低滲透底水油藏復合樹脂堵水應用研究

王潛龍, 陳志剛, 劉金森, 曾小敬, 胡佳杰, 艾健強

(1西安石油大學石油工程學院 2長慶油田分公司第八采油廠工藝所 3 長慶實業集團有限公司 4中石油青海油田采油五廠工程技術室)

靖安油田大路溝二區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的中北部，主力油層為長6油層組，儲集砂體為三角洲前緣亞相沉積，巖心分析結果表明，平均孔隙度為12.51%，平均滲透率為0.918 mD，為典型的低孔低滲透油藏。該油藏底水和裂縫發育，單井產量低，低產低效井多，采用菱形反九點井網，按照超前注水方式投入開發，油田綜合含水率為64.1%，含水率上升已成為影響自然遞減的主要因素[4]。油井堵水迫在眉睫。目前油井堵水技術不成熟，主要采用凝膠加水泥封口方式堵水，凝膠易破膠，不能封堵裂縫通道；水泥流動性差，只能近井地帶封堵，凝固后體積收縮，容易被水稀釋，總體堵水效果差。

一、復合樹脂堵水體系室內實驗評價

針對以上問題本文開發了水溶液固化樹脂，該新型復合樹脂堵水體系進入地層后優先走水流優勢通道，封堵底水和注入水流優勢通道。該體系具有流動性好，固化前黏度只有10 mPa·s，易于實現長半徑封堵；還具有直角稠化特性，可以封堵高壓水層；固化后油水不溶，為永久性封堵材料，固化后體積膨脹30%，封堵強度大，有效期長，可以顯著提高投入產出比，以下對該體系影響因素進行了評價，并優選出適合井溫90℃以下油藏的堵水配方。

1. 樹脂濃度對堵劑稠化的影響

因樹脂遇水凝固后為高彈性固體，有較強的形變能力，用壓力實驗機無法評價其強度差異。參照吳均[1]實驗系統，用帶小縫的活塞實驗缸，在不銹鋼活塞筒底部設計兩條一定寬度的小縫，通過手搖泵向活塞缸加壓，推動活塞擠壓彈性凝固體。凝固體逐步壓縮進入小縫，當擠壓力超過一定值后，凝固體就破裂進入小縫突出缸外，這個壓力值作為評價凝固體強度值堵劑從割縫中被緩慢勻速擠出的穩定壓力定義為突破壓力pt。堵劑體系在割縫中突破后，壓力下降到的最后穩定壓力定義為穩定壓力pw。不同樹脂濃度固結強度測試結果見表1。

表1 不同樹脂濃度固結強度測試數據表

隨著濃度增加，樹脂固結強度呈現上升趨勢。樹脂濃度增加到15%的時候，固結強度已經滿足堵水要求。現場應用可根據經濟性能要求、出水情況及含水量大小適當調節樹脂濃度。本文室內實驗所取樹脂濃度均為20%。

2. 溫度、調節劑濃度對堵劑稠化的影響

樹脂溶液采用調節劑來控制固化時間，實驗中調節劑按不同濃度加入樹脂水溶液中。將堵液分別裝入燒杯中,密封后置于70℃的水浴箱中,定時觀察堵劑凝固情況，實驗結果見圖l。

圖1 不同溫度、調節劑濃度下固化曲線

由圖1可以看出，樹脂固化受溫度、調節劑雙因素影響。溫度升高、調節劑濃度加大可以加速堵劑固化。在現場配液時結合井溫、調節劑濃度來優化配方，保障樹脂堵劑能進入地層深部，同時又能有效封堵高含水層段，確保堵水成功。

3. pH值對堵劑稠化的影響及特征

在室內配制成樹脂濃度為20%、調節劑濃度0.004%的堵液，調節成不同pH值的試樣。加溫到70℃，用OWC-2250常壓稠化儀測Bc，測試2 h，結果如圖2。

圖2 不同pH值下堵劑稠化曲線

圖3 pH值為7時堵劑稠化曲線

由圖2看出，當pH值小于6、大于8時，樹脂堵劑基本不凝固；當pH值在6～8范圍內時，堵劑完全凝固。由圖3可以看出樹脂堵劑具有明顯的直角稠化特征。因此，在地面配制堵液時，將pH值控制在6～8。

