碳酸盐岩油藏聚合物凝胶调堵体系的性能评价及应用

陈利新　姜振学　李彬儒　王霞　孙新　郭继香

摘要：针对碳酸盐岩油藏经过长期注水开发后波及效率降低、水窜严重、提高采收率效果差的难题，提出利用流道调整配合注水开发的方法，研发耐温耐盐聚合物凝胶调堵体系，考察其在高温高盐油藏条件下的应用性能。根据油藏条件及剩余油情况分析耐温耐盐聚合物整体调堵可行性。结果表明：体系耐温可达140 ℃，耐盐2.36×105 mg/L，岩心封堵率为95.21%；采用“两头封堵”（即注水井与采油井同步作业）措施后，含水率由100%下降至50%；施工前、后相同生产时间累积增油800 t，平均日增油5.5 t。

关键词：碳酸盐岩油藏； 注水开发； 流道调整； 聚合物凝胶

中图分类号：TE 344 文献标志码：A

引用格式：陈利新，姜振学，李彬儒，等.碳酸盐岩油藏聚合物凝胶调堵体系的性能评价及应用［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（2）：115-122.

CHEN Lixin， JIANG Zhenxue， LI Binru， et al. Performance evaluation and application of polymer gel plugging system in carbonate reservoir［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（2）：115-122.

Performance evaluation and application of polymer gel plugging system in carbonate reservoir

CHEN Lixin1，2， JIANG Zhenxue1， LI Binru1， WANG Xia2， SUN Xin1， GUO Jixiang1

（1 Unconventional Oil and Gas Institute in China University of Petroleum （Beijing）， Beijing 102249， China; 2.Donghe Oil and Gas Production Management Zone of Tarim Oilfield Company， PetroChina， Korla 841000， China）

Abstract： In view of the problems of low sweep efficiency， serious water channeling， and poor recovery during enhanced oil recovery schemes in carbonate reservoirs after long-term water injection programs， a method of flow channeling coupled with water injection scheme was proposed. A high-temperature and high-salt resistant polymer gel system was developed to plug high permeable zones， whose performance under these extreme conditions has been investigated. And the feasibility of the overall plugging of the temperature and salt resistant polymer was analyzed according to the reservoir conditions and the remaining oil. The results show that the temperature resistance of the system can reach 140 ℃， the salt resistance is 2.36×105 mg/L， and the core plugging rate is 95.21 %. After adopting the measure of "two ends plugging" （i.e.， simultaneous injection and production）， the water cut is reduced by 50% resulting in an oil increase of 800 t with an average daily oil production increase of 5.5 t.

Keywords： carbonate reservoir; waterflood development; channel flow control; polymer gel

塔里木油田是中國最大的海相碳酸盐岩油气田，塔北隆起是塔里木油田的一个复合油气聚集区。该区奥陶系、石炭系、三叠系等地层中均发现了油气，其中埋深大于5 000 m的奥陶系地层是最重要的含油层位。奥陶系地层一间房组、鹰山组岩溶地层发育较强，厚灰岩发育较好，是本区油气的主要储集层［1-3］。该区域油藏一般埋深较深（超过5 000 m）、油藏条件（温度为110～140 ℃，矿化度为2.0×105 mg/L）苛刻、地质环境复杂，油藏储集空间多为溶洞与裂缝的复杂组合，储层规模多变，以溶洞和大型裂缝为主，溶洞规模较大，连通性多样，空间分布复杂，非均质性极强［4-6］，给油藏开发带来巨大困难，导致采出程度普遍较低。经过多年水驱开发，塔里木油田缝洞型油藏面临“两低”难题：水驱动用程度低，仅为28.5%，优势流道发育严重；水驱采出程度低，仅为1.7%，但剩余油丰富，挖潜空间大，亟需扩大油藏水驱波及体积，提高碳酸盐岩缝洞型油藏原油采收率。对于碳酸盐岩缝洞型油藏采收率的提高，一方面其地质特征严重异于砂岩油藏，储集空间多样、溶洞规模极大，调堵对象认识极为困难，无法借鉴分层调剖、分层堵水等常规提高采收率思路，难以明确提高采收率的攻关方向；另一方面，塔里木碳酸盐岩缝洞型油藏高温高矿化度条件具有世界级挑战性，也是目前世界上地层条件最为苛刻的油藏之一，目前的调堵剂体系难以满足油藏苛刻地层条件的需要，导致缝洞型油藏还未建立成熟的提高采收率技术。常规聚合物凝胶耐温耐盐性差，无法满足高温高盐油藏适用条件。为了解决碳酸盐岩缝洞型高温高盐油藏提高采收率难题，在目前凝胶型调堵剂调流道提高采收率的理论基础上［7-11］，笔者研发适用于塔里木油田缝洞型油藏流道调整的耐温耐盐聚合物调堵体系。

