双相复合凝胶堵水体系研究与应用

张文喜，徐国瑞，王晓龙，李晓伟，贾永康，杨劲舟

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

相比于陆地油田，海上油田具有采油强度大、采油速度高的特点[1，2]，注水开发后期，会加剧储层的非均质性，造成水突进、水窜、水淹，最终导致油井含水上升速度快。严重时可造成油井限产或者关停，影响油田整体开发效果。因此油井堵水对于油田的可持续性开发具有重要意义[3-5]，而目前油井应用较多的为化学堵水[6，7]，但目前的化学堵剂，一方面由于体系初始黏度高，导致注入压力高，使堵剂对储层的高渗层或水层无选择性或者选择性差，不利于堵剂的深部运移，造成储层过度封堵，影响产液量[8-10]；另一方面成胶后强度小、韧性差、造成降解速度快的缺点[10-12]。针对以上问题，开展了双相复合凝胶堵水体系的研究工作，通过室内实验对体系的溶解性、初始黏度、成胶性能、注入性及选择封堵性等参数进行了评价。通过海上油田的成功应用，表明该技术具有广阔的应用前景。

1 作用机理

双相复合凝胶堵水体系由多电荷有机和无机非金属、金属等多组分组成，地层条件下，各组分间在大孔道内发生耦合反应，慢慢生成低分子初聚体。初聚体的相对分子质量较低，由几个分子组成，表现为一种分散的多电荷体。分散多电荷体再进一步发生水化反应，形成多结晶水的稳定不溶于水的高强度胶体，从而封堵油井水窜通道，产水得到抑制，原动用较低或未被动用的储层得到动用，达到降水增油的目的。

2 药剂性能评价实验

2.1 实验仪器

电子天平（0.000 1 g）、烘箱、布氏黏度计DV-2、针入度仪、搅拌器、多功能岩心驱替设备等。

2.2 实验材料

DPC-A 剂（固体），DPC-B 剂（固体），实验用原油145 mPa·s（25 ℃），实验用水为渤海油田注入水，总矿化度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 复合体系溶解时间及初始黏度

室温下，配制不同配方的堵水体系溶液，使用布氏黏度计测试不同时刻不同配方的黏度，得到相应的溶解时间及初始黏度，结果（见表1）。由表1 可知，不同配方的复合堵水体系溶解时间短，均小于5 min，溶解后初始黏度低，为3 mPa·s～8 mPa·s。

2.4 复合堵水体系成胶性能评价

室温下，分别配制不同浓度的复合堵水体系溶液，放入不同温度的恒温箱中，其成胶时间及成胶强度（见图1～图4）（强度测试：强度采用针入度法测试体系凝固后强度）。

图1 DPC-A 浓度为20 %时，不同浓度DPC-B 体系成胶时间与温度关系曲线Fig.1 The relationship between gelation time and temperature of different concentration DPC-B when DPC-A is 20 %

表1 溶解性实验结果Tab.1 Experimental results of solubility

图2 DPC-A 浓度为20 %时，不同浓度DPC-B 体系强度与温度关系曲线Fig.2 The relationship between gelation strength and temperature of different concentration of DPC-B when DPC-A is 20 %

图3 DPC-A 浓度为15 %时，不同浓度DPC-B 体系成胶时间与温度关系曲线Fig.3 The relationship between gelation time and temperature of different concentration DPC-B when DPC-A is 15 %

图4 DPC-A 浓度为15 %时，不同浓度DPC-B 体系强度与温度关系曲线Fig.4 The relationship between gelation strength and temperature of different concentration of DPC-B when the concentration of DPC-A is 15%

由图1～图4 可以看出，相同浓度体系下，体系的凝固时间随温度的升高而变短，成胶时间越快；针入深度随着温度的升高呈现先变小后不变的趋势，说明当温度达到一定条件时，体系成胶强度不再变化；当体系配方为20 % DPC-A+3 % DPC-B 时，不同温度下，体系的针入深度相同，说明成胶强度相同，只是达到相同成胶强度的时间不同，温度越低，需要的时间越长。同一温度下，随着DPC-B 剂浓度的增加，达到相同针入深度，所需要的时间越短。综上，可根据不同的油藏条件和成胶强度需求，选择不同体系的浓度。

2.5 注入性及封堵性评价

实验步骤：（1）将80～100 目石英砂装入两根填砂管（30 cm）中压实，将岩心管两端密封，分别编号为1#岩心和2#岩心；（2）分别将两块岩心抽至真空，饱和油田注入水，计算孔隙体积；（3）以1 mL/min 的流速正向注入油田注入水，测定两根岩心的堵前水测渗透率。

2.5.1 注入性评价 在60 ℃条件下，以1 mL/min 的流速向1#岩心注入2 PV 的堵水体系（20 % DPC-A+3 % DPC-B），记录注入压力变化情况，结果（见图5）。

由图5 可知，水测渗透率时注入压力0.005 MPa，注入复合堵水体系后，压力缓慢上升，注入2 PV 后，注入压力最终稳定在0.02 MPa，阻力系数为4。

2.5.2 封堵性评价 在60 ℃条件下，以1 mL/min 的流速向2#岩心注入1 PV 的堵水体系（20 % DPC-A+3 %DPC-B）；注入完毕后，将2#岩心密封后放置60 ℃恒温箱中，候凝6 d，以1 mL/min 的流速正向注入油田注入水，测定岩心的堵后渗透率，结果（见图6）