4. 礦化度對堵劑性能的影響

在室內配制成樹脂濃度為20%的堵液，氯化鈉含量分別30 000 mg/L、60 000 mg/L、90 000 mg/L、120 000 mg/L、150 000 mg/L，鈣離子、鎂離子分別取5 000 mg/L，將試樣分別置于70℃的恒溫箱中，觀察堵劑的凝固情況。實驗結果見圖4，由圖4看出礦化度對堵劑的凝固基本沒有影響。

圖4 堵劑稠化曲線

通過以上室內實驗，針對井溫低于90℃油藏優化后的體系配方為：樹脂濃度20%、調節劑濃度0.004%、pH值6～8。

二、羅21-35井歷史措施及生產動態

羅21-35井屬靖安油田大路溝長6油藏采油井，該井區原始地層壓力11.5 MPa，油藏儲層敏感性成弱速敏、弱酸敏，該區破裂壓力28.0 MPa，完鉆井深1 563.6 m，井溫60℃左右，試油階段：日產油17.34 t，日產水0 m3。

2007年7月投產,生產層位：長611、長612，油層厚度28.7 m，射開厚度12 m；2008年2月含水上升；2008年8月隔采長611層后日產油由1.5 t上升到2.3 t,含水由82.81%下降到76.04%，后期含水上升；2011年10月對應注水井羅20-34實施化學調剖后該井含水由90.00%下降到73.61%，日產油由0.7 t上升到1.6 t；2012年10月對應注水井羅20-34再次實施化學調剖后該井日產液由7.1 m3下降到4.6 m3，日產油由1.6 t下降到0.9 t，含水由73.65%上升到76.74%；目前該井日產液4.46 m3，日產油0.23 t，含水94.84%。

羅21-35井對應4口注水井連通性見圖5。

通過連通性和示蹤劑分析，羅21-35井受羅22-36、羅20-36兩口注水井及長612底水影響，來水復雜，需要對長612底水及注入水優勢通道封堵。封堵底水需要堵劑具備直角稠化特征；封堵注入水優勢通道需要堵劑流動性好，封堵半徑長。新型復合樹脂堵水體系具有以上特征，可以滿足來水復雜情況下的封堵需求。

圖5 靖安油田大路溝二區羅21-35井柵狀

三、復合樹脂堵水體系現場應用

1. 用量設計

主體段塞堵劑用量經驗公式：

V=2(abh+rbhΦ)

(1)

式中：a—縫寬,mm；b—縫長,m；h—砂厚,m；Φ—孔隙度,%；r—濾失半徑,m。該井油層厚度28.7m, 平均孔隙度12.06%，設計主體段塞堵劑用量60 m3。

2. 現場施工

現場采用三段式施工，第一段低排量2 m3/h的速度注入聚合物和復合有機鉻交聯劑，目的是隔離和降低地層濾失，為復合樹脂體系進入高含水出水層段做鋪墊；第二段塞是樹脂堵水體系的主體段塞，將60 m3的復合樹脂體系大排量8 m3/h的速度注入并到達高含水出水層段，不斷增大作用半徑，進行封堵高含水出水層段，關井候凝24 h；第三段塞酸化返排，解除近井地帶表皮系數，改善油層滲透性。

3. 措施效果分析

堵水酸化前羅21-35井日產液4.46 m3，日產油0.23 t，含水94.84%，堵水酸化后平均日產液2.29 m3，前六個月平均日產油0.99 t，平均日增油0.76 t，增幅330%，含水56.41%，降幅40.52%；第七個月開始進入穩產期，平均日產油1.45 t，平均日增油1.22 t，增幅530%，含水37.70%，含水降幅60.24%，效果顯著，措施前后生產對比圖見圖6。新型復合樹脂堵水方案為油田高含水后期開發穩產增產提供了新的解決方案。

圖6 羅21-35井措施前后生產柱狀圖

四、結論

(1)本文開發研制出了一套新型復合樹脂堵水體系，進行了室內影響因素評價，該體系的水溶液具有流動性好，封堵半徑長，凝固時間可調，凝固后體積膨脹大，封堵強度高，且有直角稠化特征。

(2)針對90℃以下井溫油藏，本文優選出了最佳配方，建立了新型復合樹脂堵劑注入量計算模型，優化了注入參數。

(3)現場試驗，采用注入水配制，注入摩阻小、注入壓力低，施工安全，該體系同時封堵底水和注入水優勢通道，降水增油效果顯著，實現了該井長期穩油控水。

(4)該技術適用于壓裂、注水開發且存在注入水優勢通道及含底水復雜油藏，投入產出比高，為該類油藏開發后期高含水油井治理提供了一套完整解決方案。