迫關(guān)井。因此，為了維持油氣井正常穩(wěn)定生產(chǎn)，一般在油氣井含水率達到一定程度時進行控水施工作業(yè)，以滿足油田產(chǎn)能需求。

2 控水技術(shù)研究進展

目前，碳酸鹽巖油井出水處理方法主要有3種：一是機械控水，即在油管中下入封隔器或是對管柱進行改造，封堵出水層位；二是化學(xué)控水，即向地層中注入化學(xué)藥劑封堵儲層水流通道，實現(xiàn)完全堵水或部分控水；三是調(diào)驅(qū)結(jié)合控水，即通過對油氣井生產(chǎn)制度和開發(fā)方式的調(diào)節(jié)，實現(xiàn)穩(wěn)油控水效果。

2.1 機械控水

近年來，機械控水方法的研究取得了長足進展。顏明等［18］使用高觸變材料HTHC 進行了海上油田ACP（化學(xué)環(huán)空封隔器）控水實驗，該材料在恒定剪切應(yīng)力作用下黏度隨時間延長而變化，但剪切應(yīng)力卸除后黏度又緩慢地恢復(fù)到初始值。通過套管柱向水平井篩管外部注入多個ACP 段塞，HTHC材料在注入環(huán)空后仍具有較高強度，能夠完全充填水平井環(huán)空，具有較高的穩(wěn)水壓力。目前在南海西部某油田A2H 井使用，實驗井含水率降低了70%，日增油143%，實驗裝置如圖2所示。張麗平等［19］將ACP 管外化學(xué)分段封堵控水完井技術(shù)與化學(xué)堵劑定點封堵及中心管控水結(jié)合，應(yīng)用于邊底水油藏，簡化了管柱控水工藝。王敉邦等［20］使用浮動圓盤型AICD（自動流入控制裝置）對海上強底水碳酸鹽巖進行控水。AICD 是由ICD（流入控制裝置）技術(shù)改進而來，利用伯努利原理，通過流速調(diào)節(jié)流體通過圓盤時的摩擦阻力，能夠有效阻止低黏度流體（水或氣）通過，而對高黏度流體（油）則不會產(chǎn)生阻礙，裝置工作原理如圖3所示。朱橙等［21］對AICD智能控水管柱改進，實現(xiàn)了水平井控水酸化工藝，在保證控水的基礎(chǔ)上進一步提高原油采收率。

圖2 ACP技術(shù)示意圖［19］

圖3 浮動圓盤型AICD裝置工作原理示意圖［22］

當難以執(zhí)行機械控水的常規(guī)解決方案時，生產(chǎn)井通常使用不等比例滲透率降低（DPR）控水技術(shù)。盡管不同的研究人員已經(jīng)充分記錄了這一特性，但DPR 處理在現(xiàn)場應(yīng)用中的成功與否無法預(yù)測。Alfarge D 等［23］認為通過數(shù)值模擬可以幫助研究人員了解不同情景下的DPR 性能及施工條件。孟慶民等［24］根據(jù)碳酸鹽巖儲層類型和出水特征，結(jié)合支持向量機算法（SVM），準確預(yù)測了控水工藝的有效性，準確度高達90%以上，為碳酸鹽巖油井控水技術(shù)實施提供了指導(dǎo)。

2.2 化學(xué)控水

目前，用于碳酸鹽巖控水的化學(xué)堵劑一般分為兩種：一種是非選擇性控水劑；二種是選擇性控水劑。

2.2.1 非選擇性控水技術(shù)