1 耐温耐盐调堵体系性能评价

1.1 试验仪器与材料

试验仪器：HAAKE MARS Ⅲ旋转流变仪，德国Thermo Fisher公司； Quanta200F场发射扫描式电子显微镜，荷兰FEI公司；2PB-00C平流泵，北京卫星制造厂；多功能岩心驱替装置，海安县石油科研仪器有限公司；FD-1A-50真空冷冻干燥机，北京博医康实验仪器有限公司；真空装置，自主研发；定制安瓿瓶，北京玻璃仪器厂。

试验材料：水解聚丙烯酰胺（HPAM），相对分子质量为6×106，工业级，河南中标环保科技有限公司；2-丙烯酰胺基-2-甲基-1-丙烷磺酸（AMPS），分析纯，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；酚醛树脂，工业级，广州翔博生物科技有限公司；S型分散剂，工业级，江苏天行新材料有限公司；过硫酸钾，分析纯，国药集团药业股份有限公司；试验用水为塔里木油田碳酸盐岩油藏地层水，总矿化度为2.36×105 mg/L，其中水的硬度（Ca2+、Mg2+）为1.38×104 mg/L，K+、Na+、Cl-、SO2-4和HCO3-质量浓度分别为2.02×103、7.45×104、1.45×105、 93.85和94.40 mg/L。

1.2 试验方法

1.2.1 调堵体系配制方法

针对碳酸盐岩油藏高温、高矿化度特点，研制了耐温耐盐聚合物凝胶调堵体系，配方（均为质量分数，下同）组成：1%聚合物HPAM + 6%改性单体（AMPS）+ 0.3%交联剂（酚醛树脂）+0.01%引发剂过硫酸钾+ S型分散剂（黏土矿物类物质，可通过插层效應提高凝胶体系整体强度）。

取一定量油田地层水，加入S型分散剂，搅拌至呈乳白色均匀液体后，在加速搅拌下缓慢加入聚合物HPAM，待完全溶解呈透明液体得到聚合物基液；之后加入改性单体AMPS，搅拌均匀，再加入交联剂酚醛树脂，交联剂的羟甲基可促进单体与聚合物的交联，最后加入适量引发剂过硫酸钾，充分搅拌得到聚合物调堵体系溶液。

1.2.2 调堵体系强度评价

在调堵应用中，成胶时间和强度是决定凝胶行为的主要方面。成胶时间是溶液或凝胶达到特定的强度或三维结构所需的时间，合理的成胶时间对于确定储层的封堵深度具有重要的指导意义。目前研究成胶时间的方法有黏度计法、流变仪法和瓶试法，其中瓶试法是一种快速、廉价、半定量研究成胶时间和强度的方法。其工作原理是，当安瓿瓶按一定时间间隔倾斜时，观察凝胶的流动情况，根据Syndansk代码［7］记录成胶时间和凝胶强度，如图1所示。

1.2.3 调堵体系热稳定性评价

耐温耐盐聚合物调堵体系需满足哈拉哈塘区域油藏140 ℃的地层温度条件。采用油田地层水配制耐温耐盐调堵剂，配制完成后，将其放在140 ℃恒温条件下老化，利用目测代码法评价其老化前后的成胶强度与分水情况。

1.2.4 调堵体系耐盐性能评价

将哈拉哈塘区域2.36×105 mg/L油藏地层水分别稀释得到0.50×105、1.00×105、1.50×105和2.10×105 mg/L不同矿化度地层水，使用上述不同矿化度地层水配制凝胶溶液，在140 ℃下观察调堵体系成胶情况，利用目测代码法评价体系的耐盐性能。

1.2.5 调堵体系流变性能评价

采用德国HAAKE MARS Ⅲ型流变仪的平板测量系统（PP35 Ti转子）测定调堵体系的流变性能，主要包括屈服应力、黏弹性能、蠕变-回复性能，评价凝胶的形变性质、应变能力、强度等，为调堵体系的应用提供参考。

