縫洞型碳酸鹽巖油藏覆膜型體膨顆粒堵劑卡封機(jī)理微觀可視化研究及注入?yún)?shù)優(yōu)化

李雪嬌 付美龍 李亮 徐傳奇 敖明明

1. 長江大學(xué)石油工程學(xué)院；2. 中國石化西北油田分公司

0 引言

全球碳酸鹽巖儲(chǔ)層中的油氣儲(chǔ)量約占油氣總儲(chǔ)量的40%，產(chǎn)量約占油氣總產(chǎn)量的60%。塔河油田屬于典型的縫洞型碳酸鹽巖油藏，油藏埋深為5 300～7 000 m，地層溫度120～150 ℃，地層水總礦化度為(20～25)×104mg/L，地層壓力系數(shù)1.1，具有超深、高溫、高礦化度、非均質(zhì)性極強(qiáng)等特點(diǎn)，其復(fù)雜的地質(zhì)條件及開采難度在世界上都非常少見。儲(chǔ)滲空間形態(tài)多樣、大小懸殊、分布不均，儲(chǔ)層主要分為裂縫型、縫洞型、溶洞型。油藏開發(fā)遇到的主要矛盾之一是油田含水率上升過快，導(dǎo)致自然遞減幅度大，油產(chǎn)量大幅度下降，因此減緩油井見水后含水上升速度是提高油田整體開發(fā)效果、提高原油采收率的關(guān)鍵［1]。

目前，塔河油田使用的顆粒類堵劑主要有水泥類無機(jī)顆粒堵劑和可固化顆粒類堵劑，可固化顆粒注入性較差，無法達(dá)到深部調(diào)堵目的；無機(jī)顆粒堵劑剛性大、變形能力弱、通過能力差，不易到達(dá)出水點(diǎn)。體膨顆粒是近20 年發(fā)展起來的一項(xiàng)調(diào)堵技術(shù)，具有遇水膨脹的特性，該系列調(diào)堵劑主要由單體、交聯(lián)劑以及其他添加劑在地面聚合交聯(lián)，然后經(jīng)過造粒、烘干、粉碎、篩分等工藝加工而成［2-3]。由于是地面條件下交聯(lián)，避免了地層條件如溫度、礦化度、pH 值和剪切對成膠的不利影響；同時(shí)，該類顆粒適合封堵有大孔道發(fā)育或者縫洞型的非均質(zhì)地層，相較于其他類型堵劑具有較好的耐溫抗鹽性能，因此很適用于塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏堵水施工中［4]。然而，目前國內(nèi)所用的體膨顆粒的膨脹速度和膨脹倍數(shù)普遍偏高，嚴(yán)重降低了封堵半徑，甚至出現(xiàn)現(xiàn)場注入困難的問題［5]。

選用聚偏二氯乙烯等配制成的溶液，對篩選出的耐溫抗鹽型體膨顆粒XN-T 進(jìn)行物理覆膜，對覆膜型體膨顆粒進(jìn)行了基本性能評價(jià)；借助于玻璃刻蝕微觀可視化模型，研究了覆膜型體膨顆粒在縫洞中的堵水機(jī)理以及卡封運(yùn)移的規(guī)律；并對顆粒的注入?yún)?shù)以及注入方式進(jìn)行了優(yōu)化，最大限度發(fā)揮體膨顆粒類堵劑的優(yōu)勢，為塔河油田現(xiàn)場后續(xù)施工提供相應(yīng)的技術(shù)參數(shù)。

1 實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

體膨顆粒：購置了國內(nèi)27 種體膨顆粒樣品，綜合考慮其膨脹性能、高溫高鹽(130 ℃、22×104mg/L礦化度)條件下的長期穩(wěn)定性、體膨顆粒膨脹后的物理性狀如柔韌性、硬脆性等，篩選確定出河南精誠石化有限公司的XN-T 體膨顆粒。

實(shí)驗(yàn)用水：根據(jù)塔河油田實(shí)際產(chǎn)出水的離子組成配制的模擬地層水(見表1，其總礦化度高達(dá)22×104mg/L，鈣鎂離子高達(dá)1.2×104mg/L。

表 1 模擬地層水離子組成Table 1 Ionic composition of simulated formation water

實(shí)驗(yàn)用油：塔河油田4 區(qū)塊脫水脫氣原油，地面黏度為55 m Pa · s。

實(shí)驗(yàn)巖心：用固井專用G 系水泥以及纖維自制縫洞型巖心，利用手動(dòng)鋸條和電鉆刻蝕縫洞，巖心長15 cm，直徑2.5 cm，其中寬縫洞巖心縫寬2 mm，窄縫洞巖心縫寬1 mm，極差為2，洞的直徑為5 mm。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 顆粒膨脹性能測定