非選擇性控水主要是將水泥、固體顆粒、剛性材料等注入地層，封堵出水孔道，降低油井含水率。水泥在控水領(lǐng)域的使用始于上世紀70年代，通過套管或油管將配制好的水泥或剛性材料注入目標層，在油水界面形成穩(wěn)定的堵水隔板，以達到封堵出水層的效果。潘國臣等［25］針對碳酸鹽巖超漏失井化學(xué)堵劑控水難的問題，提出了一種水泥堵水的思路，采用高黏度凝膠做前置液，并使用低密度水泥封堵，降低了堵劑在地層中的漏失速率，在塔河油田取得了很好的效果。沈建新等［26］將堵水劑分兩步固化，先形成具有高觸變形的聚體，在地層中再凝結(jié)成剛性堵劑，確保了堵劑的固化時間可控，提高了堵水劑在縫洞中的駐留能力。Julio E等［27］向有機交聯(lián)聚合物凝膠體系中引入發(fā)泡劑，研制出泡沫聚合物凝膠體系（FCP），降低了FCP 的靜水壓力，有助于FCP 在地層中的長期放置，該體系適用于酸性、CO2和H2S環(huán)境，被用于天然裂縫碳酸鹽巖的堵水工作。FCP 是一種非選擇性堵水劑，通過放置于油水或油氣界面，可有效阻止或延遲儲層氣頂和底水錐進，以方便開發(fā)油層，其工作原理如圖4所示。

圖4 FCP工作原理圖［27］

然而，在底水已經(jīng)進入碳酸鹽巖地層天然裂縫或人工裂縫后，使用人工隔板堵水的方法不再適用［28］，且這種方法也很容易封堵油流通道，降低儲層的導(dǎo)流能力而對儲層造成不可逆?zhèn)Α?/p>

2.2.2 選擇性控水技術(shù)

研究發(fā)現(xiàn)，一些聚合物具有透油阻水特性，使用聚合物或聚合物包覆材料作為控水劑，能夠大幅度地降低水相滲透率，而對油相滲透率影響較小，從而改善碳酸鹽巖儲層開發(fā)潛力。該類控水劑主要為聚合物、凝膠或表面改性支撐劑等。

金智榮等［29］針對近水層壓裂易出水的問題，提出并設(shè)計了透油阻水支撐劑，通過對支撐劑表面包覆非極性高分子膜，在裂縫中形成有利于油相通過的毛細管，并在現(xiàn)場試驗成功。蘇建政等［30］、王雷等［31］采用疏水支撐劑，通過優(yōu)化壓裂施工排量、壓裂液黏度和加砂工藝，使覆膜砂在裂縫中下沉，在裂縫附近形成控水阻攔層。Almohsin 等［32］在室內(nèi)研制的一種能夠有效針對碳酸鹽巖儲層基質(zhì)孔隙出水的三元聚合物凝膠堵水體系，能在90℃的環(huán)境中保持活性，但不具有油水選擇性。Bisweswar等［33］將三種藥劑依次注入地層，實現(xiàn)了碳酸鹽巖儲層的堵水工作。第一種流體由小顆粒通過橋接能力在產(chǎn)油微裂縫形成不滲透濾餅，用于保護低滲透區(qū)和高滲透含油飽和度區(qū)；第二種流體為剛性凝膠，用于侵入、封堵出水的高滲透裂縫；最后注入一種酶基溶液，用于溶解不滲透濾餅使油流通道打開，恢復(fù)油井生產(chǎn)，有效降低水相滲透率74.91%，而油相滲透率僅降低了12.17%。

由于碳酸鹽巖地層的物性比較復(fù)雜，巖石表面親油，具有高溫高鹽特性，地層電性會隨巖石表面物性的改變而發(fā)生變化，選擇性堵水劑在碳酸鹽巖中容易出現(xiàn)吸附能力差、高溫分解失效，或是與地層礦物產(chǎn)生沉淀物堵塞油流通道等問題［34］。Standnes 等［35］發(fā)現(xiàn)pH 值大于9 時，碳酸鹽表面帶負電；Wang［36］、Maubert 等［37］在碳酸鹽巖ASP 巖心驅(qū)替實驗中驗證了這一觀點。Mahani 等［38］研究發(fā)現(xiàn)碳酸鹽巖具有低鹽度效應(yīng)（LSF），當?shù)望}度水的Zeta電位低于地層水時，碳酸鹽巖潤濕性會發(fā)生變化；于淼等［39］發(fā)現(xiàn)碳酸鹽巖Zeta電位不僅受pH值的影響，還受到離子濃度的影響，其中Ca2+能夠抑制碳酸鹽巖Zeta電位的降低，使Zeta電位由負值轉(zhuǎn)變?yōu)檎?。因此，碳酸鹽儲層孔隙的控水劑的選擇必須考慮儲層礦化度和巖石表面電性變化，從而提高控水效果及有效作用時間。

