王 濤 張 星 馬坤玉 韋 雪 唐培忠 張代森

（中國(guó)石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東 東營(yíng) 257000）

0 引 言

CO2驅(qū)是低滲-特低滲油藏提高采收率的有效措施之一。超臨界CO2具有黏度低、與原油混溶性好的特點(diǎn)，因此，將CO2注入油藏可降低原油黏度，提高原油的流動(dòng)性，并擴(kuò)大驅(qū)油波及面積和提高驅(qū)油效率［1-3］。但由于重力超覆和黏性指進(jìn)等問題，CO2驅(qū)極易形成氣竄，并且隨著儲(chǔ)層非均質(zhì)性的增大，CO2容易沿著高滲透層突進(jìn)，使得驅(qū)油效果顯著下降［4-5］。因此氣竄問題是低滲油藏CO2驅(qū)中亟需解決的問題。目前國(guó)內(nèi)外抑制氣竄多采用氣水交替、泡沫調(diào)堵與凝膠封竄的方式［6］。氣水交替注入是目前封堵氣竄最常用的技術(shù)，水相和氣相的交替注入調(diào)整了流體的注入剖面，擴(kuò)大了CO2的波及體積，從而提高了采收率［7］。張蒙等［8］針對(duì)低滲-特低滲油藏的氣水交替驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，氣水交替驅(qū)對(duì)低滲-特低滲均質(zhì)巖心具有良好的流度控制作用，可延緩CO2竄逸時(shí)間；而對(duì)于非均質(zhì)性巖心，滲透率級(jí)差越小、氣水比越高，提高采收率效果越好。泡沫體系是利用氮?dú)?、天然氣、CO2等氣體與泡沫劑混合形成的水包氣體系，因其可進(jìn)行選擇性封堵而得到廣泛應(yīng)用。在注氣過程中泡沫可對(duì)高滲透通道進(jìn)行封堵，產(chǎn)生液流轉(zhuǎn)向作用，使之后注入的流體流向剩余油富集區(qū)；同時(shí)泡沫可降低CO2流度，減少氣體指進(jìn)，推遲CO2的突破時(shí)間，從而擴(kuò)大波及體積［9］。聚丙烯酰胺凝膠、預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒等凝膠類CO2封竄體系可用于裂縫和強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層的封堵，應(yīng)用范圍廣泛且封堵效果較好［10-11］。

勝利油田低滲透油藏儲(chǔ)量豐富，探明地質(zhì)儲(chǔ)量可占全油田探明地質(zhì)儲(chǔ)量的22%，低滲透油藏的開發(fā)利用是油田產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)的重要增長(zhǎng)點(diǎn)［12-13］。針對(duì)低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)難度大、最終采收率低的問題，勝利油田積極開展低滲透油田CO2驅(qū)礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)，并取得了良好的開發(fā)效果［14-15］，但在注CO2開發(fā)過程中，部分區(qū)塊也出現(xiàn)了不同程度的氣竄現(xiàn)象，降低了CO2的波及面積和驅(qū)替效率［16-17］。

通過對(duì)勝利油田低滲透油藏GF84 區(qū)塊的CO2驅(qū)氣竄問題進(jìn)行分析，明確了低滲透油藏在CO2驅(qū)開發(fā)中“裂縫竄流”和“基質(zhì)指進(jìn)”的開發(fā)矛盾與特征，針對(duì)“裂縫型氣竄”和“基質(zhì)型氣竄”2 種氣竄類型制定了“裂縫封堵”和“基質(zhì)調(diào)剖”的治理策略，形成了“硅鹽樹脂裂縫封堵+CO2氣溶性發(fā)泡劑、高溫凍膠基質(zhì)調(diào)剖”化學(xué)封堵分級(jí)調(diào)控技術(shù)，并在GF84 區(qū)塊開展氣竄堵調(diào)治理工作。

