地下成膠堵水體系在海上油田的適應性及先導性試驗*

姜 安，劉 星，李云鵬，山金城，王天慧，付校飛，呂國勝

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

0 前言

位于渤海中部海域的X 油田是一個具有億噸級儲量的河流相砂巖稠油油田。該油田主力含油層位膠結疏松，平均孔隙度為35%、平均滲透率為3000×10-3μm2，加之油水關系復雜，注入水、邊水沿河道砂體突進，底水錐進現象普遍存在。自2001年油田各區相繼投產以來，基本未出現無水采油期，目前油田已進入開發中后期，油井含水率普遍高于90%，但部分區域原油的采出程度依然較低，甚至不足10%。為控制復雜來水，實現油田穩油、增油，亟需對高含水、低采出程度區域的油井進行堵水作業。

地下成膠（也稱就地聚合凝膠）堵水是將單體、引發劑等在地面配成溶液后注入地層，利用在地層條件下單體被引發聚合成膠來封堵竄流通道的一項新型堵水技術［1-2］。由于單體、引發劑溶液的初始黏度幾乎與水相當，易注入，因而克服了聚合物凍膠和凝膠類堵水劑初始黏度高、注入壓力高、堵水劑在多孔介質中的運移能力有限、難以實現油藏的深部處理的問題［3-6］。單體在地層中聚合成膠，不存在聚合物凍膠和凝膠類堵水劑注入過程中的剪切降解現象，對竄流區域的封堵強度高［7-10］。因此，地下成膠堵水技術在油井堵水中具有廣闊的應用前景。

目前，關于地下成膠堵水體系的研究已有很多文獻報道，但大多集中以丙烯酰胺為主要成分的體系性能研究方面［11-15］。由于丙烯酰胺單體活性高，在引發劑的作用下極易發生聚合，造成體系成膠時間短，難以滿足大型堵水施工作業對時間的要求。另外，凝膠缺乏剛性結構，長時間在地層中會發生脫水收縮，影響堵水有效期。上述因素，極大地限制了地下成膠堵水體系的現場應用。

針對現有地下成膠堵水體系存在的問題，本文在前期的工作中研發了一種由1%功能微球+3%功能單體+0.8%促膠劑組成的地下成膠堵水體系，其中，功能微球是以二乙烯基苯作為交聯劑制備而成［16-17］，其表面帶有大量C=C，功能單體為分子結構中同時含苯環和磺酸根基團的水溶性單體，促膠劑為偶氮類水溶性引發劑。相比于丙烯酰胺，功能單體的活性有所降低，因此體系成膠時間較長［18］；體系成膠后，形成以微球為交聯節點的三維網絡結構，且含有苯環，因此凝膠的剛性得到大幅度提升，有利于封堵的持久性。本文報道了該地下成膠堵水體系在X 油田的適應性評價結果及礦場先導性試驗效果。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

功能微球FM-1，平均粒徑10 μm，固含量20%；功能單體TDJ-2，工業級，有效含量35%；促膠劑CJJ，工業級，有效含量＞95%；均為現場注入樣品。實驗用水為油田回注水，礦化度為4412.81 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）為：Na++K+1624.26、Mg2+9.73、Ca2+8.02、CO32-27.00、Cl-2127.00、SO42-183.56、HCO3-433.24。填砂管，由不同粒度的石英砂填制，尺寸為φ2.5 cm×30 cm。

多功能巖心驅替裝置，自制；防爆精密恒溫箱，廣東德瑞檢測設備有限公司；ISCO高壓高精度柱塞泵D系列，美國ISCO公司；LHZR-III型瀝青針入度測定儀，河北廣惠試驗儀器有限公司。