使用膨脹倍數(shù)表征顆粒吸水膨脹性能，稱取所需顆粒質(zhì)量m0，加入塔河模擬地層水中，間隔一段時(shí)間后將分散體系中的顆粒用篩網(wǎng)進(jìn)行過濾，再用濾紙吸干表面游離水，稱取顆粒吸水膨脹后的質(zhì)量m1，膨脹倍數(shù)即為Sw=m1/m0。

1.2.2 玻璃刻蝕微觀可視化物模實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)室建立起縫洞型油藏玻璃刻蝕微觀可視化研究系統(tǒng)，從微觀尺度深入探究顆粒在縫洞中的堵水機(jī)理以及卡封運(yùn)移的規(guī)律。實(shí)驗(yàn)裝置見圖1。

圖 1 縫洞型油藏微觀可視化驅(qū)替裝置Fig. 1 Microscopically visual displacement device for fractured-vuggy oil reservoir

1.2.3 巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)

(1)將自制巖心干燥后抽空飽和地層水；(2)按照圖2 組裝好巖心流動(dòng)裝置，升溫至130 ℃，油驅(qū)建立束縛水飽和度，放置24 h；(3)用模擬地層水恒速0.5 mL/min 驅(qū)替至巖心含水98%；(4)并注入質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為10%的顆粒溶液1 PV，在130 ℃環(huán)境下老化一段時(shí)間，之后重新正向水驅(qū)，記錄各項(xiàng)參數(shù)。

圖 2 XN-T 顆粒巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)裝置Fig. 2 Core flow test device for XN-T particle

2 結(jié)果與討論

2.1 覆膜型體膨顆粒的制備及性能評價(jià)

2.1.1 覆膜型體膨顆粒的制備

體膨顆粒XN-T 是丙烯酰胺與耐高溫交聯(lián)劑聚合加工成的顆粒，有較好的耐溫抗鹽性能，在140 ℃下的長期熱穩(wěn)定性能良好，但其膨脹速度過快，在塔河模擬地層水中0.5 h 膨脹倍數(shù)便能達(dá)到4.7 倍，8 h達(dá)到最大膨脹倍數(shù)7.3 倍，嚴(yán)重影響了現(xiàn)場顆粒的注入性。為達(dá)到體膨顆粒XN-T 延緩膨膨的效果，用聚偏二氯乙烯、抗氧化劑(不飽和硫氧化物)以及穩(wěn)定劑(有機(jī)膦酸酯)配制成覆膜溶液，對XN-T 顆粒進(jìn)行物理包覆，在其表面形成類似膠囊的覆膜，從而延緩其膨脹。最終制備出覆薄膜的XN-T 體膨顆粒和覆厚膜的XN-T 體膨顆粒2 種覆膜顆粒。

2.1.2 膨脹性能評價(jià)

為了考察覆膜型體膨顆粒的延緩膨膨性能和長期老化穩(wěn)定性能，測試XN-T 顆粒、覆薄膜XN-T 顆粒以及覆厚膜XN-T 顆粒的膨脹性能，實(shí)驗(yàn)溫度130 ℃。從圖3 可看出，未覆膜的XN-T 初始膨脹迅速，8 h 時(shí)達(dá)到最大膨脹倍數(shù)；而覆薄、厚膜的XNT 在高溫下膜開始緩慢分解，顆粒緩慢膨脹，均在24 h 時(shí)達(dá)到最大膨脹倍數(shù)，緩膨性能良好。這是因?yàn)轶w膨顆粒XN-T 屬于親水性三維網(wǎng)絡(luò)聚合物，其吸水溶脹是一個(gè)自由焓降低的自發(fā)過程，覆膜主要是對XN-T 顆粒的物理包裹，通過膜的阻隔來減少吸水面積，從而實(shí)現(xiàn)緩膨。高溫條件下覆膜受熱緩慢分解，膜表面會(huì)逐漸形成微孔，XN-T 的膨脹部分從這些微孔中向外“逃逸”，在膨脹力作用下微孔逐漸變?yōu)榱鸭y，隨著XN-T 的逐漸膨脹，集中于裂紋處應(yīng)力逐漸增大，最后導(dǎo)致裂紋向前擴(kuò)展，覆膜破裂［6]。膜破裂后顆粒的長期穩(wěn)定性主要由XNT 自身的耐溫性能所決定，從圖3 可看出，顆粒在達(dá)到最大膨脹倍數(shù)后開始收縮，在72 h 后逐漸趨于穩(wěn)定，最后240 h 的膨脹倍數(shù)穩(wěn)定到了3.6 倍左右。

