裂缝性油藏二次交联凝胶堵剂体系研究与评价——以A油田为例

吴小路，孙常伟，谷 悦，李晓伟，徐国瑞

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000；2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

A油田为潜山裂缝块状底水油藏，储层内部裂缝发育、连通性好、单井产能高，为典型双重介质油藏。由于裂缝发育程度高且随机性强，不同油井产能差异大。油田在开发过程中，注入水或是边底水极易沿着大裂缝窜流，造成油井水淹，微小裂缝及基质中的原油难以动用，油井水淹后治理难度较大[1]。由于裂缝发育和非均质性强，加之常规堵剂封堵强度和处理深度不足，增产效果不理想[2]。

二次交联凝胶堵剂体系是在地面将聚合物与第一交联剂进行预交联反应，形成有一定黏度的弱凝胶，再混合第二交联剂后注入地层[3]，因而具有滤失小、封堵强度大等优点，更适用于封堵高角度裂缝。本文根据A油田特征，模拟油田地层条件，分别从体系配方优化、堵剂性能评价等方面开展实验研究。

1 实验条件

1.1 地层条件

地层温度：70 ℃；

地层水矿化度：5 000 mg/L；

模拟裂缝宽度：1.00 mm、2.00 mm、4.00 mm。

1.2 实验仪器

实验所用主要仪器见表1。

表1 实验主要仪器

1.3 黏度测定标准

1.3.1 聚合物溶液及一次交联凝胶

在室温25 ℃条件下，采用旋转黏度计测定黏度值。其中，旋转转子为61号转子，转速为6 rpm。

1.3.2 二次交联后的凝胶体系

采用目测代码法[4]（通过翻倒试剂瓶，观察合成的凝胶体系舌长，根据凝胶强度代码法来评价凝胶体系成胶强度），如表2所示。

表2 凝胶强度代码标准

2 二次交联凝胶堵剂体系配方优选

实验所用聚合物为油田常用的速溶型干粉聚合物，先进行地面第一交联体系质量分数优选，再进行地下反应的第二交联剂质量分数优选。

2.1 聚合物质量分数优选

固定第一交联剂聚交比为12∶1，分别设定聚合物质量分数为0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%，考察聚合物质量分数对一次成胶性质的影响（图1）。

由图1可知，在聚交比不变的情况下，聚合物质量分数越大，一次交联后成胶强度越大，交联时间越短。这是因为在一定条件下，聚合物分子的水力学半径一定，随着聚合物质量分数的增加，聚合物分子之间碰撞、缠绕的机率增大，增加了聚合物与交联剂分子之间交联机会，形成三维结构所需要的时间变短[6]；如果聚合物质量分数太低，形成的凝胶强度太弱。另外，海上油田作业通常为两套15方罐切换配液实现连续注入，泵注入排量通常为6～8 m3/h，要求一次成胶时间在1.0～2.0 h，同时为了保证一次交联反应生成的弱凝胶的泵注性和防滤失性，一次成胶的黏度应在200.0～300.0 mPa·s。聚合物质量分数为0.3%时，成胶强度为204.6 mPa·s，成胶时间为1.5 h，满足成胶时间和强度的双重要求，所以最终优选聚合物质量分数为0.3%。

图1 聚合物质量分数对一次交联体系性质的影响

2.2 第一交联剂聚交比优选

用模拟地层水配制聚合物溶液，固定聚合物质量分数为0.3%，聚交比分别为8∶1、10∶1、12∶1、14∶1、16∶1，在常温下考察聚交比对一次成胶性质的影响，实验结果如图2所示。

由图2可知，弱凝胶的形成与聚交比密切相关。聚合物质量分数一定时，随着聚合物质量分数与交联剂质量分数之比降低，体系的成胶速度加快，形成的弱凝胶强度增加，聚交比太高则不能形成凝胶，当聚交比为16∶1时几乎不成胶，聚交比为10∶1时成胶时间缩短至0.8 h。为了保证一次交联反应生成的弱凝胶的泵注性、防滤失性和施工要求，一次成胶的黏度应在200.0～300.0 mPa·s，成胶时间应在1.0～2.0 h。当聚交比为12∶1时，成胶强度为204.6 mPa·s，成胶时间为1.6 h，所以最终优选第一交联剂的最佳聚交比为12∶1。