由图6 可知，注入堵剂溶液阶段压力比较平缓，候凝6 d，进行后续水驱，压力迅速上升，达到突破压力1.2 MPa 后压力开始下降，后续水驱4 PV，压力稳定在0.9 MPa 左右，封堵率94.4 %，残余阻力系数180。

2.5.3 选择性封堵实验

2.5.3.1 对水层的选择性封堵 （1）准备好并联的三根填砂岩心（L300×φ25 mm），水测渗透率；（2）分别向1 号填砂管饱和（原油70 %+0.5 %盐水溶液30 %），2号填砂管饱和（原油50 %+0.5 %盐水溶液50 %），3 号填砂管饱和（原油30 %+0.5 %盐水溶液70 %）；（3）向并联填砂管注入0.3 PV 堵水体系（20 % DPC-A+3 %DPC-B）；（4）60 ℃条件下，候凝6 d；（5）驱替并联岩心至含水达到98 %，计算出三个并联管堵后的渗透率，实验结果（见表2）。

从表2 可以看出，不同含水的填砂管，封堵率不同，当含水为30 %时，封堵率为15.0 %，当含水为70 %时，封堵率达78.4 %，表明复合堵水体系优先进入含水较高的通道，对高含水层具有选择性和较高的封堵性。

图5 注入压力随PV 数的变化曲线Fig.5 Injection pressure with PV number

图6 注入压力随PV 数变化曲线Fig.6 Injection pressure with PV number

表2 选择性封堵实验结果Tab.2 Experimental results of selective plugging

2.5.3.2 对渗透率选择性封堵 （1）准备3 组不同渗透率的填砂管（L300×φ25 mm），测试其封堵前渗透率；（2）配制复合堵水体系（20 % DPC-A+3 % DPC-B）；（3）向并联的3 个填砂管同时注入1 PV 的堵剂溶液；（4）候凝6 d 后，分别测试封堵后3 个填砂管的水相渗透率，结果（见表3）。

从表3 可以看出，不同注入压力下，双相复合凝胶堵水体系对高渗层的封堵率最高，中渗层次之，低渗层最低；渗透率级差为3 左右时，复合堵水体系在不同压力下均可注入；当渗透率级差为15 左右，注入压力为0.01 MPa 和0.05 MPa 时，复合堵水体系未能进入低渗层，当注入压力为0.1 MPa 时，才有复合堵水体系进入低渗层，但封堵率很低为9.2 %。表明体系对渗透率具有选择性，不同渗透率下，体系优先进入高渗透率层，渗透率级差越大，体系越不容易进入低渗层。

表3 选择性封堵实验结果Tab.3 Experimental results of selective plugging

3 矿场应用

3.1 措施井概况

南海北部X 井位于油层构造南部，为边水油藏，油藏压力15.0 MPa，油藏温度80 ℃，水平井水平段长817.4 m，采用优质筛管完井。储层物性差，平均渗透率54 mD，地下原油黏度22.3 mPa·s，层内纵向非均质强，油层中部段测井解释渗透率为2 653 mD，远高于其他井段。该井存在问题：（1）含水率上升速度快，呈现台阶式上升的边水突破特征，含水率94 %左右；（2）水平段渗透率差异大，最大渗透率达到2 653 mD，为水窜来向；（3）与同一生产层位的Y 井存在井间干扰。

3.2 方案设计

结合室内实验和现场情况设计了试注、封堵和顶替三个段塞，其中试注为注入水，设计量为60 m3；封堵段塞为复合堵水体系溶液，根据油藏条件优选堵水体系（15 % DPC-A+2 % DPC-B），设计封堵半径2.5 m，设计量为260 m3；顶替段塞为注入水，设计量为80 m3。

3.3 措施效果

为封堵高渗水窜带，提高低渗层动用程度，实现降水增油。2019 年10 月对X 井实施复合堵水体系笼统堵水作业，累计注入试注段塞60 m3，封堵段塞256 m3，顶替段塞80 m3，注入结束后关井6 d。开井初期由于液量较低，含水波动较大，10 d 后日液量及油量均提高，含水降至88 %，截止2020 年6 月，日产液216.1 m3，日产油20.73 m3，含水90 %，平均含水下降约4 %，日增油10.8 m3，增产幅度达到100 %，控水增油效果明显（见图7）。

图7 X 井措施前后生产曲线Fig.7 Production curve before and after construction

4 结论

（1）双相复合凝胶堵水体系溶解时间小于5 min，初始黏度低为3 mPa·s～8 mPa·s，注入阻力系数小，无需熟化，适用于海上油田作业空间小，过筛网注入的需求。

（2）双相复合凝胶堵水体系的适应温度为60 ℃～170 ℃，成胶后为固体，强度高，耐冲刷性好。

（3）双相复合凝胶堵水体系具有良好的油水选择性，优先进入高渗含水层，注入量为0.3 PV 时，对高含水层封堵率为78.4 %，对低含水层封堵率为15 %。体系对渗透率具有选择性，渗透率级差越大，体系越不容易进入低渗层。

（4）根据室内研究成果进行了现场试验，该井施工后平均含水率下降约4 %，平均日增油10.8 m3，井组累计增油量5 536 m3，有效期已达8 个月，目前仍在有效期内。结果表明，双相复合凝胶堵水体系具有良好的控水增油效果。