1 GF84區(qū)塊特征

GF84 區(qū)塊位于勝利油田濟(jì)陽(yáng)坳陷東營(yíng)凹陷博興洼陷金家―正理莊―樊家鼻狀構(gòu)造帶中部，油藏埋深2 800~3 200 m。儲(chǔ)層巖性主要為灰色粉細(xì)砂巖、灰質(zhì)粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖等。油藏層間、平面非均質(zhì)性強(qiáng)，孔隙度平均為12.4%，滲透率平均為6.3×10-3μm2，屬于低孔低滲儲(chǔ)層。原油黏度為20.4 mPa·s，凝固點(diǎn)為35.6 ℃，為低黏度、高凝固點(diǎn)稀油。目前區(qū)塊開發(fā)處于低液、低含水、低采油速度、低采出程度階段。GF84 區(qū)塊在經(jīng)過CO2驅(qū)后，采收率進(jìn)一步提高，但部分注采井組之間已形成明顯的氣竄通道，采出井井筒內(nèi)檢測(cè)到高濃度CO2。因此GF84 區(qū)塊亟需對(duì)氣竄井組進(jìn)行氣竄封堵，以改善CO2驅(qū)替流線、擴(kuò)大波及范圍、提高后續(xù)的氣驅(qū)開發(fā)效率。

2 氣竄封堵技術(shù)

2.1 氣竄類型

CO2氣竄與儲(chǔ)層的滲透率和非均質(zhì)性緊密相關(guān)。非均質(zhì)性越強(qiáng)，CO2越容易沿高滲透層運(yùn)移，在注采井之間形成高滲條帶，若地層存在裂縫，則裂縫為主要竄流通道。董傳瑞等［18］在腰英臺(tái)油田CO2驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)中將注氣見效類型分為高滲條帶和裂縫，兩者的見效天數(shù)、氣竄天數(shù)和累計(jì)增油量有明顯差異。吳鐵龍［19］對(duì)腰英臺(tái)油田采油井氣竄進(jìn)行分析，認(rèn)為裂縫發(fā)育是油井快速氣竄的主要因素，高滲帶是CO2黏性指進(jìn)的重要影響因素。

在勝利油田低滲透油藏CO2驅(qū)開發(fā)中，若注采井前期經(jīng)過壓裂改造，CO2通過裂縫擴(kuò)散速度加快，在發(fā)生氣竄后裂縫是CO2主竄流通道。這類竄流以“裂縫竄流”為主，裂縫為主要竄流通道，生產(chǎn)上表現(xiàn)出油井短時(shí)間內(nèi)見氣、快速出現(xiàn)氣油比突進(jìn)式上升、注入井油壓下降、生產(chǎn)井套壓上升的特征。當(dāng)注采井未經(jīng)壓裂改造時(shí)，CO2主要在基質(zhì)中擴(kuò)散運(yùn)移，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性會(huì)導(dǎo)致CO2在基質(zhì)中擴(kuò)散速度不一致，在高滲透層中CO2運(yùn)移速度快從而形成局部指進(jìn)，進(jìn)而造成氣竄。這類竄流以“基質(zhì)指進(jìn)”為主，高滲基質(zhì)為主要竄流通道，在生產(chǎn)上表現(xiàn)出氣油比在前期緩慢上升、一段時(shí)間后出現(xiàn)氣油比突進(jìn)式上升、注氣井壓力變化不明顯、生產(chǎn)井套壓上升、氣竄強(qiáng)度明顯弱于裂縫氣竄的特征。

結(jié)合前人研究成果以及礦場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)際，將CO2驅(qū)氣竄類型分為“裂縫型氣竄”和“基質(zhì)型氣竄”2 類。其中“裂縫型氣竄”以“裂縫竄流”為主要開發(fā)矛盾，治理措施應(yīng)以“裂縫封堵”為主，主要考慮封堵裂縫后讓CO2通過基質(zhì)繞流；“基質(zhì)型氣竄”以“基質(zhì)指進(jìn)”為主要開發(fā)矛盾，治理措施應(yīng)以“基質(zhì)調(diào)剖”為主，主要考慮井組平面均衡程度，重點(diǎn)在于井組的整體擴(kuò)大驅(qū)替波及范圍。

2.2 治理策略

2.2.1 裂縫型氣竄

針對(duì)裂縫型氣竄，形成了依據(jù)“裂縫縮短井距幅度”進(jìn)行裂縫封堵的治理策略。油氣井在壓裂時(shí)進(jìn)行壓裂縫監(jiān)測(cè)獲取裂縫方位和裂縫長(zhǎng)度等數(shù)據(jù)，以平面油氣井連線為基準(zhǔn)線，裂縫方位與平面基準(zhǔn)線之間的夾角定義為θ，油氣井裂縫半縫長(zhǎng)為L(zhǎng)，Lcosθ則表示油氣井裂縫在基準(zhǔn)線上的映射投影，為井距縮短距離。依據(jù)油氣井井距縮短距離和原始井距即可計(jì)算井距縮短幅度，其表達(dá)式為