1.2 實驗方法

（1）成膠性能測定

在室溫下，先向裝有回注水的燒杯中加入3%的功能單體，以200 r/min 的攪拌速度攪拌溶解，然后加入1%的功能微球，攪拌10 min，使微球均勻分散，最后向燒杯中加入0.8%促膠劑，繼續攪拌10 min，即得到堵水體系。將配制好的堵水體系移入玻璃瓶中密封，并將密封玻璃瓶置于65 ℃（油藏溫度）的恒溫箱中恒溫，記錄體系由初始狀態到形成目測代碼法［15］（表1）所規定的不同級別凝膠所需要的時間，直至形成I級剛性凝膠時，停止記錄。

表1 凝膠強度等級及說明［15］

（2）耐候性能測定

在室溫下，按上述方法配制堵水體系，待堵水體系在油藏溫度（65 ℃）下形成I級剛性凝膠后，采用針入度測定儀測定凝膠的初始針入度；然后將凝膠放入玻璃瓶中，并加入回注水，在65 ℃下恒溫浸泡不同時間后，再測定針入度。按式（1）計算凝膠的強度損失率。以強度損失率表征凝膠在油藏溫度下的耐候性。

式中：λ—凝膠強度損失率，%；a0—凝膠的初始針入度，mm；ai—凝膠恒溫i小時后的針入度，mm。

（3）注入性及封堵性評價

采用多功能巖心驅替裝置評價堵水體系的注入性及封堵性。具體實驗步驟如下：室溫下，按照上述方法配制堵水體系；然后在油藏溫度（65 ℃）下將1 PV 的堵水體系以3 mL/min的注入速度注入不同滲透率的填砂管（φ2.5 cm×30 cm）中，并記錄注入過程中壓力變化；注入完成后將填砂管兩端閥門關閉，恒溫一定時間后，測定填砂管滲透率，根據式（2）計算封堵率。

式中，η—封堵率，%；K1—封堵前填砂管滲透率，10-3μm2；K2—封堵后填砂管滲透率，10-3μm2。

（4）選擇性封堵實驗

將兩根不同滲透率的填砂管并聯，在室溫下，以3 mL/min 的注入速度向并聯填砂管中注入一定量回注水，記錄各填砂管出口端流出液體的體積，并根據式（3）計算各填砂管的分流率；然后以3 mL/min 的注入速度向并聯填砂管中注入1 PV 的堵水體系，并在65 ℃下恒溫一定時間后，繼續以相同的注入速度注水，再根據式（3）計算各填砂管的分流率。

式中，αi—第i根填砂管的分流率，%；V—總注水量，mL；Vi為第i根填砂管出口端流出液體總量，mL。

（5）耐水沖刷性評價

向填砂管中注入1 PV 的堵水體系，并在65 ℃下恒溫一定時間后，以3 mL/min的注入速度向填砂管中注入100 PV的回注水，并記錄注入過程中壓力變化，每隔一段時間測定填砂管的滲透率，并計算封堵率。

2 結果與討論

2.1 堵水體系的成膠性能

圖1為堵水體系成膠機理示意圖。圖2為堵水體系在油藏溫度65 ℃下凝膠強度等級與時間的關系。從堵水體系由初始狀態形成不同強度等級凝膠所需的時間來看，整個成膠過程可分為3個階段：階段I為體系反應引發期，在此階段體系反應慢、流動性好，體系強度等級由A級上升至C級需67 h；階段II為體系反應加速期，在此階段體系反應快，強度等級由C級上升至F級僅需19 h，并失去流動性；階段III為體系反應末期，由于此階段體系中絕大部分功能微球和功能單體已發生反應生成凝膠，加之凝膠的生成造成單體擴散受阻，因此在此階段，體系反應再次變慢，凝膠強度等級由F 級上升至I 級需48 h。3 個階段總共用時134 h，其中階段I 時間最長，這對體系的注入有利，能有效防止在施工過程中體系過早失去流動性而造成井筒和近井地帶而堵塞。