1.2.6 调堵体系微观结构分析

凝胶的微观结构分析可以直接观察到体系内部的形貌特征。对相同尺寸的凝胶样品结构进行分析，在测试之前，样品被涂上一层超薄的导电材料（金），使用场发射扫描式电子显微镜观察不同放大倍数下凝胶的网络结构，这些研究可为凝胶的内部空间结构提供重要信息。

1.2.7 调堵体系封堵性能评价

将调堵体系溶液注入饱和水岩心，之后将岩心放置在140 ℃高温条件下成胶。成胶后的人造岩心进行注入水驱替试验，通过测定人造岩心注入水压力与成胶后突破压力进行评价调堵体系的封堵性能。

1.3 结果分析

1.3.1 调堵体系热稳定性

由图2可知，体系配制初期为低黏度流体状态，随着高温老化时间的延长，呈现出高强度的凝胶固体状态，可以达到不流动的I级凝胶强度。试验证明该体系成胶情况良好，140 ℃下高温老化270 d后未脱水，表现出良好的长期热稳定性能。形态保持完整，可在高温地层中实现长期有效封堵。

在高温油藏条件下，调堵体系必须具有良好的热稳定性，以保持其封堵的长期有效性。而凝胶不稳定性往往与脱水现象有关，脱水现象表明凝胶结构随着时间的推移而发生破坏，表现为弱凝胶结构。脱水往往会影响凝胶的稳定性，从而缩短凝胶的使用寿命，降低储层调堵效果［8-9］。

1.3.2 调堵体系耐盐性能

根据图3所示，调堵体系在不同矿化度条件下均可成胶，其中0.50×105、1.00×105 mg/L矿化度条件下调堵体系强度在H级；1.50×105、2.10×105和2.36×105 mg/L矿化度的地层水形成的调堵体系成胶强度在I级，并且在140 ℃下高温老化270 d不脱水。综合试验结果可得，调堵体系强度随着矿化度的增加而增加。宏观表现为凝胶整体更加紧密，强度更高，意味着封堵能力更强。

1.3.3 调堵体系流变性能

（1）聚合物基液屈服应力。流体的屈服应力是指使某些非牛顿型流体开始流动时所施加的剪应力大小，屈服应力低，基液更易被驱动从而可以更好在地层中运移，屈服应力高，基液运移需要更多的能量，不适合进行长距离运移。根据图4得出，随着聚合物质量分数的增加，基液的屈服应力上升，在现场应用中可以通过调整聚合物质量分数从而满足不同情况下的调堵需求。

（2）调堵体系黏弹性。由图5看出，随着聚合物质量分数提高，弹性模量（G′）及黏性模量（G″）不断提高，其分子间缠绕及分子间摩擦作用越强，发生形变后恢复困难，难以保证注入性。通过屈服应力和线性黏弹区的分析，现场应用要合理控制聚合物的质量分数。油藏应用中为满足深部封堵需求，同时达到较好的封堵效果，聚合物质量分数取1.0%～1.5%为宜。

由图6可以看出，体系的弹性模量（G′）和黏性模量（G″）与聚合物基液相比显著增大，说明在聚合物成胶过程中，体系逐渐增强。G′的增加反映了体系可以存储更多能量，使体系更加稳定，G″的增加反映体系释放能量［11-13］。不同频率对应的G′和G″不同，说明体系有一定的弹性能力应对不同的条件，调堵体系黏弹性能较好，可实现在碳酸盐岩油藏复杂连通结构中的有效封堵。

弹性（储能）模量和黏性（耗散）模量的分析可以为凝胶的动力学性能提供有价值的信息。弹性模量越高，表明凝胶能够承受的应力越大，在流道控制和封堵方面具有更好的性能。

（3）蠕变-回复性能。从图7可以看出，耐温耐盐调堵体系具有良好的蠕变-回复性能。在蠕变阶段（0～100 s）柔量值越低，蠕变阶段施加的外力卸载后（100～200 s），凝胶形变能很好地恢复。这一现象的原因是凝胶调堵体系因其本身具有一定能量，形变后可以回复。这对于体系在地层运移，进行深部封堵具有重要作用。

