砂砾岩油藏水平井选择性堵水剂研究及矿场试验*

李宜坤，党杨斌，关 超，才 程，牛 壮，程 涛，黎兴文，崔 浪

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.青海油田钻采工艺研究院，甘肃敦煌 736202；3.青海油田采油二厂，青海茫崖 816400）

选择性堵水不依赖于找水资料，矿场施工简单、实用性强。国内赵福麟［1］论述了油井选择性堵水的原理。戴彩丽等［2］研究了海上油田水平井堵水技术。刘怀珠等［3］论述了水平井选择性堵水技术在高尚堡油田浅层油藏的应用情况。程静［4］、赵吉成［5］等研究了筛管完井水平井的堵水技术。杨昌华等［6］研究了一种耐温抗盐交联聚合物堵水剂材料。国外Zaitoun 等［7］研究了稠油油藏水平井聚合物处理方法。Tiwari等［8］研究了科威特Umm Gudair油田水管理（堵水、水处理）的方法。Guillot 等［9］论述了碳酸盐岩裂缝堵水技术。Yang 等［10］研究了支链亲水聚合物堵水剂。文献调研表明，国内外尚没有砂砾岩油藏水平井选择性堵水剂的研制及矿场试验先例。

青海昆北砂砾岩油藏为多物源辫状河沉积，厚度大、相变快，平面、层间、层内非均质性强。昆北主力油藏（切6区E1+2、切12区E31）于2009年投入开发后水平井产量递减大，出水严重，治水需求迫切。昆北砂砾岩储层具有孔隙与微裂缝双重介质特性，裂缝既是油流通道，又是水窜通道，要控水又要增油；油井产出剖面测试（找水）资料少，大部分出水部位不明确，地质分析认为油水同层，水平井射孔段长，分层定向堵水难以实施；叠置布井，上下对子水平井水平段垂直间距短，流场互相干扰。昆北油田“直注平采”井网使注采关系复杂，出水机理分析困难。基于昆北油藏特征、开发方式和堵水难点，研制了适合昆北油田的选择性堵水剂，考察了堵水剂的注入性能和封堵能力，并进行了堵水矿场试验。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

丙烯酰胺（AM），分析纯，氢氧化钠，化学纯，天津市百世化工有限公司；2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS），分析纯，杭州银湖化工有限公司；二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC），分析纯，淄博宏泰化工有限公司；N，N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA），化学纯，天津希恩思生化科技有限公司；亚硫酸氢钠，化学纯，南京维奥化工有限公司；过硫酸铵，分析纯，天津市同鑫化工厂；乙二胺四乙酸二钠（EDTA），分析纯，苏州启航生物科技有限公司；煤油，天津市北联精细化学品开发有限公司，分析纯，黏度1.4 mPa·s（20 ℃）；岩心注入水，青海昆北切12H13-7 上井产出水，同层位切10 井产出水矿化度为63 857 mg/L，含Ca2+5359 mg/L、Mg2+2857 mg/L、Cl-28 774 mg/L，黏度为1.0 mPa·s（20 ℃）；蒸馏水，自制；AM-AMPS-DMDAAC 交联聚合物堵水剂，自制；填砂管，长30 cm、内径2.54 cm，将0.075 mm（200 目）和0.046 mm（300 目）石英砂以体积比1∶1混合均匀后填制。

RS-600 流变仪，美 国Thermo Electron 公司；ZNN-D6S 型旋转黏度计，青岛兄弟石油机械厂；HH-S4 数显恒温水浴锅，金坛市医疗仪器厂；LA-950激光粒度分析仪，日本Horiba公司。

1.2 实验方法

（1）选择性堵水剂的制备

采用水溶液聚合方式。将AM、AMPS、DMDAAC（60%水溶液）3种单体配比及体系浓度优化，用50%的氢氧化钠溶液调节体系pH 值至7，加入交联剂MBA；将水浴锅温度调至50 ℃；通氮气30 min 后，加入适量的引发剂（过硫酸铵-亚硫酸氢钠）引发聚合；反应4.5 h 后停止，得到胶状共聚物（胶体）。将胶体分别切成胶块和磨成微胶粒进行性能评价实验。

