華北油田高含水油藏轉(zhuǎn)向壓裂用暫堵劑研究

車 航，楊兆中，李建召，付 嬙

（1.中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北任丘062552，2、“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)”國家重點實驗室·西南石油大學(xué)）

華北油田阿爾區(qū)塊位于巴音寶力格隆起阿爾凹陷，儲油層為砂礫巖且縱向上非均質(zhì)性嚴重，投產(chǎn)初期采用注水開發(fā)。但由于注采井網(wǎng)設(shè)計不當及壓裂過程中加砂量過大，注入水沿人工裂縫推進，造成見水快且含水率達95%以上，剩余油動用程度很低。因此，如何實現(xiàn)該區(qū)塊的控水增油成為了一個亟需解決的問題。

國內(nèi)外對于高含水油田治理的關(guān)鍵技術(shù)已達成共識：抑制水錐或控制邊底水錐進［1－4］，在提高單井產(chǎn)量方面，高滲儲層主要采用注水井調(diào)剖和三次采油等技術(shù)。本文在油井堵水基礎(chǔ)上，對暫堵劑配方和注入方式進行優(yōu)化，采用三段式變配方暫堵劑注入工藝，結(jié)合重復(fù)壓裂的裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)，達到溝通低滲層，增加剩余油產(chǎn)量的目標。

1 暫堵劑體系配方優(yōu)選

1.1 主劑及其濃度的確定

聚合物凝膠由于其良好的可控性成為目前最廣泛應(yīng)用的一種暫堵劑，它主要由聚合物和交聯(lián)劑組成。華北油田地層水礦化度跨度大且水型復(fù)雜，因此，首先進行了儲層溫度75℃下，聚合物AS－1、HP－2和NW的耐鹽性評價。

使用不同礦化度的模擬地層水配制相同濃度（5 000mg／L）聚合物溶液，考察了三種溶液粘度隨礦化度變化的趨勢。圖1表明，礦化度在20 000 mg／L以下時，三種聚合物均體現(xiàn)了較好的性能，但在礦化度高于20 000 mg／L后，HP－2明顯呈現(xiàn)出對鹽的敏感性；雖然AS－1初始粘度低于NW，但在礦化度高于25 000 mg／L后NW粘度急劇下降，因此最后選擇了穩(wěn)定耐鹽的聚合物AS－1。這類聚合物耐鹽機理可以解釋為其疏水基團趨向于締合在一起，形成分子內(nèi)和分子間締合，整個溶液中形成可逆的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，而鹽的加入會使疏水締合作用增強，從而使溶液粘度保持穩(wěn)定甚至增高。

圖1 礦化度影響聚合物粘度變化曲線

為實現(xiàn)油井深部堵水，針對裂縫不同部位所需封堵強度不同這一特點，提出三段式變配方注入的工藝思路。該工藝分別考慮了低濃度、中等濃度和高濃度堵劑的流動性及強度特點。低濃度的堵劑能夠隨孔、縫進入到相對較遠的地層中成膠，達到堵塞地層并隔離地層水的目的；中等濃度的堵劑封堵能力較強，但是流動性不佳，進入到近井地帶的高孔高滲區(qū)，封堵效果較佳；最后注入的高濃度堵劑用來封堵井口，避免注入水將堵塞地層的堵劑反向驅(qū)替，導(dǎo)致堵水效果變差?；谝陨纤悸?，需選用不同濃度及強度的暫堵劑配方。

分別配制了不同濃度AS－1聚合物溶液，測其粘度。由圖2可見，隨聚合物濃度增加，粘度上升；但當聚合物超過一定濃度時，體系粘度增加趨于平緩，這可能是聚合物締合機理導(dǎo)致。高濃度聚合物自身已可形成弱凝膠，粘度很大，對地面設(shè)備要求很高；另外從圖上可以看出，濃度繼續(xù)增加，體系粘度增幅不大；且過度交聯(lián)必然導(dǎo)致體系在短時間內(nèi)發(fā)生嚴重脫水，因此分別選擇3 000 mg／L，5 000 mg／L和8 000 mg／L作為體系濃度。

圖2 聚合物濃度與粘度關(guān)系曲線

1.2 交聯(lián)劑及其用量確定

通過凝膠強度代碼法分別考察了候選交聯(lián)劑DS、Y－Z和LN對AS－1成膠的影響。

圖3顯示了各交聯(lián)劑的最優(yōu)結(jié)果，可以看出，AS－1對DS基本不敏感，LN有成膠趨勢但成膠強度有限；Y－Z在反應(yīng)8小時后開始形成流動性凝膠，并隨反應(yīng)時間的增加凝膠強度逐漸增大，可以達到轉(zhuǎn)向暫堵的要求，因此選擇使用交聯(lián)劑Y－Z。

圖3 候選交聯(lián)劑成膠效果

1.3 配方組成

確定主劑和交聯(lián)劑后，根據(jù)三段式注入要求，調(diào)整配方，實驗結(jié)果見圖4?？梢钥闯觯?2小時內(nèi)，暫堵劑均可達到要求強度。配方見表1。