通过流变性能评价可以洞察体系的微观结构特征，在实际应用中更好地预测其动态性能。一般来说，弹性材料在施加应力时表现出形状上的一些变化，一旦应力消失，就重塑到初始状态（将能量储存在内部，没有能量损失）。黏性物质表现出永久性的变化，甚至可能在施加的应力下流动（失去了全部的能量）。黏弹性材料（如凝胶）介于黏性和弹性材料之间，所以当应力消失时形状会部分变化。

1.3.4 调堵体系微观结构

从图8可知，3 000倍下观察凝胶结构的主体是由大量致密网状结构组成，同时网状结构之间的间隙较小，结构较为致密，使其具有较强的持水能力，具有良好的三维网络结构稳定性，表现出较高的机械性和柔韧性。放大到6 000倍，凝胶体系网状结构之间还存在细小的丝状交联结构，在层间互相交联，从而使凝胶表现为更好的锁水性，在高温高矿化度下更不容易失水，在宏观上表现为更高的耐温耐盐性能。

1.3.5 调堵体系封堵性能

由图9可以看出，体系的注入压力为1 900 kPa，随着注入水的增加，压力逐渐上升，在39.68 MPa压力下體系发生运移，有少许流出，但未完全突破，此时为凝胶突破点。通过计算得封堵率为95.21%，证明耐温耐盐调堵体系在高温高盐条件下具有优异的封堵性能，可应用于塔里木油田高温高盐油藏调堵。

1.3.6 调堵体系裂缝流道调控机制

耐温耐盐聚合物调堵体系为亲水疏油型凝胶堵剂，凝胶的表面性能决定其油水选择性的强弱。经过长年的注水开发，缝洞型油藏优势流道发育严重，水流沿优势流道进入生产井，造成注入水无效循环，难以发挥提高采收率作用（图10（a））。调堵体系的注入就是为了调控优势流道液流能力，从而启动非优势流道及其连通的缝洞储集体，达到流道调整扩大波及体积的目的［14-17］。堵剂滞留引起的自由流动面积的减小是裂缝中主要通道的流动控制机制，首先凝胶堵剂在注入水的作用下运移至地层裂缝深部，对注入水有一定的调控作用；后续注入水持续携带堵剂进入裂缝深部，逐渐吸附滞留形成结构堆积，迫使水流改道，达到流道调整目的（图10（b））；当原油汇聚进入优势裂缝流道后，会与凝胶进行接触，在凝胶堵剂本体遇油收缩的作用下，使得油流具有一定的通过能力（图10（c）），达到选择性流道调控目的。凝胶型堵剂的选择性可以利用凝胶收缩/膨胀机制进行解释，当水流通过时，凝胶的三维网络状结构呈现膨胀多孔状态，类似栅栏一样对水流进行调控；而当油流经过时，油与凝胶内的水相不是同一相，油相可对凝胶体系内的水相施加压力，该压力迫使凝胶网格内水相析出，导致凝胶网络的收缩，减小油流的流动阻力。

2 耐温耐盐调堵体系现场应用

2.1 试验井组情况

为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率，验证流道调整手段的有效性，选择哈拉哈塘油田缝洞型碳酸盐岩油藏HA13井组进行现场试验。HA13井组属于典型缝洞型油藏，井组为一注一采的关系，其中HA13为注水井，HA11为采油井，油藏中深6 720 m，油藏条件为超高温高盐。

HA11井2013年5月自喷投产，前期无水生产，HA13井于2015年6月开始注水，注水2 490 m3后HA11井受效，产油量增加，注水2.08×104 m3时HA11井见水，之后含水率突升，分析注入水水淹，截至2021年9月含水率为100%。目前井组累产油4.5×105 t，采出程度仅为4.17%，剩余油潜力大，亟需开发治理。

通过裂缝识别和缝洞立体雕刻表明该井组位于明暗河发育区，缝洞结构复杂多变，受断裂和暗河双重地质因素控制，缝洞充填程度较低，井组连通性好，内部存在两条注水通道，通过暗河管道形成的注水通道以及通过表层裂缝连通的注水通道（图11）。分析暗河管道为优势通道，前期大量注入水经由深部暗河主河道流入HA11采出井，导致含水率上升，产油量大幅度降低，整体注水效率低，而裂缝连通的次级通道因层间矛盾，无法实现驱替井间剩余油的目的。鉴于井组所处的缝洞型油藏储集体结构为连通关系复杂的暗河体系，常规调堵剂无法满足深部运移和抗稀释条件，难以充分发挥流道调控效果［18］。此次流道调整目的在于充分利用耐温耐盐聚合物调堵剂的深部运移和黏连膨胀能力，均衡调控深层暗河优势通道液流能力，旨在实现暗河缝洞体内流道轮转、均衡驱替，对碳酸盐岩缝洞型油藏注水情况进行调控，达到进一步注水开发提高采收率的目的。

