單體復(fù)合凝膠在裂縫型油藏側(cè)鉆井中的應(yīng)用

伍亞軍，馬淑芬，張建軍，李 亮

(中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

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單體復(fù)合凝膠在裂縫型油藏側(cè)鉆井中的應(yīng)用

伍亞軍，馬淑芬，張建軍，李 亮

(中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河油田縫洞型油藏地層溫度大于120℃，地層水礦化度為21×104mg/L，儲層特征復(fù)雜，可固化顆粒堵劑對裂縫型無接替產(chǎn)層、油水同出的側(cè)鉆井適應(yīng)性較差。因此，研制了單體復(fù)合凝膠體系。通過室內(nèi)耐溫抗鹽實驗、突破壓力梯度和封堵率實驗、堵劑選擇性實驗對單體復(fù)合凝膠進(jìn)行了評價。結(jié)果表明：單體復(fù)合凝膠在130℃、30×104mg/L礦化度條件下，突破壓力梯度大于9 MPa/m，封堵率大于99%，并具有良好的選擇性，能優(yōu)先進(jìn)入高滲透水層，迫使水流改向，提高低滲裂縫相對產(chǎn)液量和面積波及系數(shù)。現(xiàn)場試驗證實，單體復(fù)合凝膠封堵強(qiáng)度較高，耐溫、抗鹽性能強(qiáng)，增油效果明顯，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和推廣應(yīng)用價值。

碳酸鹽巖；裂縫型油藏；單體復(fù)合凝膠；側(cè)鉆水平井；塔河油田

0 引 言

塔河油田屬于縫洞型油藏，古巖溶作用形成的溶蝕孔洞和大型洞穴為主要儲集空間，構(gòu)造縫和溶蝕縫為主要流動通道，油藏埋深為5 300～7 000 m，地層溫度為120～160℃，地層水礦化度為20×104～25×104mg/L。經(jīng)過多年開發(fā)，裂縫型儲層高含水油井已達(dá)185口，含水高于80%的油井達(dá)到了70余口。前期采用井筒堵水和深部化學(xué)隔板堵水，容易堵死儲層，并且堵后酸化易重新溝通底水，導(dǎo)致堵水有效率僅為33%，嚴(yán)重影響了裂縫型儲層油井的高效開發(fā)[1-7]。單體復(fù)合凝膠堵劑具有強(qiáng)“油水”選擇性的特征，水進(jìn)入凝膠網(wǎng)絡(luò)膨脹，堵塞水流通道，油則進(jìn)入分子鏈?zhǔn)湛s斷裂，形成油流通道[8-12]。堵水后不用酸化作業(yè)。為了提高單體復(fù)合凝膠在裂縫型油藏高含水油井中的應(yīng)用效果，對單體復(fù)合凝膠進(jìn)行了堵水性能室內(nèi)實驗，并在塔河油田進(jìn)行了現(xiàn)場試驗。

1 單體復(fù)合凝膠堵水機(jī)理

單體凝膠體系不具有耐溫、抗鹽的特性，成膠時間較短(2～4 h)，成膠強(qiáng)度為E級，不能滿足塔河油田油藏條件(高溫、高鹽)及施工強(qiáng)度要求。

單體復(fù)合凝膠是由單體凝膠TA-1(質(zhì)量濃度為4.2%～4.7%)、單體凝膠TB-2(質(zhì)量濃度為0.5%～1.0%)、引發(fā)劑YC-1(100～150 mg/L)、穩(wěn)定劑YV-2(質(zhì)量濃度為0.5%～1.0%)、交聯(lián)劑FQ-2(質(zhì)量濃度為0.8%～1.2%)聚合交聯(lián)形成的凝膠體系。該堵劑相對單獨單體凝膠體系具有明顯的性能優(yōu)點：不僅具有耐溫、抗鹽的特性，還具有抗酸性、粘附性和彈性，成膠時間在24～48h可調(diào)，成膠強(qiáng)度為I級。

單體復(fù)合凝膠堵劑在一定條件下形成空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，并將液體束縛在其中，從而使整個體系失去流動性，轉(zhuǎn)變?yōu)槟z；堵劑在水中凝膠網(wǎng)絡(luò)膨脹，封堵出水層段(裂縫)，堵劑在油中網(wǎng)絡(luò)收縮分子鏈斷裂，形成油流通道，達(dá)到“油水”選擇性封堵的目的(圖1)。

2 單體復(fù)合凝膠室內(nèi)評價測試

2.1 單體復(fù)合凝膠成膠耐鹽性能

把單體復(fù)合凝膠置于3×104～30×104mg/L不同礦化度濃度的鹽水中進(jìn)行靜態(tài)觀察。實驗結(jié)果表明，48h內(nèi)單體復(fù)合凝膠強(qiáng)度未發(fā)生明顯變化。隨著時間的推移，該凝膠體系的表面由于水的溶脹作用使得凝膠體積出現(xiàn)增大的現(xiàn)象。分析認(rèn)為單體復(fù)合凝膠具有較好的抗鹽性能，并具有長期穩(wěn)定性。

