李宜坤，黨楊斌，關(guān) 超，才 程，牛 壯，程 濤，黎興文，崔 浪

（1.中國石油勘探開發(fā)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(nèi)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(shù)。劉懷珠等［3］論述了水平井選擇性堵水技術(shù)在高尚堡油田淺層油藏的應(yīng)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(shù)。楊昌華等［6］研究了一種耐溫抗鹽交聯(lián)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(shù)。Yang 等［10］研究了支鏈親水聚合物堵水劑。文獻(xiàn)調(diào)研表明，國內(nèi)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(nèi)非均質(zhì)性強。昆北主力油藏（切6區(qū)E1+2、切12區(qū)E31）于2009年投入開發(fā)后水平井產(chǎn)量遞減大，出水嚴(yán)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(zhì)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(chǎn)出剖面測試（找水）資料少，大部分出水部位不明確，地質(zhì)分析認(rèn)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(wǎng)使注采關(guān)系復(fù)雜，出水機理分析困難?；诶ケ庇筒靥卣?、開發(fā)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(jìn)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(xué)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(xué)純，天津希恩思生化科技有限公司；亞硫酸氫鈉，化學(xué)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(lián)精細(xì)化學(xué)品開發(fā)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(chǎn)出水，同層位切10 井產(chǎn)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(lián)聚合物堵水劑，自制；填砂管，長30 cm、內(nèi)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(zhuǎn)黏度計，青島兄弟石油機械廠；HH-S4 數(shù)顯恒溫水浴鍋，金壇市醫(yī)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(yōu)化，用50%的氫氧化鈉溶液調(diào)節(jié)體系pH 值至7，加入交聯(lián)劑MBA；將水浴鍋溫度調(diào)至50 ℃；通氮氣30 min 后，加入適量的引發(fā)劑（過硫酸銨-亞硫酸氫鈉）引發(fā)聚合；反應(yīng)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(jìn)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(zhì)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(wǎng)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(zhì)量分?jǐn)?shù)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(yīng)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(wěn)定后測水相滲透率Kwb；向填砂管注入煤油，驅(qū)替至產(chǎn)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(wěn)定后測水相滲透率Kwa；反向向填砂管注50 PV 煤油，壓力穩(wěn)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(jié)果與討論

2.1 交聯(lián)劑加量的優(yōu)化

青海昆北油田儲層性質(zhì)為砂礫巖，儲層巖石潤濕性以水濕為主，巖石表面具有負(fù)電性。基于該特點，設(shè)計了AM-AMPS-DMDAAC 三元共聚物堵水劑。堵水劑分子DMDAAC 鏈節(jié)帶有正電性，有利于在巖石表面吸附；AMPS 鏈節(jié)則使交聯(lián)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(lián)劑的加量是影響堵劑性能的重要因素。

2.1.1 交聯(lián)劑加量對膠體強度的影響

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

2.1.2 交聯(lián)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(lián)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(dāng)交聯(lián)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(dá)到溶脹平衡后依舊保持一定的強度。當(dāng)交聯(lián)劑的加量占單體質(zhì)量的1.5%時，膠體的溶脹率達(dá)到最大值。當(dāng)交聯(lián)劑加量較大時，膠體的溶脹率較低。由此可見，交聯(lián)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(zhì)研究認(rèn)為，昆北儲層微裂縫尺寸范圍為100～1000 μm。根據(jù)顆粒橋堵規(guī)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(yīng)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(jié)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(yīng)力隨剪切速率的變化

2.3.2 封堵能力

填砂管驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)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(qū)替階段填砂管滲透率與注入量的關(guān)系如圖3 所示。注入堵水劑后，填砂管水驅(qū)滲透率大幅度降低；二次油驅(qū)時，滲透率又迅速恢復(fù)。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(guān)系曲線

2.4 現(xiàn)場試驗

青海昆北油田砂礫巖雙重介質(zhì)特性決定了出水原因的多樣性和出水機理的復(fù)雜性。開發(fā)初期主要是邊水侵入和水層水產(chǎn)出，開發(fā)生產(chǎn)中期主要是注入水竄進(jìn)油井。裂縫或高滲條帶是注入水突進(jìn)的主要通道，直注平采、一采多注的強注井網(wǎng)是油井過早見水的“技術(shù)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(jìn)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(chǎn)初期產(chǎn)油量較高，10 t/d以上；含水快速上升，1年內(nèi)含水率值升高50%以上；高含水，含水率大于80%；高產(chǎn)液，為平均產(chǎn)液量的2 倍以上或更大；低產(chǎn)油，為平均產(chǎn)油量的50%或更小，或1.5 t/d以下；累積產(chǎn)油量相對較少，1.5×104t以下。另外，要求目標(biāo)井具有代表性，優(yōu)先選擇疊置水平井以及注入水突進(jìn)油井。對于井況，優(yōu)先選擇固井質(zhì)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(qū)E31儲層巖性為砂礫巖，巖石膠結(jié)類型為孔隙型和基底型?？紫额愋椭饕栽ｉg孔為主，溶蝕孔占一定比例，見有少量的微裂縫?？紫抖茸兓秶?.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(qū)的一口水平井，2011 年12 月投產(chǎn)，產(chǎn)層位為E31。堵水前該井產(chǎn)油0.71 t/d，含水率95.66%。2015年9月24—28日進(jìn)行選擇性堵水，施工管柱為光油管。使用調(diào)剖泵籠統(tǒng)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(fù)生產(chǎn)，堵水后最高產(chǎn)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(jìn)行第2次堵水，籠統(tǒng)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(chǎn)油量曲線如圖5所示。

圖5 切A井堵水前后的生產(chǎn)曲線

（2）切C井

切C 井于2012 年5 月射孔投產(chǎn)，生產(chǎn)層位為E31。2016 年3 月日產(chǎn)液20.3 m3、日產(chǎn)油0.16 t，含水率99.1%。2016 年4 月進(jìn)行選擇性堵水，施工管柱為卡頂封光油管。籠統(tǒng)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(chǎn)油曲線如圖7所示。堵水后，日產(chǎn)液由20.7 m3降至4.7 m3，日產(chǎn)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(zhuǎn)換開發(fā)試驗方案部署轉(zhuǎn)為注水井。轉(zhuǎn)注之前，生產(chǎn)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(chǎn)曲線

選擇性堵水劑還在昆北切12 區(qū)塊切E 井、切F井、切G和切H井進(jìn)行了試驗。由表1數(shù)據(jù)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(qū)塊其他4口水平井的堵水效果

3 結(jié)論

基于青海油田昆北砂礫巖油藏特征及開發(fā)生產(chǎn)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(lián)劑用量與凍膠強度和溶脹率的關(guān)系，優(yōu)選交聯(lián)劑加量為單體總質(zhì)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。