Bernard［40］通過對油濕碳酸鹽巖在堿性環(huán)境下進行自發(fā)滲吸和強制滲吸實驗發(fā)現(xiàn)，陽離子表面活性劑WM在裂縫中產(chǎn)生的黏性力，能改善油濕碳酸鹽巖的滲吸驅(qū)油能力，并分析得出逆向滲吸是提高滲吸采收率的主要機制。Hatzignatiou［41］對兩種硅酸鹽凝膠體系（A和B）在天然裂縫型碳酸鹽巖儲層的控水能力進行測評，實驗發(fā)現(xiàn)硅酸鹽凝膠的侵入深度較低，堵塞位于裂縫和基質(zhì)界面，可以有效地封堵巖石裂縫，不會影響儲層基質(zhì)，有效控水時間長，在堿性條件下易溶解，且不會抑制油的生產(chǎn)。Mokhtari等［42］研究發(fā)現(xiàn)，水力壓裂石灰?guī)r時，在高應(yīng)力條件下，水與儲層中的方解石相互作用，可降低方解石巖心微裂縫的水相滲透率，而對氣相滲透率影響較低。Cottin等［43］實驗發(fā)現(xiàn)微凝膠選擇堵水劑比常規(guī)聚合物凝膠更具耐溫耐鹽性和抗H2S 特性，現(xiàn)已在阿布扎比兩口海上薄層低滲碳酸鹽油井成功應(yīng)用，水相滲透率分別降低了92%和97%，油井產(chǎn)量增加15%。何星等［44］利用無機引發(fā)劑與水玻璃溶液反應(yīng)，使硅酸根離子縮聚成硅酸凝膠，結(jié)合分段堵水工藝在塔河油田T801（K）井實現(xiàn)了堵水后自噴生產(chǎn)，具有良好的堵水增油效果。吳文明等［45］發(fā)現(xiàn)可溶性硅酸鹽可與碳酸鹽巖儲層中的Ca2+、Mg2+產(chǎn)生沉淀，在高溫或酸性條件下沉淀物可水解成硅酸凝膠，具有一定透油阻水的功效，適用于高溫高鹽儲層。

目前，研究人員在對傳統(tǒng)材料優(yōu)選和改性的基礎(chǔ)上，已逐漸克服了碳酸鹽巖儲層的高溫高鹽問題。現(xiàn)有的碳酸鹽巖油氣井控水材料封堵的儲層類型主要是裂縫和溶洞發(fā)育較好的縫洞型碳酸鹽巖儲層，通過封堵裂縫、減少或縮小水流通道從而達到儲層控水的目的。

2.3 調(diào)驅(qū)結(jié)合控水方法

XUE等［46］通過計算機模擬不同的控水方案，發(fā)現(xiàn)在一定條件下，采用調(diào)驅(qū)控水方法更加經(jīng)濟有效。陳青等［7］認為面對緩慢出水型和間歇性出水的碳酸鹽巖儲層，無需使用化學(xué)或機械方法封堵控水，采用控制產(chǎn)液剖面和注水替油等方法更為理想。殷金平等［47］采用逐級控液的方式延長了中高滲邊底水油藏單井的中低含水期，提高了油井采收率。趙仁鳳［48］研究了一種控水注氣采油一體化增產(chǎn)方法，通過向地層中同時注入氮氣泡沫和控水劑，在封堵出水主孔道的同時，也增加了油水共滲通道的出水阻力，然后注入N2和CO2驅(qū)替，形成人工氣頂，降低油水流度比，抑制底水錐進，增加原油采收率。楊敏等［49］指出在縫洞型油藏中，氮氣驅(qū)制造人工氣頂技術(shù)，對于構(gòu)造平緩的油井控水增油效果并不明顯。劉曉強［50］和侯利［51］等通過室內(nèi)試驗證明了CO2在底水油藏控水的可行性，研究表明CO2的驅(qū)水能力遠強于驅(qū)油能力，起到底水壓錐作用，同時由于氣體賈敏效應(yīng)，會增加水相阻力以達到控水穩(wěn)油作用。游艷平等［52］發(fā)現(xiàn)氮氣在進入微裂縫后，由于賈敏效應(yīng)和膨脹驅(qū)替等作用，能夠降低油井綜合含水率。上述研究表明，對于底水能量較弱、出水較慢的儲層，通過控制產(chǎn)液剖面或開發(fā)方式，同樣可以降低或穩(wěn)定油氣井出水量，達到穩(wěn)油控水目的。