圖 3 覆膜型體膨顆粒膨脹性能評價(jià)實(shí)驗(yàn)Fig. 3 Test for evaluating the swelling performance of coated swelling particle

綜合考慮緩膨效果、經(jīng)濟(jì)成本等因素，推薦現(xiàn)場使用覆薄膜的XN-T 體膨顆粒。下面物模實(shí)驗(yàn)均選用了覆薄膜的XN-T 緩膨顆粒。

2.1.3 封堵性能評價(jià)

基于巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)對覆膜型體膨顆粒堵水性能進(jìn)行評價(jià)，實(shí)驗(yàn)方法：(1)將巖心抽真空飽和地層水；(2)水驅(qū)巖心，計(jì)算堵劑注入前水相滲透率kw；(3)反向注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)10%的顆粒溶液1 PV，在130 ℃下老化；(4)對堵后的巖心重新水驅(qū)，計(jì)算堵后水相滲透率kw'及封堵率。從圖4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可看出，覆膜型體膨顆粒在孔縫中緩慢膨脹，膨脹后的顆粒容易在裂縫-孔洞的結(jié)合部位堆積、搭橋，形成封堵，計(jì)算出堵水率為98.42%，表明覆膜型體膨顆粒能夠有效封堵縫洞，封堵率較高。

2.2 覆膜型體膨顆?？ǚ鈾C(jī)理微觀可視化研究

2.2.1 堵水機(jī)理

圖 4 覆膜型體膨顆粒堵水性能評價(jià)實(shí)驗(yàn)Fig. 4 Test for evaluating the water plugging performance of coated swelling particle

為了深入研究覆膜型體膨顆粒在縫洞型油藏中的封堵、運(yùn)移機(jī)理，借助于縫洞油藏玻璃刻蝕可視化模擬裝置，從微觀尺度深入探究顆粒在縫洞中的堵水機(jī)理以及卡封運(yùn)移的規(guī)律。通過大量的調(diào)研并結(jié)合塔河油田的實(shí)際地層情況，以模型裂縫直徑與油藏實(shí)際裂縫直徑、模型孔洞尺寸與油藏實(shí)際孔洞尺寸相似為基本原則，設(shè)計(jì)出具代表性的縫洞模型，即多項(xiàng)連通型縫洞模型(如圖5 所示，左下行縫洞的裂縫寬2 mm，中間縫洞以及右上行縫洞寬1.0 mm，大洞直徑20 mm，小洞直徑10 mm)。

圖 5 多項(xiàng)連通型縫洞模型Fig. 5 Multinomial connected fracture and vug model

實(shí)驗(yàn)過程中，為了更清楚地觀察實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，利用蘇丹紅將白油染為紅色，利用藍(lán)色墨水將體膨顆粒染為藍(lán)色，驅(qū)替速度0.1 mL/min，溫度130 ℃，驅(qū)替方向由左向右。圖6(a)為縫洞模型飽和油之后的狀態(tài)，縫洞模型中的大、小、半洞都完全飽和油，較好地模擬了塔河油田油藏的真實(shí)情況。圖6(b)為縫洞模型一次水驅(qū)之后油水分布狀態(tài)圖，驅(qū)替過程中，水沿優(yōu)勢通道(2 mm 寬的上行縫洞)驅(qū)替并最終突破前緣，殘余油主要分布在較小孔道中(1 mm 寬的中行、下行縫洞)。

圖 6 縫洞模型油水分布狀態(tài)Fig. 6 Oil and water distribution state in the fracture and vug model