（2）粒径的测定

用激光粒度分析仪测定微胶粒堵水剂的粒径，以选择与地层孔隙、微裂缝匹配的堵水剂。

（3）溶胀率的测定

将质量为mb的胶块放入装有蒸馏水的烧杯中，25 ℃下静置24 h 后取出，用筛网滤干水称量（ma）。按S=ma/mb计算溶胀率。

（4）流变性评价

用6%NaCl 溶液配制堵水剂体系，堵水剂质量分数为2%。在80 ℃、1 s-1下用流变仪测定堵水剂体系的黏度。在80 ℃和变剪切速率（0.1～1000 s-1）条件下，测定堵水剂体系的剪切应力。

（5）封堵能力评价

填砂管抽真空，饱和注入水，计算孔隙体积、孔隙度；向填砂管注入水，稳定后测水相渗透率Kwb；向填砂管注入煤油，驱替至产出液中不含水，测油相渗透率Kob；向填砂管注入0.5 PV 堵水剂；将填砂管密封，在80 ℃下静置48 h；反向向填砂管注入50 PV水，压力稳定后测水相渗透率Kwa；反向向填砂管注50 PV 煤油，压力稳定后测油相渗透率Koa。注入速率为1.5 mL/min。按Fw=(Kwb-Kwa)/Kwb计算注水封堵率，按Fo=(Kob-Koa)/Kob计算注油封堵率。

2 结果与讨论

2.1 交联剂加量的优化

青海昆北油田储层性质为砂砾岩，储层岩石润湿性以水湿为主，岩石表面具有负电性。基于该特点，设计了AM-AMPS-DMDAAC 三元共聚物堵水剂。堵水剂分子DMDAAC 链节带有正电性，有利于在岩石表面吸附；AMPS 链节则使交联聚合物颗粒具有较好的耐盐和吸水膨胀能力。对于该三元共聚物来说，交联剂的加量是影响堵剂性能的重要因素。

2.1.1 交联剂加量对胶体强度的影响

考察了交联剂（MBA）加量（占单体总质量的0.5%～2.5%）对胶体强度的影响。实验结果表明，MBA 加量占单体质量的1.5%时，得到的胶体强度适中，可进行拉伸；当MBA加量占单体质量的0.5%和1.0%时，得到的胶体强度不高，难以进行拉伸；当MBA 加量占单体质量的2.0%和2.5%时，得到的胶体硬度较大，表现出一定的脆性。当交联剂的用量较少时，交联程度不够，制备的胶体强度不高；当交联剂的用量较大时，制备的胶体过度交联，易发生断裂［11］。

2.1.2 交联剂加量对溶胀性能的影响

将制得的胶块样品置于蒸馏水中，测量其溶胀率。交联剂加量为0.5%、1.0%、1.5%、2.0%、2.5%时，胶体的溶胀率分别为6.5、6.2、7.0、4.8和2.6。当交联剂加量较小时，溶胀率较高，合成的胶体吸水后体积明显变大，达到溶胀平衡后依旧保持一定的强度。当交联剂的加量占单体质量的1.5%时，胶体的溶胀率达到最大值。当交联剂加量较大时，胶体的溶胀率较低。由此可见，交联剂MBA 加量为1.5%时，得到的胶体的强度和溶胀率较佳。

2.2 选择性堵水剂的粒径

用激光粒度分析仪测得微胶粒样品的中值粒径为329 μm，平均粒径为420 μm。样品粒度分布如图1 所示。地质研究认为，昆北储层微裂缝尺寸范围为100～1000 μm。根据颗粒桥堵规则，中值粒径为329 μm 的黏弹颗粒能在上述尺寸裂缝中形成有效堵塞。

图1 堵水剂粒径分布曲线

2.3 选择性堵水剂性能评价

2.3.1 流变性

测试堵水剂的流变性以考察该体系的储层注入性。在80 ℃、1 s-1的条件下，测得堵水剂体系的黏度为175 mPa·s。堵水剂体系的剪切应力随剪切速率的变化如图2 所示。可以看出，堵水剂体系显示出非牛顿流体的特征［12］。综合流变性评价结果可见，堵水剂体系具有可注入性。

图2 堵水剂体系的剪切应力随剪切速率的变化

2.3.2 封堵能力

填砂管驱替实验数据表明，堵水后再注水，注入压力由0.031 MPa 升高到0.188 MPa，提高了5.06倍。不同驱替阶段填砂管渗透率与注入量的关系如图3 所示。注入堵水剂后，填砂管水驱渗透率大幅度降低；二次油驱时，渗透率又迅速恢复。计算可得注水封堵率为83.5%，注油封堵率为20%，具有显著的油水选择性。