2.2 施工方案

施工方案设计目标是分析储层中流体的饱和度，确定水的流动方向，了解水的生产过剩问题，然后根据测井信息封堵注入水侵入的层段，启用新的层段［19-21］。HA13井组在注水水淹后分期停注，停注初期HA11采油井含水率下降，但后期含水率再次上升，分析该井组位于明暗河发育区，水体较活跃，且井周发育垂直裂缝，随着生产进行，底水锥进加剧，该井产出水包括地层水与注入水，根据井组的实际情况，提出“两头封堵”即注水井与采油井同步施工，设计HA13井调流道，HA11井堵水作业，通过调堵结合封堵优势通道，提高调堵效果。

2021年9月至11月，对目标井组的吸水剖面、井组连通性、注采动态等综合分析确定了调剖层位，采用耐温耐盐聚合物凝胶调堵体系对该井组实施了流道调整作业，主要封堵井间窜流通道，释放顶部及次级通道剩余油。

通过注采特征以及储层导流能力分析，井间存水约为10 000 m3。根据调剖案例剖析和理论研究，调堵体系用量设计一般为井间存水量的3%～6%，设计HA13井调流作业耐温耐盐凝胶调堵体系注入量为350 m3，HA11井堵水作业耐温耐盐凝胶调堵体系的用量250 m3。

作业前首先进行试挤，若试挤阶段挤不进液则停止作业；为了保障井筒安全，调堵体系必须混配均匀，作业过程中严禁停泵，需连续注入；作业过程中严密关注和控制油套压力，严格控制泵注速度，确保药剂平稳进入地层；在作业过程中及时测量吸水指数，以便调整注入方案以适应油藏条件。

2.3 效果分析

施工结束，焖井一段时间后，HA13注水井进行测吸水，对比调堵前后吸水变化，由图12可以得出，相同排量下调堵后的注入压力升高约20 MPa，表明连通井组优势通道被有效封堵，调流试验效果明显。

根据图13看出，HA11井堵水作业前含水率100%。堵水作业后初期含水率下降至约50%，生产3个月后含水率仍维持在80%，与实施前的生产情况相比降低了20%。对比作业前后的生产情况，施工后相同生产时间累积增油800 t，平均日增油5.5 t。此外，油井动液面明显上升，注水井油压保持在约20 MPa，调堵施工效果显著。

3 结 论

（1）针对哈拉哈塘高温高盐油藏条件，研发耐温耐盐聚合物凝胶调堵体系，耐温可达140 ℃，耐盐2.36×105 mg/L，270 d不脱水。微观结构显示调堵体系由大量网状结构组成，连接致密，具有稳定的三维网络结构。测试其封堵率可达95.21%，表明聚合物凝胶调堵体系具有优异的封堵性能，能够适应高温高盐苛刻油藏条件。

（2）深部流道轉换、均衡驱替是流道调整技术提高采收率的主要机制。调堵体系进入优势流道深部，通过缩缝架桥机制，调控优势流道的液流能力，实现缝洞型油藏深部流道转换，均衡驱替缝洞储集体，启动连通屏蔽型剩余油，提高碳酸盐岩油藏采收率。

（3）提出“两头封堵”即注水井与采油井同步作业，现场试验后，注水井的吸水能力明显减弱，储层的非均质性得到改善，同时生产井产液量和产油量升高。对比作业前后的生产情况，作业后含水率由100%下降至50%，施工后相同生产时间累积增油800 t，日均增油5.5 t，缝洞型碳酸盐岩油藏整体调堵试验取得良好效果。

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YANG Jianqing. Study on density selective water shutoff technology of fracture-vuggy carbonate reservoir ［D］.Chengdu： Southwest Petroleum University， 2013.

（编辑 刘为清）

收稿日期：2022-08-12

基金项目：国家科技重大专项（2017ZX05008-004-001）；国家自然科学基金项目（52174047）；中国科学院战略性先导科技专项（XDA14010302）

第一作者及通信作者：陈利新（1978-），男，高级工程师，博士研究生，研究方向为碳酸盐岩地质与油气田开发。E-mail：upcclx@126.com。