從模型的左端注入覆膜型體膨顆粒，靜置膨脹24 h，由于覆膜型體膨顆粒粒徑小于優(yōu)勢通道縫寬(2 mm)，在一定的驅(qū)替壓差下，顆粒隨著液流進(jìn)入優(yōu)勢通道并逐漸堆積、卡封在優(yōu)勢通道的下游部位。經(jīng)過24 h 靜置，顆粒緩慢吸水膨脹后體積明顯增大，雖粒徑仍小于縫寬，但形成了有效的封堵。主要有3 種封堵形式：一是顆粒吸水膨脹滯留在洞的入口處，形成“堆積”封堵［7]；二是多個(gè)膨脹顆粒 “橋接”在一起，對優(yōu)勢通道進(jìn)行卡封［8]；三是在縫洞壁面形成“附著駐留”，對水流產(chǎn)生阻力［9]。待顆粒膨脹24 h 后，繼續(xù)進(jìn)行水驅(qū)，在后續(xù)水驅(qū)過程中，覆膜型體膨顆粒對優(yōu)勢通道形成有效堆積、卡封、橋接封堵［10]，液流發(fā)生轉(zhuǎn)向進(jìn)入孔徑更狹窄的裂縫(圖7)，驅(qū)替小孔縫中的殘余油，有效增大了波及系數(shù)，從而提高了原油采收率。

圖 7 顆粒封堵優(yōu)勢通道、驅(qū)替小孔道示意圖Fig. 7 Sketch of particles plugging the dominant channels and driving the fluid into small pores and channels

2.2.2 卡封運(yùn)移規(guī)律

為進(jìn)一步深入探究覆膜型體膨顆粒在優(yōu)勢通道的縫洞中的卡封、運(yùn)移情況，設(shè)計(jì)了更直觀的方形連續(xù)縫洞模型，其中窄縫寬2 mm，寬縫寬4 mm，中間方形洞寬10 mm(圖8)。借助可視化物理模型，觀察顆粒在縫洞中的堵水、運(yùn)移全過程。

圖 8 方形連續(xù)縫洞模型Fig. 8 Quadratic continuous fracture and vug model

實(shí)驗(yàn)過程模擬塔河油田施工現(xiàn)場，覆膜型體膨顆粒類堵劑從油井注入到指定位置后靜置膨脹24 h，再逆向水驅(qū)，觀察實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象。注入速度恒定0.1 mL/min，溫度130 ℃。實(shí)驗(yàn)過程與現(xiàn)象見圖9、圖10。體膨顆粒注入膨脹后，隨著逆向模擬地層水的注入，顆粒開始在C 洞出口處堆積卡封，此時(shí)壓力逐漸升至0.48 MPa 突破，隨后顆粒開始運(yùn)移進(jìn)入第1 條窄縫，并向B 洞運(yùn)移；顆粒逐漸運(yùn)移至B 洞，并在中間洞的出口處迅速堆積卡封，當(dāng)壓力升至0.41 MPa 時(shí)顆粒再次突破，開始向A 洞運(yùn)移；顆粒進(jìn)入A 洞時(shí)，壓力已降至0.14 MPa，此時(shí)繼續(xù)注入地層水，后續(xù)壓力變化較小，顆粒很快就被全被驅(qū)出。

圖 9 覆膜型體膨顆粒注入示意圖Fig. 9 Schematic injection of coated swelling particle

圖 10 覆膜型體膨顆粒一次運(yùn)移、卡封示意圖Fig. 10 Schematic primary migration and plugging of coated swelling particle

為考察顆粒的再注入性情況，將從出口端流出的緩膨顆粒重新注入模型進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象見圖11。顆粒很快堆積在C 洞出口，此時(shí)突破壓力僅0.15 MPa；之后顆粒開始受壓變形，向B 洞運(yùn)移，在B 洞出口形成封堵時(shí)的突破壓力為0.09 MPa；繼續(xù)注水，后續(xù)壓力已接近純水驅(qū)壓力，顆粒幾乎不能再形成有效封堵?？梢?，再次注入的顆粒因?yàn)槎啻螖D壓、剪切、變形，二次封堵效果遠(yuǎn)不如第1 次。

圖 11 覆膜型體膨顆粒二次運(yùn)移、卡封示意圖Fig. 11 Schematic secondary migration and plugging of coated swelling particle

綜上可知，覆膜型體膨顆粒在高溫下能夠吸水膨脹，膨脹后顆粒粒徑變大，且彈性較強(qiáng)，能在縫洞型油藏的洞與縫的交接處進(jìn)行逆向卡封，當(dāng)壓力達(dá)到一定值時(shí)，體膨顆粒開始運(yùn)移，并再次形成封堵。同時(shí)，顆粒在儲(chǔ)層中運(yùn)移、封堵的次數(shù)越多，在多次擠壓、剪切、變形作用下，其封堵性能越差［11-12]。

