Q1块堵水剂动态性能评价

闫文华，汪宁宇(东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318)

Q1块堵水剂动态性能评价

闫文华，汪宁宇
(东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318)

对适应Q1块地质特征的堵水配方进行了裂缝岩心封堵实验和双管并联岩心封堵实验，以评价Q1块堵水配方的封堵性能。实验结果表明，所设计Q1块堵水剂对人工岩心裂缝和高渗透层封堵率高，封堵效果好。堵剂注入量推荐选择0．6 PV，可提高低渗透层分流率，保证后续注水能对低渗透层进行有效驱替，并有利于延长堵水施工有效期。

堵水剂;突破压力梯度;分流率;低渗透

随着常规油藏可开发潜力的降低，非常规油藏逐渐成为了接替常规油藏产量的主力［1］。与常规油藏相同，非常规油藏同样存在注入水沿裂缝或高渗透层突进，高渗透层水洗严重、分流率过高，致使低渗透层无法得到有效开采问题［2-4］。通过近50年的发展，化学调剖堵水技术已成为解决相关问题，提高油田采收率的重要手段［5-6］。Q1块属于典型的低渗透裂缝油藏。低渗透油藏天然能量低，注水开发过程中由于区块内裂缝较发育，注入水沿裂缝突进严重，注水效率低。为解决上述问题，拟对Q1块水淹严重层进行化学堵水研究，利用堵水剂高黏度的特点使其进入高渗层，降低高渗层吸水，提高低渗层吸水率，从而提高油田采收率［7-9］。

1 裂缝岩心封堵实验评价

利用人造岩心模拟Q1块地质条件，对堵剂体系在一定压差下的封堵效果(包括封堵率、突破压力梯度、耐冲刷性等)进行综合评价。

1．1实验装置

实验采用单管岩心，实验流程装置如图1所示。

1．2实验仪器

恒温箱;恒速恒压泵(ISCO-100DY，压力为0～70 MPa流速为0．005～30 mL/min);中间容器(ZR-2型，无锡海安石油科学仪器厂制造);真空泵(2ZY-2型旋片真空泵);岩心夹持器(CR-4型，上海安达石油技术仪器厂制造);布氏黏度计;天平;六通阀、精密压力表、手摇压力泵、管线、量筒及三通阀门若干。

1．3实验材料

(1)实验用水:现场实际采出污水与蒸馏水按一定比例混合配制，使用前均经过微孔(0．2μm)过滤。

(2)堵水剂配方选用聚合物相对分子质量2 500×104，质量分数为0．3%，交联剂(重铬酸钾)0．2%，引发剂(亚硫酸钠)0．4%，稳定剂(硫脲)0．05% (以上为质量分数)的堵水体系配方［10-11］。测量初始黏度选用1号转子，转速6 r/min;测量初凝强度选用2号转子，转速6 r/min，测量温度55℃。堵剂性能如表1所示。

(3)人造岩心:将天然砂打碎研磨后，加水混合、制模和干燥处理后制作成块状人造砂岩岩块，将岩心切割成模型尺寸为30 cm×4．5 cm×4．5 cm的长方形小块，基质水测渗透率为40×10－3μm2，在岩心中间切割1 cm×4．5 cm×15 cm的裂缝，裂缝中充填石英砂，放入岩心夹持器中进行裂缝堵水实验。

图1 单管岩心实验装置及流程Fig．1 Single-tube core experimental device and flow chart

表1 动态实验用堵剂配方Table 1 The formula of blocking agent in dynam ic experiment

1．4实验步骤

(1)按图1安装调试仪器设备。恒温箱控温在61℃。

(2)用Q1块模拟地层水测量裂缝岩心的原始渗透率。

(3)按照配方配制堵水剂，常温下搅拌15 min，然后等待注入岩心。

(4)分别向1-1号、1-2号、1-3号三块岩心反向注入0．1、0．2、0．3 PV的堵剂。

(5)停泵候凝。

(6)堵剂成胶后，测量岩心的突破压力。(7)测量岩心突破后的渗透率。

1．5实验结果及分析

1．5．1突破压力梯度分析堵剂成胶后，实验测量岩心的突破压力结果如表2所示。

表2 压力梯度数据Table 2 Pressure gradient data sheet

从表2中数据可以看出，突破压力梯度逐渐增大时堵剂的注入量即PV数是增加的;1-3号岩心的突破压力梯度较高，最高达到25．73 MPa/m，说明注入量为0．3 PV时的堵剂体系能对大孔道进行有效封堵且该堵剂体系具有较好的成胶强度。

1．5．2岩心封堵率及残余阻力系数分析实验测得岩心封堵率及残余阻力系数如表3所示。

表3 岩心实验数据Table 3 Core experimental data sheet

由表3可知，随着堵剂注入量的增大，裂缝岩心的封堵率及残余阻力系数均增大。当堵剂注入量为0．3 PV且岩心两端压差达到稳定后，1-3号岩心的封堵率最高，残余阻力系数也最高。该堵剂对裂缝岩心的封堵率达到96．55%，说明堵剂注入量为0．3 PV时封堵效果最好。注入量为0．3 PV时，该堵剂体系能有效的封堵裂缝，满足裂缝性油藏堵水的需要。

1．5．3耐冲刷性分析测定封堵率后继续水驱至少20倍孔隙体积，连续测定不同注入水体积下的封堵率。绘制在注入不同PV数堵剂条件下，封堵率与驱替水注入体积关系曲线如图2所示。

图2 岩心封堵率随注入水体积变化曲线Fig．2 The plugging rate of core varies w ith the volume of in jected water

