雙相復合凝膠堵水體系研究與應用

張文喜，徐國瑞，王曉龍，李曉偉，賈永康，楊勁舟

（中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459）

相比于陸地油田，海上油田具有采油強度大、采油速度高的特點[1，2]，注水開發(fā)后期，會加劇儲層的非均質性，造成水突進、水竄、水淹，最終導致油井含水上升速度快。嚴重時可造成油井限產(chǎn)或者關停，影響油田整體開發(fā)效果。因此油井堵水對于油田的可持續(xù)性開發(fā)具有重要意義[3-5]，而目前油井應用較多的為化學堵水[6，7]，但目前的化學堵劑，一方面由于體系初始黏度高，導致注入壓力高，使堵劑對儲層的高滲層或水層無選擇性或者選擇性差，不利于堵劑的深部運移，造成儲層過度封堵，影響產(chǎn)液量[8-10]；另一方面成膠后強度小、韌性差、造成降解速度快的缺點[10-12]。針對以上問題，開展了雙相復合凝膠堵水體系的研究工作，通過室內實驗對體系的溶解性、初始黏度、成膠性能、注入性及選擇封堵性等參數(shù)進行了評價。通過海上油田的成功應用，表明該技術具有廣闊的應用前景。

1 作用機理

雙相復合凝膠堵水體系由多電荷有機和無機非金屬、金屬等多組分組成，地層條件下，各組分間在大孔道內發(fā)生耦合反應，慢慢生成低分子初聚體。初聚體的相對分子質量較低，由幾個分子組成，表現(xiàn)為一種分散的多電荷體。分散多電荷體再進一步發(fā)生水化反應，形成多結晶水的穩(wěn)定不溶于水的高強度膠體，從而封堵油井水竄通道，產(chǎn)水得到抑制，原動用較低或未被動用的儲層得到動用，達到降水增油的目的。

2 藥劑性能評價實驗

2.1 實驗儀器

電子天平（0.000 1 g）、烘箱、布氏黏度計DV-2、針入度儀、攪拌器、多功能巖心驅替設備等。

2.2 實驗材料

DPC-A 劑（固體），DPC-B 劑（固體），實驗用原油145 mPa·s（25 ℃），實驗用水為渤海油田注入水，總礦化度3 261.56 mg/L，Na++K+含量1 224.75 mg/L，Mg2+含量4.86 mg/L，Ca2+含量8.02 mg/L，Cl-1含量1 178.71 mg/L，CO32-含量405 mg/L、HCO3-含量421.04 mg/L、SO42-含量19.18 mg/L。

2.3 復合體系溶解時間及初始黏度

室溫下，配制不同配方的堵水體系溶液，使用布氏黏度計測試不同時刻不同配方的黏度，得到相應的溶解時間及初始黏度，結果（見表1）。由表1 可知，不同配方的復合堵水體系溶解時間短，均小于5 min，溶解后初始黏度低，為3 mPa·s～8 mPa·s。

2.4 復合堵水體系成膠性能評價

室溫下，分別配制不同濃度的復合堵水體系溶液，放入不同溫度的恒溫箱中，其成膠時間及成膠強度（見圖1～圖4）（強度測試：強度采用針入度法測試體系凝固后強度）。

圖1 DPC-A 濃度為20 %時，不同濃度DPC-B 體系成膠時間與溫度關系曲線Fig.1 The relationship between gelation time and temperature of different concentration DPC-B when DPC-A is 20 %

表1 溶解性實驗結果Tab.1 Experimental results of solubility

圖2 DPC-A 濃度為20 %時，不同濃度DPC-B 體系強度與溫度關系曲線Fig.2 The relationship between gelation strength and temperature of different concentration of DPC-B when DPC-A is 20 %

圖3 DPC-A 濃度為15 %時，不同濃度DPC-B 體系成膠時間與溫度關系曲線Fig.3 The relationship between gelation time and temperature of different concentration DPC-B when DPC-A is 15 %