圖1 堵水體系成膠機理示意圖

圖2 65 ℃下堵水體系成膠強度等級與時間的關系

2.2 堵水體系成膠后的耐候性

由于堵水體系的作用部位是地層中高滲竄流區域，而高滲竄流區域含水飽和度高，堵水體系成膠后必定長期與該區域的地層水接觸，經受地層水浸泡，凝膠強度必定受損，因此，測定堵水體系成膠后在地層水浸泡下凝膠強度受損情況（即耐候性）能為預測堵水體系有效時間和體系改進提供重要依據。堵水體系成膠后在65 ℃回注水中浸泡不同時間的強度損失率如圖3 所示。由圖3 可知，隨著浸泡時間的延長，凝膠強度損失率略為增大，但浸泡60 d后的凝膠強度損失率僅為4.1%，說明該凝膠具有很好的耐候性。這主要是因為凝膠的三維網絡結構是以微球作為交聯節點，且含有苯環，因此凝膠的剛性較強，在水中浸泡時三維網絡結構形變小，凝膠強度損失小。此外，由圖3 可知，浸泡40 d以內的強度損失率變化幅度明顯比浸泡40 d 以上的強度損失率大，這說明凝膠強度的損失主要發生在浸泡的前40 d以內。

圖3 凝膠強度損失率與浸泡時間的關系

2.3 堵水體系的注入性及封堵性

地下成膠堵水體系在模擬油藏滲透率范圍的不同滲透率填砂管中的注入壓力變化見圖4。由圖4 可知，體系的注入壓力隨注入量的增加呈“臺階式”上升，這一現象說明體系中的功能微球在填砂管中經歷了“運移-聚集-再運移”過程逐步向前推進。體系在低滲透率填砂管中的注入壓力比在高滲透率填砂管中高，分析原因認為，這是由于低滲透率填砂管的孔喉尺度相對較小，體系的滲流阻力相對較大所致。但是，由于體系的初始黏度（65 ℃下的初始黏度為3.86 mPa·s）低，因而在模擬油藏滲透率范圍填砂管中的注入壓力均不高，即使在滲透率最低（1020×10-3μm2）的填砂管中，當注入量為1 PV時，注入壓力也僅有0.28 MPa。注入壓力低意味著體系具有良好的注入性，有利于優先進入高滲竄流區域。

圖4 堵水體系在不同滲透率填砂管中的注入壓力隨注入體積的變化

堵水體系成膠后對不同滲透率填砂管的封堵性能如圖5所示。由圖5（a）可知，體系在65 ℃下恒溫6 d 后，后續注水壓力均高于19.00 MPa，明顯高于注堵水體系時的壓力，說明體系能在油藏中順利成膠，且成膠后封堵強度高。這與凝膠具有以微球作為交聯點的三維網絡結構密不可分。從圖5（b）所示的封堵率測定結果來看，雖然隨著填砂管滲透率的增加，封堵率有所降低，但降低幅度不大，當填砂管滲透率由1020×10-3μm2增至5025×10-3μm2時，封堵率由96.7%降至91.2%，僅下降了5.6%，封堵率保持在90%以上。這說明注入過程中堵水體系能在油藏孔喉中均勻分布。

圖5 堵水體系成膠后對不同滲透率填砂管的封堵性

2.4 堵水體系的選擇性封堵性能

堵水體系對不同滲透率級差雙根并聯填砂管的選擇性封堵效果見表2。從表2可以看出，堵水體系成膠后，對并聯填砂管中的高滲透率填砂管的封堵率均高于90%，而對低滲透率填砂管的封堵率在15%左右；這說明堵水體系具有良好的選擇性封堵性能。堵水體系在注入過程中優先進入高滲竄流區域，并對該區域形成有效封堵。從堵水體系注入前后并聯填砂管中高、低滲透率填砂管相對產液量變化也進一步證明了這一事實。注入堵水體系前，高滲透率填砂管的產液量明顯高于低滲透率填砂管；而注入體系封堵后，高滲透率填砂管的產液量明顯低于低滲透率填砂管，但高滲透率填砂管仍具有一定產液能力，并未被完全堵死。對于油井堵水而言，這有利于后續被水驅替的原油向井筒滲流，有利于提高采收率。