圖1 電鏡掃描下單體復(fù)合凝膠選擇性封堵機(jī)理(10μm)

2.2 單體復(fù)合凝膠成膠耐溫性能

將成膠的單體復(fù)合凝膠堵劑置于120℃烘箱中觀察堵劑的成膠狀態(tài)，考察其耐溫性能，實驗結(jié)果見圖2。實驗表明，該凝膠具有較好的耐溫特性，在120℃條件下觀察30 d，強(qiáng)度未發(fā)生明顯變化，體積未發(fā)生明顯收縮，具有較好的耐溫性能。

圖2 單體復(fù)合凝膠耐溫性能

2.3 單體復(fù)合凝膠突破壓力梯度及封堵率

選定5個刻縫巖心，在注入1.0倍孔隙體積凝膠體系后，放入120℃恒溫箱中養(yǎng)護(hù)48 h，取出測定突破壓力和封堵率(表1)。

實驗表明，巖心經(jīng)過單體復(fù)合凝膠封堵后滲透率明顯降低，封堵率均大于99%，突破壓力均大于9 MPa/m。隨著裂縫寬度的增加，突破壓力梯度會逐漸減小，但減小的幅度不大，滿足碳酸鹽巖堵水要求。

表1 堵劑對不同滲透率巖心的堵水效果

2.4 單體復(fù)合凝膠的選擇性

選取滲透率極差為6.3和11.9的2組巖心(低滲透巖心模擬低滲透地層，高滲透率巖心模擬高滲透率地層)對單體復(fù)合凝膠體系進(jìn)行堵水并聯(lián)實驗(表2)。

實驗結(jié)果表明，凝膠堵劑具有良好的選擇性，能優(yōu)先進(jìn)入高滲透水層。堵劑成膠后對高滲大通道形成有效封堵，迫使水流改向，提高低滲裂縫相對產(chǎn)液量和面積波及系數(shù)。

表2 并聯(lián)巖心堵水效果

3 單體復(fù)合凝膠堵水現(xiàn)場試驗

塔河油田碳酸鹽巖裂縫型油藏地層溫度為130℃，地層水礦化度為21×104mg/L。T815(K)-CH井位于塔河八區(qū)縫洞單元殘丘斜坡部位，井區(qū)小型斷裂密度大，巖溶作用強(qiáng)，天然裂縫發(fā)育。鉆井至6 026.00～6 042.78 m發(fā)生漏失，累計漏失422 m3，分析漏失井段儲層裂縫較發(fā)育，屬地層裂縫漏失。后期含水達(dá)到90%以上，含水率曲線呈典型的“廠”字型曲線。該井累計產(chǎn)液7.42×104t，累計產(chǎn)油4.79×104t。

根據(jù)T815(K)CH井裂縫型儲層特征，采用胍膠液攜帶顆粒類堵漏劑前置托堵，選用單體復(fù)合凝膠堵水，為保證堵水效果，后置封口段塞。施工中油管正擠胍膠液攜顆粒堵漏劑為18 m3，單體復(fù)合凝膠堵劑為324 m3，后置封口劑為6 m3，最高排量為0.45 m3/min，最高泵壓為10 MPa，施工后壓力穩(wěn)定為4 MPa，候凝72 h開井生產(chǎn)。堵水前日產(chǎn)液為25.9 t/d，日產(chǎn)油為1.2 t/d，含水為95.3%；堵水后日產(chǎn)液為32.9 t/d，日產(chǎn)油為12.6 t/d，含水下降至51.6%，累計增油4 250 t，取得了較好的堵水效果。

4 結(jié) 論

(1) 室內(nèi)實驗表明：單體復(fù)合凝膠堵劑具有良好的抗鹽、耐溫性能，選擇性強(qiáng)，封堵率為98%以上，突破壓力均大于9 MPa/m，適用于碳酸鹽巖側(cè)鉆水平井裂縫型儲層堵水，可改善產(chǎn)液剖面，提高堵水效果。

(2) 礦場試驗證明，單體復(fù)合凝膠堵劑可有效封堵高滲層，提高低滲層產(chǎn)能，提高日產(chǎn)油能力。

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編輯 孟凡勤

20150205；改回日期：20150511

國家“973”項目“碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率基礎(chǔ)研究”(2011-CB-201-006)

伍亞軍(1983-)，男，工程師，2009年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油機(jī)械專業(yè)，2012年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事石油天然氣采收率技術(shù)方面的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.036

TE358

A

1006-6535(2015)04-0137-03