圖4 DPC-A 濃度為15 %時，不同濃度DPC-B 體系強度與溫度關系曲線Fig.4 The relationship between gelation strength and temperature of different concentration of DPC-B when the concentration of DPC-A is 15%

由圖1～圖4 可以看出，相同濃度體系下，體系的凝固時間隨溫度的升高而變短，成膠時間越快；針入深度隨著溫度的升高呈現(xiàn)先變小后不變的趨勢，說明當溫度達到一定條件時，體系成膠強度不再變化；當體系配方為20 % DPC-A+3 % DPC-B 時，不同溫度下，體系的針入深度相同，說明成膠強度相同，只是達到相同成膠強度的時間不同，溫度越低，需要的時間越長。同一溫度下，隨著DPC-B 劑濃度的增加，達到相同針入深度，所需要的時間越短。綜上，可根據(jù)不同的油藏條件和成膠強度需求，選擇不同體系的濃度。

2.5 注入性及封堵性評價

實驗步驟：（1）將80～100 目石英砂裝入兩根填砂管（30 cm）中壓實，將巖心管兩端密封，分別編號為1#巖心和2#巖心；（2）分別將兩塊巖心抽至真空，飽和油田注入水，計算孔隙體積；（3）以1 mL/min 的流速正向注入油田注入水，測定兩根巖心的堵前水測滲透率。

2.5.1 注入性評價 在60 ℃條件下，以1 mL/min 的流速向1#巖心注入2 PV 的堵水體系（20 % DPC-A+3 % DPC-B），記錄注入壓力變化情況，結果（見圖5）。

由圖5 可知，水測滲透率時注入壓力0.005 MPa，注入復合堵水體系后，壓力緩慢上升，注入2 PV 后，注入壓力最終穩(wěn)定在0.02 MPa，阻力系數(shù)為4。

2.5.2 封堵性評價 在60 ℃條件下，以1 mL/min 的流速向2#巖心注入1 PV 的堵水體系（20 % DPC-A+3 %DPC-B）；注入完畢后，將2#巖心密封后放置60 ℃恒溫箱中，候凝6 d，以1 mL/min 的流速正向注入油田注入水，測定巖心的堵后滲透率，結果（見圖6）

由圖6 可知，注入堵劑溶液階段壓力比較平緩，候凝6 d，進行后續(xù)水驅，壓力迅速上升，達到突破壓力1.2 MPa 后壓力開始下降，后續(xù)水驅4 PV，壓力穩(wěn)定在0.9 MPa 左右，封堵率94.4 %，殘余阻力系數(shù)180。

2.5.3 選擇性封堵實驗

2.5.3.1 對水層的選擇性封堵 （1）準備好并聯(lián)的三根填砂巖心（L300×φ25 mm），水測滲透率；（2）分別向1 號填砂管飽和（原油70 %+0.5 %鹽水溶液30 %），2號填砂管飽和（原油50 %+0.5 %鹽水溶液50 %），3 號填砂管飽和（原油30 %+0.5 %鹽水溶液70 %）；（3）向并聯(lián)填砂管注入0.3 PV 堵水體系（20 % DPC-A+3 %DPC-B）；（4）60 ℃條件下，候凝6 d；（5）驅替并聯(lián)巖心至含水達到98 %，計算出三個并聯(lián)管堵后的滲透率，實驗結果（見表2）。

從表2 可以看出，不同含水的填砂管，封堵率不同，當含水為30 %時，封堵率為15.0 %，當含水為70 %時，封堵率達78.4 %，表明復合堵水體系優(yōu)先進入含水較高的通道，對高含水層具有選擇性和較高的封堵性。

圖5 注入壓力隨PV 數(shù)的變化曲線Fig.5 Injection pressure with PV number

圖6 注入壓力隨PV 數(shù)變化曲線Fig.6 Injection pressure with PV number

表2 選擇性封堵實驗結果Tab.2 Experimental results of selective plugging

2.5.3.2 對滲透率選擇性封堵 （1）準備3 組不同滲透率的填砂管（L300×φ25 mm），測試其封堵前滲透率；（2）配制復合堵水體系（20 % DPC-A+3 % DPC-B）；（3）向并聯(lián)的3 個填砂管同時注入1 PV 的堵劑溶液；（4）候凝6 d 后，分別測試封堵后3 個填砂管的水相滲透率，結果（見表3）。