3 納米材料在低滲碳酸鹽巖儲層控水的應(yīng)用展望

隨著我國勘探開發(fā)力度的增加，低滲碳酸鹽巖儲層成為我國在海外及海上油氣開發(fā)的重要油藏類型，具有很高的經(jīng)濟價值［53］?，F(xiàn)有的碳酸鹽巖控水技術(shù)多應(yīng)用于縫洞型儲層的堵水工藝，對低滲碳酸鹽儲層堵水的研究較少，主要是因為低滲碳酸鹽巖孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，與低滲砂巖儲層有明顯差異，孔喉半徑小，發(fā)育有微米級的孔隙和裂縫，非均質(zhì)性強［54-55］。而常規(guī)控水劑由于相對分子質(zhì)量過大，容易出現(xiàn)堵死孔隙吼道、注入壓力高、控水范圍小、效果差等問題［56-57］；若降低控水劑的相對分子質(zhì)量，則會造成控水劑在低滲碳酸鹽巖表面的吸附能力弱、控水能力低等，難以滿足低滲碳酸鹽巖儲層控水穩(wěn)油要求。

目前，納米材料在石油領(lǐng)域的應(yīng)用廣泛，在碳酸鹽巖石表面吸附和改性方面取得了成功。Al-Anssari 等［58］研究了納米二氧化硅（NPS）在碳酸鹽巖中的吸附規(guī)律，發(fā)現(xiàn)巖心溫度和礦化度對NPS的吸附起關(guān)鍵作用，隨著礦化度的增加NPS在巖心的遷移率明顯下降，在注入端吸附量較大，而溫度對NPS遷移率的影響則剛好相反。Zhao等［59］發(fā)現(xiàn)疏水改性后的二氧化硅粒子能夠有效降低注水生產(chǎn)壓差。Al-Olayan 等［60］使用PEG 和組氨酸對SiO2進行改性，所得產(chǎn)物具有剪切增黏特性，解決了溶液在地層中剪切變稀的問題，為SiO2在碳酸鹽巖控水壓裂開發(fā)的應(yīng)用提供了指導(dǎo)。

通過分析現(xiàn)階段低滲碳酸鹽巖控水需求，認為納米材料應(yīng)用于低滲碳酸鹽巖儲層控水有以下4個優(yōu)勢：（1）納米材料的分子尺寸小于低滲碳酸鹽巖的喉道直徑，能夠進入地層深部，實現(xiàn)儲層深度控水；（2）納米材料具有更好的耐溫耐鹽性，對儲層環(huán)境適應(yīng)力強；（3）納米材料的比表面積大，表面活性位點多，利于制備改性控水材料；（4）納米材料具有一定的吸附能力，對儲層的電位依賴性較低。

隨著我國對海外及海上碳酸鹽巖儲層的進一步開發(fā)，低滲碳酸鹽巖儲層油氣井含水率上升快、開采效率低等問題日益嚴重。因此，如何控制低孔低滲碳酸鹽巖儲層的出水、降低儲層傷害、提高油氣井采收率逐漸成為一個重要的研究方向。為解決低孔低滲碳酸鹽巖油藏控水材料尺寸過大、表面電性復(fù)雜的問題，通過引入納米技術(shù)，優(yōu)選合適的材料進行表面改性，為提高我國海外及海上高含水碳酸鹽巖油藏高效開發(fā)提供長期有效的技術(shù)保障。