式中：f——裂縫影響井距縮短幅度，%；L1——注氣井半縫長(zhǎng)，m；L2——生產(chǎn)井半縫長(zhǎng)，m；θ1——注氣井與平面基準(zhǔn)線之間的夾角，（°）；θ2——生產(chǎn)井與平面基準(zhǔn)線之間的夾角，（°）；d——注氣井和生產(chǎn)井原始井距，m。

結(jié)合礦場(chǎng)實(shí)踐，明確裂縫型氣竄的2 種治理策略：

（1）當(dāng)裂縫縮短井距幅度小于等于40%時(shí)，采取“過程調(diào)控”策略，先期采取氣水交替調(diào)控波及范圍，之后封堵裂縫阻斷氣竄通道；

（2）當(dāng)裂縫縮短井距幅度大于40%時(shí)，采取“預(yù)先干預(yù)”策略，首先采用化學(xué)堵劑封堵裂縫，阻斷氣竄通道，之后采取氣水交替注入，擴(kuò)大驅(qū)替波及范圍。

2.2.2 基質(zhì)型氣竄

氣水交替注入是改善非均質(zhì)儲(chǔ)層CO2驅(qū)替效果的重要手段。地層條件下水相黏度是超臨界CO2黏度的5 倍，氣水交替注入，高黏度的水相可以增加高滲區(qū)的阻力，從而對(duì)低黏度的氣相起到調(diào)剖轉(zhuǎn)流作用。張蒙等［8］的研究顯示，隨著巖心滲透率級(jí)差的增大，氣水比對(duì)提高采收率的影響逐漸減??；在非均質(zhì)巖心滲透率級(jí)差為10 時(shí)，不同氣水比對(duì)最終采收率的影響區(qū)別不大；當(dāng)滲透率級(jí)差過大時(shí)，氣水交替需結(jié)合封堵調(diào)剖措施并行。因此，對(duì)于地層非均質(zhì)性引起的CO2驅(qū)氣竄現(xiàn)象，可采用“氣水交替注入”的基質(zhì)調(diào)剖策略，而對(duì)基質(zhì)滲透率級(jí)差過大的儲(chǔ)層可輔助化學(xué)堵調(diào)防控。

根據(jù)前人的理論研究并結(jié)合礦場(chǎng)實(shí)踐，明確基質(zhì)型氣竄的2 種治理策略：

（1）當(dāng)基質(zhì)滲透率級(jí)差小于10 時(shí)，采取“氣水交替注入”策略，通過注入水調(diào)整流體注入剖面，擴(kuò)大氣相波及范圍；

（2）當(dāng)基質(zhì)滲透率級(jí)差大于等于10 時(shí)，采取“氣+調(diào)剖+水+調(diào)剖+水”策略，在氣水交替注入的同時(shí)在水的段塞進(jìn)行調(diào)剖，通過多輪次調(diào)剖提高驅(qū)替壓差，此外應(yīng)對(duì)高滲層段可進(jìn)行必要的化學(xué)封堵。

2.3 化學(xué)封竄體系

在明確CO2驅(qū)氣竄特征的基礎(chǔ)上，針對(duì)不同的氣竄類型和封堵需求，研制了硅鹽樹脂堵劑、CO2氣溶性發(fā)泡劑和高溫凍膠堵劑，并形成了用于裂縫封竄的硅鹽樹脂封堵技術(shù)和用于基質(zhì)竄流調(diào)堵的CO2氣溶性發(fā)泡劑、高溫凍膠調(diào)堵技術(shù)，為勝利油田低滲透油藏CO2驅(qū)的進(jìn)一步推廣應(yīng)用提供了技術(shù)支撐。

2.3.1 硅鹽樹脂裂縫封堵技術(shù)