2.3 覆膜型體膨顆粒注入?yún)?shù)優(yōu)化

覆膜型XN-T 體膨顆粒強(qiáng)度高，耐溫抗鹽抗性能較好，具有良好的緩膨性能，非常適合塔河油田碳酸巖鹽油藏堵水調(diào)剖工藝。借助室內(nèi)巖心物理模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對顆粒的注入?yún)?shù)以及注入方式進(jìn)行了優(yōu)化，為現(xiàn)場后續(xù)施工提供相應(yīng)的技術(shù)參數(shù)。

2.3.1 注入體膨顆粒粒徑優(yōu)化

根據(jù)架橋理論［13]，當(dāng)固相顆粒粒徑在1/7～1/3 孔道直徑時(shí)，顆粒封堵效果最好，設(shè)計(jì)了0.2～0.4 mm、0.4～0.6 mm、0.6～0.8 mm 等3 個(gè)范圍的粒徑，研究其對封堵效果的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖12。

圖 12 不同粒徑下的驅(qū)替壓力及采收率曲線Fig. 12 Displacement pressure and recovery factor curve at different particle sizes

顆粒粒徑為0.2～0.4 mm 時(shí)，封堵性能較差，這是因?yàn)轭w粒粒徑較小，顆粒膨脹后在縫洞巖心中運(yùn)移能力較強(qiáng)，無法在縫洞中堆積形成穩(wěn)定堵塞，容易被注入水突破并隨之排出，因此封堵壓力也相對較??；當(dāng)顆粒粒徑為0.6～0.8 mm 時(shí)，雖然粒徑最大但封堵效果卻不是最佳，這是由于顆粒過大，易在注入階段形成堵塞，影響后續(xù)堵劑的注入，從而影響了堵水效果［14]；當(dāng)粒徑為0.4～0.6 mm 時(shí)，顆粒粒徑適宜，顆粒膨脹后會(huì)在縫洞結(jié)合處形成較為嚴(yán)密的封堵，且促使后續(xù)顆粒在洞中滯留并在彈性作用下發(fā)生搭橋堆積，使裂縫和顆粒間的縫隙充填嚴(yán)密，滲流通道較少，因此，后續(xù)水驅(qū)采收率提高了14.4%，封堵效果最好?？梢?，覆膜型體膨顆粒的初始粒徑對顆粒的注入性有顯著影響，初始粒徑較小無法在縫洞處實(shí)現(xiàn)有效卡封，初始顆粒粒徑大于裂縫寬度時(shí)，又會(huì)出現(xiàn)無法注入地層的現(xiàn)象，因此，膨脹后的顆粒粒徑必須與地層孔徑相匹配時(shí)才能有較好的封堵效果，本次實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出顆粒粒徑為0.4～0.6 mm。

2.3.2 注入體膨顆粒濃度優(yōu)化

取固液比7.5%、10%、12.5%等3 種不同的顆粒濃度，研究顆粒濃度對封堵效果的影響。從圖13可看出，隨顆粒濃度增加，注入壓力明顯增加，這是因?yàn)轭w粒在縫洞中運(yùn)移時(shí)，濃度越大顆粒越容易在縫洞交接處抱團(tuán)、聚集，能有效封堵高滲透主流通道，引起注入壓力升高。然而比較3 種顆粒濃度采收率增幅，并不是濃度越高增幅越大，這主要是因?yàn)殡S顆粒濃度增加，對高滲層的封堵能力也將不斷增強(qiáng)，達(dá)到一定程度后續(xù)顆粒便會(huì)轉(zhuǎn)向中、低滲透層，致使儲(chǔ)層縱向波及程度提高；然而顆粒中、低滲透層中的運(yùn)移能力有限，當(dāng)顆粒濃度過高時(shí)，近井地帶顆粒量將逐漸趨于飽和，注入水轉(zhuǎn)向也將趨于最大，采收率增幅便會(huì)逐漸減?。?5]。可見，覆膜型體膨顆粒在一定范圍內(nèi)才能實(shí)現(xiàn)有效的橋接封堵作用，綜合經(jīng)濟(jì)成本，這里優(yōu)選注入濃度為10%。

圖 13 不同顆粒濃度下的驅(qū)替壓力及采收率曲線Fig. 13 Displacement pressure and recovery factor curve at different particle concentrations

2.3.3 注入方式優(yōu)化

由于塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)極為復(fù)雜，考慮將覆膜型體膨顆粒與其他類堵劑結(jié)合起來使用，充分發(fā)揮各劑優(yōu)勢，彌補(bǔ)劣勢［16-17]。選用自主研發(fā)的新型萘酚凝膠體系，該體系具有優(yōu)良的耐溫抗鹽性：耐溫＞140 ℃，耐鹽＞20×104mg/L，150 d 脫水率僅4.6%，滿足塔河油田高溫高鹽油藏使用條件。將萘酚凝膠和覆膜型XN-T 體膨顆粒復(fù)配，研究凝膠與顆?；熳⒁约岸稳阶⑷敕绞较碌亩滤Ч?。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖14 和表2 所示。