2 暫堵劑體系性能評價

2.1 流變性

暫堵劑的流變性能是設(shè)計施工方案的重要參數(shù)?？疾炱淞髯冃?，避免因注入壓力過高造成設(shè)備不能正常運轉(zhuǎn)或因注入過程中高速剪切影響其穩(wěn)定性。圖5～圖7為采用HAAKE MARS III型流變儀在170 s－1條件下三種配方剪切30 min的數(shù)據(jù)。

圖4 不同配方成膠強度與時間關(guān)系

表1 三段式注入暫堵劑配方

圖5 配方1剪切30min粘度曲線

圖6 配方2剪切30min粘度曲線

配方1粘度下降幅度較低且很快穩(wěn)定；配方2在粘度下降至100 mPa·s后趨于穩(wěn)定；而配方3雖然不穩(wěn)定，但粘度保持較高水平且有一定程度的回復(fù)。有文獻研究，剪切速度小于200 s－1時，雖然在一定程度上降低了分子內(nèi)的締合程度、增大了分子間的締合作用，但尚未完全消除分子內(nèi)締合的現(xiàn)象，而此時由于剪切作用非常弱，對締合聚合物分子鏈段的機械剪切降解的作用也非常小，因此，隨著締合聚合物濃度的增大，溶液的表觀粘度的恢復(fù)率增加，這點由圖6也可看出。通過對比無剪切組，可得其粘度保留率為95.3%、86.2%、75.5%。

圖7 配方3剪切30min粘度曲線

2.2 抗沖擊性

以往室內(nèi)評價暫堵劑封堵性能實驗僅對人工造縫的巖心進行持續(xù)加壓考察突破壓力，而沒有考慮到暫堵劑巖心在承受瞬時壓力變化時的抗壓能力。本文通過設(shè)計實驗，模擬轉(zhuǎn)向壓裂過程中，注入壓裂液對暫堵劑的沖擊作用，測定暫堵劑對壓力瞬時變化的的耐沖擊性能。

2.2.1 實驗方法

暫堵劑在巖心中能承受的壓力用突破壓力表示，它反映了多孔介質(zhì)中暫堵劑強度的大小，與聚合物粘度、交聯(lián)程度以及暫堵劑在巖石孔壁上的附著能力有關(guān)。實驗裝置見圖8。準備兩塊巖心并行聯(lián)接，對其中一塊巖心人工造縫，在縫內(nèi)鋪置支撐劑，另一塊完整巖心放入帶傳感器的巖心夾持器；均加圍壓5 MPa恒溫75℃，并向模擬裂縫巖心中正驅(qū)配方3暫堵劑，讓其成膠72 h以上；通過裝有壓裂液的中間容器對兩塊巖心進口加壓1.7 MPa，快速打開巖心夾持器入口閥門，觀察完整巖心壓力表數(shù)據(jù)，查看暫堵劑巖心是否被沖開，若10分鐘仍未沖開，則重復(fù)實驗，將進口壓力提高0.5 MPa再次沖擊，直至?xí)憾聞r心被沖開。記錄沖開時進口壓力，通過計算壓力梯度即可得暫堵劑可承受最大沖擊壓力。

2.2.2 實驗結(jié)果

根據(jù)現(xiàn)場數(shù)據(jù)，地層破裂壓力為34 MPa。國內(nèi)外轉(zhuǎn)向壓裂前地應(yīng)力場評估表明，地應(yīng)力場可分為應(yīng)力反轉(zhuǎn)區(qū)和應(yīng)力非反轉(zhuǎn)區(qū)，應(yīng)力反轉(zhuǎn)區(qū)（裂縫轉(zhuǎn)向區(qū)）半徑不超過10 m。暫堵劑在裂縫內(nèi)封堵長度為10 m，則凝膠的突破壓力梯度大于3.4 MPa／m時，壓裂時注入的壓裂液便不會把暫堵劑刺穿，從而壓開新裂縫，進而實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向。

由實驗結(jié)果表2、表3可知，抗沖擊壓力梯度范圍在5.1～6.3 MPa／m，遠大于3.4 MPa／m，可以成功實現(xiàn)裂縫的轉(zhuǎn)向。

圖8 抗沖擊實驗裝置圖

表2 實驗數(shù)據(jù)記錄

表3 實驗結(jié)果

3 結(jié)論與建議

（1）根據(jù)華北油田阿爾區(qū)塊地層特點，優(yōu)選出3種配方體系暫堵劑，用三段式注入工藝，可以實現(xiàn)華北油田重復(fù)壓裂控水增油的增產(chǎn)效果。

（2）暫堵劑的瞬時抗壓能力可以更好地描述現(xiàn)場施工中的實際情況，設(shè)計的抗沖擊性實驗接近地層中的實際情況，而且將沖擊壓力量化，更具實用性。

（3）實際施工時要結(jié)合現(xiàn)場地層數(shù)據(jù)，對三段式暫堵劑配方進行優(yōu)化調(diào)整，使其達到更好的施工效果。

［1］ 李穎川.采油工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.

［2］ 達引朋，任雁鵬，王玉功，等.低滲透油藏中高含水油井增產(chǎn)技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.石油化工高等學(xué)校學(xué)報，2012，25（1）：52－56.

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