GF84 區(qū)塊為低滲儲(chǔ)層，部分井組前期經(jīng)過壓裂改造形成壓裂縫，通過縮短注采井距可有效提高注采井之間的連通性。在現(xiàn)階段，經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間的注氣開發(fā)，注采井之間的壓裂縫成為了竄流主通道，存在“一注即竄”的開發(fā)矛盾。因此針對(duì)GF84 區(qū)塊存在裂縫竄流的問題，結(jié)合該區(qū)塊油藏溫度高、礦化度高、儲(chǔ)層滲透率低的油藏特點(diǎn)，研制了低黏易注入、固化強(qiáng)度高、耐鹽耐高溫的硅鹽樹脂堵劑。

硅鹽樹脂堵劑主要是通過復(fù)合硅鹽與陽(yáng)離子聚合物之間的螯合作用，在高溫催化下攏聚成團(tuán)，固化形成具有高強(qiáng)度的大分子復(fù)合凝膠體。硅鹽樹脂堵劑首先具有牛頓流體特性，可在5 min 內(nèi)完全溶解為真溶液，溶液黏度小于3 mPa·s，具有低黏度似水性，可與高礦化度水無限相溶，耐礦化度可達(dá)150 g/L。此外，該堵劑具有高強(qiáng)度長(zhǎng)效封堵的特性，在80 ℃以上時(shí)固化，固化強(qiáng)度大于600 kPa，最高固化強(qiáng)度可達(dá)2 000 kPa 以上（圖1），且堵劑耐沖刷、封堵有效期在1 a 以上。

圖1 硅鹽樹脂固化強(qiáng)度與質(zhì)量分?jǐn)?shù)關(guān)系Fig. 1 Relationship between curing strength and mass fraction of silicone resin

硅鹽樹脂堵劑的初始低黏特性使其適用于低滲透儲(chǔ)層環(huán)境，在現(xiàn)場(chǎng)施工中可順利通過濾砂管，便于工藝實(shí)施；而高固化強(qiáng)度則保證了對(duì)裂縫等氣竄通道的高強(qiáng)度硬封堵，使其適用于裂縫型氣竄井的長(zhǎng)期高強(qiáng)度封堵。油氣井壓裂縫在經(jīng)過硅鹽樹脂堵劑封堵后，注采井距擴(kuò)大，注入的CO2可更多地通過基質(zhì)繞流，擴(kuò)大了氣體波及范圍，并延緩了生產(chǎn)井見氣時(shí)間，從而提高了原油采收率。

2.3.2 CO2氣溶性發(fā)泡劑基質(zhì)調(diào)堵技術(shù)

水基泡沫封竄體系是CO2氣竄封堵的常用技術(shù)，但其存在注入困難和注入壓力高等問題，并且水氣的交替注入還會(huì)加劇管線的腐蝕。CO2氣溶性發(fā)泡劑以CO2作為載體，攜帶氣溶性發(fā)泡劑進(jìn)入地層，在地層竄流通道中發(fā)泡劑、CO2遇水形成泡沫，起到封堵調(diào)驅(qū)的作用。該類型發(fā)泡劑為非水封竄體系，可有效避免對(duì)管柱的侵害。因此，針對(duì)CO2驅(qū)過程中油氣流度比差異大、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、易造成CO2指進(jìn)的問題，研制并形成了CO2氣溶性發(fā)泡劑基質(zhì)調(diào)堵技術(shù)。

CO2氣溶性發(fā)泡劑通過在發(fā)泡劑分子結(jié)構(gòu)中引入親CO2功能性基團(tuán)硅氧基和添加助溶劑，提高其在CO2中的溶解性；引入憎CO2親極性的柔性聚醚鏈，增加液膜的彈性并阻止液膜變薄，提高泡沫的穩(wěn)定性；引入磺酸鹽型陰離子表面活性劑，提高發(fā)泡劑體系的耐溫抗鹽性。通過一系列的改性和優(yōu)化，克服了CO2泡沫體系在低含水條件下無法有效發(fā)泡的問題，實(shí)現(xiàn)了基質(zhì)的軟調(diào)堵和擴(kuò)波及。填砂巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，在溫度為120 ℃、回壓為15 MPa、地層水礦化度為100 g/L、鈣離子礦化度為2 g/L、滲透率為16.92×10-3μm2的實(shí)驗(yàn)條件下，當(dāng)CO2驅(qū)替至氣竄后采用該氣溶性發(fā)泡劑進(jìn)行封竄可使原油采收率由64%提高到94%（圖2）。在高溫、高鹽、多孔介質(zhì)中該發(fā)泡劑具有良好的發(fā)泡特性，無水阻力因子可達(dá)40，說明其具有較好的封堵作用和流度控制效果。