图2 不同聚交比对一次成胶性质的影响

2.3 第二交联剂质量分数优选

固定聚合物质量分数为0.3%，第一交联剂聚交比为12∶1，分别设定第二交联剂质量分数为0.8%、1.0%、1.2%、1.4%、1.6%，加入第二交联剂后置于70 ℃恒温箱中，考察第二交联剂质量分数对二次成胶性质的影响，成胶情况采用目测代码法观察，实验结果如表3所示。

由表3可知，第二交联剂质量分数越高，成胶强度越高，成胶时间越短，最终成胶强度达到H级，交联剂质量分数为1.2%～1.4%时成胶强度保持稳定，增加至1.6%时，成胶强度虽然较高，但成胶时间大幅度缩短至24.0 h，在现场施工时容易引起注入压力持续升高问题。所以综合优选第二交联剂质量分数为1.2%～1.4%。

表3 不同第二交联剂质量分数的成胶实验结果

3 二次交联凝胶堵剂体系性能评价

3.1 注入性评价

在缝宽2.00 mm的条件下利用裂缝岩心模型，采用0.5 mL/min的注入速度，设计注入1 FPV、2 FPV、3 FPV、4 FPV、5 FPV不同体积的堵剂体系，配方为0.3%聚合物+聚交比12∶1第一交联剂+1.2%第二交联剂，研究注入体积对于堵剂体系注入性的影响。实验结果如表4和图3所示。

表4 二次交联凝胶堵剂不同注入体积时的阻力系数

图3 二次交联凝胶堵剂不同注入体积时的注入压力曲线

由实验结果可以看出，堵剂体系随着注入FPV数增大，注入压力和阻力系数基本保持稳定，阻力系数为17.92～18.00，说明二次交联凝胶堵剂体系具备良好的裂缝注入性。

3.2 封堵性评价

将不同缝宽的模拟岩心装入驱替装置，用模拟地层水驱替计算初始渗透率，向模型中注入1 FPV堵剂体系（堵剂配方同上），记录流量和压差。再将注入堵剂的岩心置于70 ℃烘箱内候凝60.0 h成胶，然后用模拟地层水驱替来计算突破压力梯度、残余阻力系数和封堵率。

由表5可以看出，缝宽为1.00 mm时，突破压力梯度最低，分析其主要原因，只注入了1 FPV堵剂，裂缝中堵剂留存量较少，受孔隙中地层水稀释影响，成胶强度比大裂缝中堵剂低；缝宽为4.00 mm时堵剂的突破压力梯度较缝宽为2.00 mm有所下降，分析其主要原因是随着裂缝宽度的增大，胶体在裂缝中受到挤压，剪切面积增大[7]，进而导致堵剂的实际受力情况增加而被外部流体突破，但是整体突破压力梯度仍处于较高水平，表明堵剂具有较好的韧性以及良好的形变能力（图4）。另外，堵剂对裂缝岩心进行封堵之后，渗透率明显降低，后续水驱压力增加且封堵率达99%以上，表明堵剂强度高，封堵能力强，适用于裂缝性油藏堵水。

图4 二次交联凝胶堵剂在不同缝宽裂缝岩心中的成胶情况

表5 二次交联凝胶堵剂封堵效果评价

4 总结

（1）通过体系配方优选，得出二次交联凝胶堵剂体系配方为0.3%聚合物+聚交比12∶1第一交联剂+1.2%～1.4%第二交联剂。

（2）优选出的二次交联凝胶堵剂体系具有良好的成胶效果和注入、封堵性能，适用于裂缝性油藏堵水。其成胶时间为50.0～59.0 h，最终成胶强度可达H级，注入阻力系数为17.92～18.00，突破压力梯度不小于1.8 MPa/m，封堵率达到99%以上。