表2 堵水體系對不同滲透率級差雙根并聯填砂管的封堵結果

2.5 堵水體系的耐水沖刷性能

1 PV 的堵水體系在模擬目標油田油藏平均滲透率為3000×10-3μm2的填砂管中成膠后的耐水沖刷性能見圖6。由圖6可知，堵水體系成膠后具有良好的耐水沖刷性能。當注水量從0 PV 增至85 PV時，封堵率由92.2%降至87.4%，僅下降4.8%；當注水量超過85 PV 時，封堵率基本保持在87.2%。整體來看，注水沖刷100 PV 后，封堵率僅下降5.0%。這進一步說明了所形成的凝膠具有較強的剛性結構，在長期注水沖刷下變形小，強度損失小，有利于封堵的持久性。

圖6 后續注水量對封堵率的影響

2.6 現場應用情況

目標井B31井是位于X油田北區的一口大斜度生產井，其對應生產層位為NmⅣ油組，油藏溫度為65 ℃，有效厚度為11.8 m，油組的平均滲透率為2500×10-3μm2，孔隙度為35%，屬于高孔高滲油藏。該井于2008 年1 月投產，由于早期主要受邊水影響，投產即見水，且含水逐年上升，截至2012 年12月，含水已由投產時的5.2%上升至25.5%。2017年9 月受生產提液和鄰近注水井注入水突破影響，該井含水上升速度明顯加快，截至2021 年9 月，含水率已上升至99.5%。

油藏評估結果顯示，B31 井剩余可采儲量約為4.5×104m3，剩余可采儲量較大。為挖掘該井所控區域油藏潛力，2021年10月對該井開展了地下成膠堵水體系（體系的組成為1%功能微球+3%功能單體+0.8%促膠劑）堵水先導試驗，試驗共計注入2266.0 m3堵水體系。注入結束后，關井成膠7 d再開井生產。

B31 井堵水前后的壓降測試結果如圖7 所示。注入堵水體系前，壓力在4 min 內由7.0 MPa 降至0 MPa，說明B31 井周圍已存在明顯的竄流通道。注入堵水體系后，壓力在60 min 內由11.8 MPa 降至4.8 MPa，隨后基本保持不變，這說明堵水體系成膠后對B31井周圍的竄流通道形成了有效封堵。

圖7 B31井堵水前后壓降測試結果

從B31 井堵水前后視吸水指數及產液情況可知，堵水作業后，該井視吸水指數由64.2 m3/（MPa·d）降至14.4 m3/（MPa·d），進一步說明該井周圍的竄流通道已得到有效封堵。正是由于竄流通道被封堵，后續來水的波及效率得到提高，進而油井產液含水率降低，產油量增加。相比于堵水前，B31井含水率由99.5%降至95.3%，平均日產油量由1.1 m3增至20.0 m3。截至2022 年9 月底，該井已實現凈增油3618.0 m3，且日產油量仍保持在20.0 m3左右。

3 結論

組成為1%功能微球+3%功能單體+0.8%促膠劑的地下成膠堵水體系在目標油藏溫度65 ℃下的成膠時間長達134 h，能有效防止施工過程中出現井筒成膠和近井地帶堵塞的風險。

地下成膠堵水體系具有良好的選擇性封堵性能，能優先進入高滲竄流區域；成膠后不僅能對高滲竄流區域產生強的封堵，封堵率達90%以上，而且具有良好的耐水浸泡和耐水沖刷性能，有利于封堵的持久性。

地下成膠堵水體系能對目標井竄流通道產生有效封堵，使目標井復雜來水得到控制，實現目標井的“降水增油”。