由图2可知，后续注水的增加使裂缝岩心的封堵率稍有降低，但对整体封堵效果影响很小，当堵剂注入量为0．2、0．3 PV时封堵效果较0．1 PV时好，随着后续注水量的增加封堵率仍可达94%以上，说明所设计堵水体系耐冲刷性好，封堵性能强。

2 双管并联岩心封堵实验评价

利用双管并联人造岩心模拟低渗透裂缝性油藏的地质条件，探讨该堵剂体系对不同渗透率地层的水驱改善程度和堵剂的封堵特性［12］。

2．1实验装置

与单管岩心实验装置不同之处在于，在单管岩心夹持器上游连接处并联一新的岩心，同时用量筒测量采出液量。

2．2实验材料

实验用水与堵水剂配方与单管岩心实验相同。

人造岩心:将天然砂打碎研磨后，加水混合、制模和干燥处理后制作成块状人造砂岩岩块，将人造岩块切割成圆柱状，几何尺寸为10 cm×2．5 cm。实验用岩心模型参数如表4所示。

表4 岩心尺寸数据Tab le 4 Core size data

2．3实验步骤

(1)用Q1块模拟地层水测量三组共六块岩心的原始渗透率。

(2)按照配方配制堵水剂，常温下搅拌15 min，然后等待注入岩心。

(3)分别向三组并联岩心反向注入0．1、0．3、0．6 PV的堵剂。

(4)候凝。(5)待凝胶成胶后，测量岩心的突破压力。(6)测量岩心突破后的渗透率及封堵率。

2．4实验结果及分析

在不饱和油的情况下进行堵水剂流动性能实验，评价堵水剂的封堵效果以及水驱改善程度。

2．4．1突破压力梯度分析突破压力为堵水实验水驱过程中压力的最大值，测得双管并联堵水实验中突破压力梯度如表5所示。

表5 岩心突破压力梯度实验结果Table 5 Core breakthrough pressure gradient experimental data sheet

从表5中可以看出，随着堵剂注入量由0．1 PV增大至0．3、0．6 PV，突破压力梯度由15．2 MPa/m增大至32．5、38．4 MPa/m，说明随着堵剂注入量的增加，突破压力梯度呈增长趋势。但可明显看出，堵剂注入量由0．3 PV增加至0．6 PV时突破压力梯度增长幅度，小于0．1 PV增加至0．3 PV时突破压力梯度的增长幅度。可能的原因是向岩心注入堵水剂后，未注入水时堵剂位于注入端前部，随着后续水的注入堵剂向后运移，或部分向后运移，当堵剂注入量在0．1～0．3 PV内堵剂运移出岩心量小，或不会运移出岩心;当堵剂注入量大(0．6 PV)时堵剂的初始位置就较0．3 PV时靠后，使得随着后续水的注入堵剂更容易被挤出岩心，相应的岩心内存有堵剂量就会降低，所以突破压力梯度不随堵剂注入量的增加呈直线关系。

2．4．2高渗透岩心封堵率分析岩心封堵率实验测试结果如表6所示。

表6 岩心封堵率实验结果Table 6 Core plugging rate experimental data sheet

由表6中可知，当岩心两端压差稳定后三组实验中的2-1号、3-1号、4-1号高渗透岩心封堵率均达到99%以上，说明该堵剂体系可以对非均质油藏中的高渗透层位进行有效的封堵，选堵性优。

2．4．3分流率分析岩心分流率实验测试结果如表7所示。

表7 岩心分流率实验结果Table 7 Core shunt rate experimental data sheet

从表7中数据可以看出，4-2号低渗透岩心的分流率提高最多，封堵后分流率占90%，低渗透层高分流率可使后续驱替相对低渗透层形成有效驱替。结合表5可以看出，3-2号岩心采用堵剂注入量0．3 PV分流率为80%，仅比注入量为0．6 PV的4-2号岩心的分流率低了10%，从经济效果考虑，应继续在堵剂注入量0．3～0．6 PV进行分选。从施工措施有效期角度考虑，增加堵剂用量有利于延长堵水有效期，且经济因素影响较小，推荐堵剂用量应选择0．6 PV。

3 结论

(1)注入量为0．3 PV时，Q1块堵剂体系能有效封堵裂缝岩心，且经过后续注水20 PV后，封堵率仍可达94%以上，封堵效果强，满足裂缝性油藏堵水的需要。

(2)堵剂体系对低渗层渗透率损害微小，堵剂注入量推荐选择0．6 PV，可提高低渗透层分流率，保证后续注水能对低渗透层进行有效驱替，并有利于延长堵水施工有效期。

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(编辑王亚新)

Dynamic Performance Evaluation ofWater Shutoff Agent of Q1 Block

Yan Wenhua，Wang Ningyu
(College of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China)

The plugging experiments of the core block and the double-pipe parallel core were carried out to evaluate the sealing performance of the water shutoff formula of Q1 block geologic feature．The experimental results show that the design of Q1 block water shutoff agent;breakthrough pressure gradient;split-flow ratio;low permeability ter blocking agent can seal up the artificial core crack and high permeability layer with high sealing effect．It is suggested that0．6 PV should be used to increase the shunting rate of the low permeability layer and ensure the effective flooding of the low permeability layer and to extend the effective period ofwater shutoff．

Water shutoff agent;Breakthrough pressure gradient;Split-flow ratio;Low permeability

TE358+．3

A

10．3969/j．issn．1006-396X．2017．04．006

1006-396X(2017)04-0027-05

2017-02-27

2017-03-10

中国石油科技创新基金项目(2013D-5006-0203)。

闫文华(1967-)，女，博士，教授，从事油田开发及提高采收率方面研究;E-mail:dqyanwh@163．com。

汪宁宇(1992-)，男，硕士研究生，从事油田开发及提高采收率方面研究;E-mail:237729464@qq．com。