圖2 CO2氣溶性發(fā)泡劑封竄時(shí)采收率隨CO2注入量的變化Fig. 2 Variation of recovery rate with CO2 injection PV during plugging of CO2 gas soluble foaming agent

在礦場(chǎng)應(yīng)用中，CO2氣溶性發(fā)泡劑黏度與水類似，在1.5~3.0 mPa·s，低黏度使其易于通過配氣器和注氣閥；且體系pH 近似于中性，不會(huì)對(duì)管柱造成腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。因此，該發(fā)泡劑既不會(huì)因管柱結(jié)構(gòu)因素而影響其性能，又不會(huì)因其化學(xué)性質(zhì)而造成管柱堵塞及腐蝕，在基質(zhì)型氣竄調(diào)堵作業(yè)中具有較好的適用性，可對(duì)非均質(zhì)地層進(jìn)行軟性封堵。

2.3.3 高溫凍膠基質(zhì)調(diào)堵技術(shù)

針對(duì)儲(chǔ)層基質(zhì)非均質(zhì)性以及壓驅(qū)微裂縫的存在，為實(shí)現(xiàn)對(duì)基質(zhì)竄流通道的長(zhǎng)效穩(wěn)固封堵，研制流動(dòng)性可調(diào)、強(qiáng)度可控的高溫凍膠堵劑。通過引入苯環(huán)等剛性結(jié)構(gòu)，提高聚合物的耐溫抗鹽性，分子間交聯(lián)反應(yīng)形成大分子凝膠體，從而制備適用于高溫高鹽地層基質(zhì)氣竄調(diào)堵的高溫凍膠堵劑。

該堵劑為雙交聯(lián)體系，可通過聚合物和交聯(lián)劑用量的調(diào)整實(shí)現(xiàn)堵劑的流動(dòng)性可調(diào)、強(qiáng)度可控。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，該凍膠耐pH 在4.5 以上，初凝時(shí)間為20 h，終凝時(shí)間為36 h，成膠強(qiáng)度為E 級(jí)，穩(wěn)定時(shí)間在60 d 以上。凍膠體系注入初期不交聯(lián)，黏度主要為聚合物黏度，僅10~15 mPa·s，可以實(shí)現(xiàn)低黏易注入；注入地層后，體系接觸反應(yīng)形成不透水膠體，黏度可達(dá)2 000~3 000 mPa·s。此外，該凍膠體系耐溫可達(dá)150 ℃、耐鹽可達(dá)100 g/L，耐溫耐鹽性能可滿足勝利油田CCUS 示范區(qū)的耐溫耐鹽性需求，適用范圍廣泛。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

3.1 裂縫封堵

GF84-1 井組前期注氣井和采油井都經(jīng)壓裂開發(fā)，人工裂縫導(dǎo)致注采井距大幅縮短，在轉(zhuǎn)CO2驅(qū)后，壓裂過的注采井之間出現(xiàn)明顯竄流現(xiàn)象，油井氣油比達(dá)1 000~2 000 m3/m3，因此判斷為裂縫型氣竄。使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為25%的硅鹽樹脂堵劑40 m3進(jìn)行裂縫封堵作業(yè)，封堵前注氣井的注入壓力為10 MPa，封堵后壓力提高至23.5 MPa，注入壓力提高了13.5 MPa（圖3）。經(jīng)過5 輪注氣，停注前注氣井壓力始終保持在23.5 MPa。封堵后，對(duì)應(yīng)的3 口油井的氣油比均顯著下降，其中竄流最嚴(yán)重的壓裂油井氣油比下降幅度達(dá)46.2%，表明CO2氣竄裂縫得到了有效的封堵。

圖3 GF84 - 1注氣井注入壓力變化情況Fig. 3 Variation of injection pressure of gas injector in GF84-1 pattern

GF84-11 注氣井和油井壓裂后注采井處于裂縫延伸方向，裂縫長(zhǎng)180~300 m，有效井距僅為110~165 m，井距縮短幅度大于40%，導(dǎo)致CO2驅(qū)氣竄現(xiàn)象嚴(yán)重。為此采用了“注硅鹽樹脂強(qiáng)封堵”的治理策略，注入120 m3的硅鹽樹脂堵劑。