图3 填砂管渗透率与注入量的关系曲线

2.4 现场试验

青海昆北油田砂砾岩双重介质特性决定了出水原因的多样性和出水机理的复杂性。开发初期主要是边水侵入和水层水产出，开发生产中期主要是注入水窜进油井。裂缝或高渗条带是注入水突进的主要通道，直注平采、一采多注的强注井网是油井过早见水的“技术因素”。选用制备的堵水剂封堵裂缝或高渗透层，2015 年9 月在昆北油田切A井进行首次选择性堵水试验。至2019 年12 月，共实施水平井选择性堵水6口井7个井次。

2.4.1 选井条件

不同的油藏、油井有不同的选井条件。在昆北油田，水平井选择性堵水选井考虑以下条件：投产初期产油量较高，10 t/d以上；含水快速上升，1年内含水率值升高50%以上；高含水，含水率大于80%；高产液，为平均产液量的2 倍以上或更大；低产油，为平均产油量的50%或更小，或1.5 t/d以下；累积产油量相对较少，1.5×104t以下。另外，要求目标井具有代表性，优先选择叠置水平井以及注入水突进油井。对于井况，优先选择固井质量合格、套管无漏失的油井。

2.4.2 典型试验井例

昆北油田切12 区E31储层岩性为砂砾岩，岩石胶结类型为孔隙型和基底型。孔隙类型主要以原生粒间孔为主，溶蚀孔占一定比例，见有少量的微裂缝。孔隙度变化范围2.1%～25.8%，平均为12.1%；渗透率变化范围0.01×10-3～428.8×10-3μm2，平均为2.1×10-3μm2。

（1）切A井

切A井为昆北断阶带切12井区的一口水平井，2011 年12 月投产，产层位为E31。堵水前该井产油0.71 t/d，含水率95.66%。2015年9月24—28日进行选择性堵水，施工管柱为光油管。使用调剖泵笼统注入前置液（0.15%高分子聚合物溶液）20 m3、堵水剂主段塞285 m3（0.5%选择性堵水剂150 m3、2%选择性堵水剂135 m3）、后置液（0.25%高分子聚合物溶液）35 m3、清水顶替液35 m3，共375 m3，施工曲线如图4 所示。10 月5 日恢复生产，堵水后最高产油5.28 t/d，增加了4.57 t/d；最低含水率70%，降低了26百分点。同时，位于切A井同一油层的叠置水平井切B井，因上井注入堵水剂改变了渗流场，日增油1 t，含水率下降了10 百分点。切A 井堵水矿场试验收到较好的增油降水效果。堵水有效期350 d，上、下两口井共增油855 t。

图4 切A井堵水施工曲线（第1次）

2017年9月，对切A井进行第2次堵水，笼统注入选择性堵水剂530 m³，有效期607 d，增油477 t。两次堵水前后的产油量曲线如图5所示。

图5 切A井堵水前后的生产曲线

（2）切C井

切C 井于2012 年5 月射孔投产，生产层位为E31。2016 年3 月日产液20.3 m3、日产油0.16 t，含水率99.1%。2016 年4 月进行选择性堵水，施工管柱为卡顶封光油管。笼统注入前置液20 m3、堵水剂主段塞450 m3、后置液10 m3、顶替液60 m3共545 m3，施工曲线如图6 所示，堵水前后的产油曲线如图7所示。堵水后，日产液由20.7 m3降至4.7 m3，日产油由0.18 t升至3.1 t，最高升至4.72 t，含水率由99.1%降至34%，最低降至5%。2016 年11 月按注采转换开发试验方案部署转为注水井。转注之前，生产170 d，增油383 t。相邻的叠置水平井切D井也见到了增油降水效果。

图6 切C井堵水施工曲线

图7 切C井堵水前后的生产曲线

选择性堵水剂还在昆北切12 区块切E 井、切F井、切G和切H井进行了试验。由表1数据可见，这4口水平井也取得了较好的增油降水效果。

表1 切12区块其他4口水平井的堵水效果

3 结论

基于青海油田昆北砂砾岩油藏特征及开发生产特点，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基二烯丙基氯化铵为原料，制备了三元共聚物水平井选择性堵水剂，通过考察交联剂用量与冻胶强度和溶胀率的关系，优选交联剂加量为单体总质量的1.5%。堵水剂粒径与地层孔隙匹配，具有注入性和较好的油水选择性。堵水剂在昆北油田试验6口井，增油降水效果较好。