從表3 可以看出，不同注入壓力下，雙相復合凝膠堵水體系對高滲層的封堵率最高，中滲層次之，低滲層最低；滲透率級差為3 左右時，復合堵水體系在不同壓力下均可注入；當滲透率級差為15 左右，注入壓力為0.01 MPa 和0.05 MPa 時，復合堵水體系未能進入低滲層，當注入壓力為0.1 MPa 時，才有復合堵水體系進入低滲層，但封堵率很低為9.2 %。表明體系對滲透率具有選擇性，不同滲透率下，體系優(yōu)先進入高滲透率層，滲透率級差越大，體系越不容易進入低滲層。

表3 選擇性封堵實驗結果Tab.3 Experimental results of selective plugging

3 礦場應用

3.1 措施井概況

南海北部X 井位于油層構造南部，為邊水油藏，油藏壓力15.0 MPa，油藏溫度80 ℃，水平井水平段長817.4 m，采用優(yōu)質篩管完井。儲層物性差，平均滲透率54 mD，地下原油黏度22.3 mPa·s，層內縱向非均質強，油層中部段測井解釋滲透率為2 653 mD，遠高于其他井段。該井存在問題：（1）含水率上升速度快，呈現(xiàn)臺階式上升的邊水突破特征，含水率94 %左右；（2）水平段滲透率差異大，最大滲透率達到2 653 mD，為水竄來向；（3）與同一生產(chǎn)層位的Y 井存在井間干擾。

3.2 方案設計

結合室內實驗和現(xiàn)場情況設計了試注、封堵和頂替三個段塞，其中試注為注入水，設計量為60 m3；封堵段塞為復合堵水體系溶液，根據(jù)油藏條件優(yōu)選堵水體系（15 % DPC-A+2 % DPC-B），設計封堵半徑2.5 m，設計量為260 m3；頂替段塞為注入水，設計量為80 m3。

3.3 措施效果

為封堵高滲水竄帶，提高低滲層動用程度，實現(xiàn)降水增油。2019 年10 月對X 井實施復合堵水體系籠統(tǒng)堵水作業(yè)，累計注入試注段塞60 m3，封堵段塞256 m3，頂替段塞80 m3，注入結束后關井6 d。開井初期由于液量較低，含水波動較大，10 d 后日液量及油量均提高，含水降至88 %，截止2020 年6 月，日產(chǎn)液216.1 m3，日產(chǎn)油20.73 m3，含水90 %，平均含水下降約4 %，日增油10.8 m3，增產(chǎn)幅度達到100 %，控水增油效果明顯（見圖7）。

圖7 X 井措施前后生產(chǎn)曲線Fig.7 Production curve before and after construction

4 結論

（1）雙相復合凝膠堵水體系溶解時間小于5 min，初始黏度低為3 mPa·s～8 mPa·s，注入阻力系數(shù)小，無需熟化，適用于海上油田作業(yè)空間小，過篩網(wǎng)注入的需求。

（2）雙相復合凝膠堵水體系的適應溫度為60 ℃～170 ℃，成膠后為固體，強度高，耐沖刷性好。

（3）雙相復合凝膠堵水體系具有良好的油水選擇性，優(yōu)先進入高滲含水層，注入量為0.3 PV 時，對高含水層封堵率為78.4 %，對低含水層封堵率為15 %。體系對滲透率具有選擇性，滲透率級差越大，體系越不容易進入低滲層。

（4）根據(jù)室內研究成果進行了現(xiàn)場試驗，該井施工后平均含水率下降約4 %，平均日增油10.8 m3，井組累計增油量5 536 m3，有效期已達8 個月，目前仍在有效期內。結果表明，雙相復合凝膠堵水體系具有良好的控水增油效果。