實(shí)施措施后，注氣井的油壓由注氣階段的28 MPa 上升至31 MPa，對(duì)應(yīng)油井套壓由措施前的最高7.4 MPa 下降至0.1 MPa（圖4），油井井筒內(nèi)CO2體積分?jǐn)?shù)由92.54%下降至31.77%，有效封堵了裂縫。

圖4 GF84 - 11注氣井油壓和油井套壓變化情況Fig. 4 Variation of tubing pressure of gas injector and casing pressure of producer in GF84-11 pattern

3.2 基質(zhì)調(diào)剖

GF84-4 井組針對(duì)基質(zhì)非均質(zhì)導(dǎo)致氣竄情況采用3 段塞交替注入方式進(jìn)行封竄調(diào)剖作業(yè)，設(shè)計(jì)方案為“第1 段塞2.0%氣溶性發(fā)泡劑+CO2+第2 段塞1.5%氣溶性發(fā)泡劑+CO2+第3 段塞1.5%氣溶性發(fā)泡劑+CO2”。

實(shí)施措施后，注氣井的注入壓力由措施前的9.5 MPa 提高到17.5 MPa，提高了8.0 MPa（圖5），并且吸氣剖面得到了均衡改善。注入發(fā)泡劑后，對(duì)應(yīng)的5 口油井的氣油比得到明顯調(diào)控，有效期內(nèi)該井組累計(jì)增油1 199 t。其中1 口油井的日產(chǎn)量由施工前的3.2 t 增加到4.9 t，氣油比下降了52.2%，封堵有效期近1 a。

圖5 GF84 - 4注氣井注入壓力變化情況Fig. 5 Variation of injection pressure of gas injector in GF84-4 pattern

GF84-17 井組基質(zhì)非均質(zhì)導(dǎo)致氣竄，采用2 段塞交替注入方式進(jìn)行基質(zhì)調(diào)剖，設(shè)計(jì)方案“第1 段塞1.5%氣溶性發(fā)泡劑+隔離液+CO2+第2 段塞1.5%氣溶性發(fā)泡劑+隔離液+CO2”。

實(shí)施措施后，注氣井的注入壓力由措施前的7.5 MPa 提高到11.5 MPa，最終提高了4.0 MPa（圖6），并且吸氣剖面得到了均衡改善。注入發(fā)泡劑后，對(duì)應(yīng)油井氣油比得到了明顯調(diào)控，有效期內(nèi)井組累計(jì)增油684 t，有效期6 個(gè)月。

圖6 GF84 - 17注氣井注入壓力變化情況Fig. 6 Variation of injection pressure of gas injector in GF84-17 pattern

4 結(jié) 論

（1）針對(duì)勝利油田GF84 區(qū)塊CO2驅(qū)后期“裂縫竄流”和“基質(zhì)指進(jìn)”的不同開發(fā)矛盾，劃分了“裂縫型氣竄”和“基質(zhì)型氣竄”2 種氣竄類型，形成了“裂縫封堵”和“基質(zhì)調(diào)剖”的治理策略。

（2）針對(duì)裂縫型氣竄，研發(fā)了硅鹽樹脂堵劑，堵劑固結(jié)后強(qiáng)度大于600 kPa，耐礦化度150 g/L，有效期1 a 以上。針對(duì)基質(zhì)型氣竄，研發(fā)了CO2氣溶性發(fā)泡劑和高溫凍膠堵劑。CO2氣溶性發(fā)泡劑黏度低，體系pH 近似于中性，無水阻力因子達(dá)40，封堵性能優(yōu)異，可對(duì)氣竄基質(zhì)實(shí)現(xiàn)軟性封堵而不會(huì)在井筒中形成堵塞；高溫凍膠堵劑耐溫150 ℃，耐鹽100 g/L，耐pH 在4.5 以上，可滿足勝利油田CCUS 示范區(qū)的耐溫耐鹽性需求。

（3）在礦場(chǎng)實(shí)踐中形成了“硅鹽樹脂裂縫封堵+CO2氣溶性發(fā)泡劑、高溫凍膠基質(zhì)調(diào)剖”的化學(xué)封堵分級(jí)調(diào)控技術(shù)，在GF84 區(qū)塊應(yīng)用4 口井，措施有效率100%，有效期在0.5 a 以上。