通過實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，3 種注入方式的后續(xù)采收率相近，均大于18%；先凝膠后顆粒分段塞注入，注入壓力最高，不利于現(xiàn)場施工。綜合考慮注入壓力和采收率，混合注入或先顆粒后凝膠注入方式均可。

圖 14 不同注入方式下的堵水效果Fig. 14 Water plugging effect in different injection modes

表 2 不同注入方式下的采收率和啟動(dòng)壓力Table 2 Recovery factor and threshold pressure in different injection modes

覆膜型體膨顆粒具有吸水緩慢膨脹的特性，地層中能以自身形變封堵小喉道，或在一定壓差下通過變形深入地層，對含有裂縫、大孔道等的高滲透層進(jìn)行封堵。凝膠與之復(fù)合，既能通過膠結(jié)顆粒提高體系封堵強(qiáng)度，又可防止凝膠堵劑漏失，大大提高了深部調(diào)堵效果。因此推薦塔河油田現(xiàn)場試驗(yàn)采用有機(jī)覆膜型體膨顆粒+耐高溫抗高鹽型萘酚凝膠二元復(fù)合型深部調(diào)堵技術(shù)。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)

選取塔河油田4 區(qū)西部A42 井作為實(shí)驗(yàn)井，該井開采后，原油含水高達(dá)87%，期間經(jīng)過2 次堵水，效果均不理想，轉(zhuǎn)注后，對應(yīng)受效油井為B65 井、B48 井。2017 年9 月，開始對A42 井進(jìn)行調(diào)剖試驗(yàn)，調(diào)剖井段為5 438.5～5 546.0 m，注入井筒總液量為880 m3，最高施工排量為5.9 m3/min。采取段塞式注入工藝進(jìn)行調(diào)剖，第1 段塞正擠胍膠前置液100 m3；第2 段塞混注凝膠和顆粒，正擠凝膠體系共計(jì)410 m3，按10%、15%、20%濃度分3 個(gè)階段加入覆膜型緩膨顆粒和陶?；旌项w粒；第3 段塞加入陶粒與覆膜砂混合體系進(jìn)行封口。

同年12 月通過測井資料可知，A42 井注入壓力下降1 MPa，主吸水層增厚9%，說明液流出現(xiàn)了明顯轉(zhuǎn)向，波及體積增大。B65、B48 井日產(chǎn)油量分別增加了1.4 t/d、0.7 t/d，含水率分別下降了14%、2.2%，取得了預(yù)期的應(yīng)用效果。

4 結(jié)論

(1)對耐溫抗鹽性能較好的體膨顆粒XN-T 進(jìn)行物理覆膜，覆膜型體膨顆粒緩慢膨脹，24 h 達(dá)到最大膨脹倍數(shù)，130 ℃下10 d 的膨脹倍數(shù)仍能達(dá)到3.6 倍，推薦現(xiàn)場使用覆薄膜的XN-T 體膨顆粒；覆膜型體膨顆粒的封堵率為98.42%，封堵效果較好。

(2)從微觀尺度上證實(shí)了覆膜型體膨顆粒在縫洞油藏的高滲孔縫中能夠形成有效的堆積、“橋接”封堵實(shí)現(xiàn)堵水，迫使流體進(jìn)入低滲小孔縫中，有效增大了波及系數(shù)，提高采收率。顆粒在儲(chǔ)層中運(yùn)移、封堵的次數(shù)越多，在多次擠壓、剪切變形的作用下，顆粒封堵性能也越差。

(3)根據(jù)覆膜型體膨顆粒注入?yún)?shù)優(yōu)化，選顆粒粒徑為0.4～0.6 mm、固液比10%的顆粒濃度時(shí)，后續(xù)采收率最高，封堵效果最好。推薦塔河油田現(xiàn)場試驗(yàn)采用有機(jī)覆膜型體膨顆粒+耐高溫抗高鹽型萘酚凝膠二元復(fù)合型深部調(diào)堵技術(shù)。

(4)現(xiàn)場試驗(yàn)采用凝膠與覆膜型緩膨顆粒以及陶?；熳⒐に?，達(dá)到了油井增產(chǎn)、含水率下降的效果。