渤海油田濃變凝膠防砂控水技術(shù)研究與應(yīng)用

白健華，吳華曉，趙順超，尚寶兵，于法浩，周玉剛

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450）

渤海油田油藏埋深普遍較淺，以疏松砂巖為主，高孔高滲特征明顯，在大斜度井、水平井高采液強(qiáng)度開發(fā)過程中，油井出砂風(fēng)險(xiǎn)高，易導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降、井筒砂埋及后期油氣處理難度增大，甚至出現(xiàn)地層坍塌、油井關(guān)停等[1?2]，且在邊底水能量或注水開發(fā)過程中，水竄、水淹問題突出，油井含水率上升、產(chǎn)油量下降，提高液量會(huì)加劇油井出砂[3?4]。針對(duì)油井出砂與出水問題，渤海油田分別開展油井防砂與調(diào)剖堵水研究，但仍存在儲(chǔ)層滲透率損害大、防砂有效期短以及堵水效果差等問題，且防砂與控水措施關(guān)聯(lián)性差、施工復(fù)雜、作業(yè)費(fèi)用高，因此需要針對(duì)高效防砂控水開展一體化技術(shù)研究。

目前針對(duì)防砂控水一體化研究主要圍繞調(diào)流控水篩管進(jìn)行，將常規(guī)篩管進(jìn)行內(nèi)部流道改造并結(jié)合流量控制閥形成控水篩管。趙崇鎮(zhèn)等[5]、Khalid[6]、曾泉樹等[7?8]研制出利用油水黏度差異等產(chǎn)生附加流動(dòng)阻力，實(shí)現(xiàn)油水分離的流動(dòng)控制閥。羅偉等[9]通過結(jié)合穩(wěn)態(tài)模擬和瞬態(tài)模擬建立ICD控水篩管完井動(dòng)態(tài)模擬方法。趙旭等[10]提出了通過控水管柱外部充填礫石取代常規(guī)封隔器的防砂控水思路，提高控水效果并進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化。化學(xué)防砂劑和選擇性化學(xué)堵水劑在油氣井防砂和控水領(lǐng)域中也有廣泛應(yīng)用，潘一等[11]總結(jié)目前主流化學(xué)防砂劑，包括樹脂類、硅酸類、低聚物類和復(fù)合材料類4種。曹廣勝等[12]和梁萌等[13]分別研制出適應(yīng)于特高含水非均質(zhì)油藏的選擇性堵水凝膠。任曉娟等[14]研制出快速成膠的改進(jìn)型HV高強(qiáng)度凝膠堵水體系。謝平等[15]將選擇性堵水凝膠與快干水泥結(jié)合，并在元壩氣田成功應(yīng)用。目前防砂控水技術(shù)研究尚存在一體化程度低和產(chǎn)能損失嚴(yán)重等問題，具體表現(xiàn)為控水篩管只能將地層產(chǎn)出砂阻擋在篩管外部，不能阻止地層砂從巖石骨架剝離并進(jìn)入井筒，近井地帶堵塞與井筒砂埋的風(fēng)險(xiǎn)依然存在，而且由于篩管內(nèi)部流道改變，地層產(chǎn)出液流動(dòng)阻力增大，在一定程度上造成油井產(chǎn)能損失，此外利用化學(xué)藥劑實(shí)現(xiàn)防砂控水需要分別開展防砂與控水作業(yè)，存在一體化程度低、施工流程復(fù)雜、作業(yè)成本高等問題。

針對(duì)上述問題，本文提出通過濃變凝膠實(shí)現(xiàn)防砂控水一體化的思路，依靠濃變凝膠選擇性膠凝的特性實(shí)現(xiàn)油層與水層的選擇性封堵，利用膠凝過程中對(duì)地層砂的固結(jié)作用實(shí)現(xiàn)化學(xué)固砂?；跐庾兡z控砂性能與封堵性能評(píng)價(jià)，證明濃變凝膠防砂控水一體化的可行性，通過室內(nèi)出砂模擬實(shí)驗(yàn)，對(duì)濃變凝膠進(jìn)行儲(chǔ)層溫度等儲(chǔ)層條件及采液強(qiáng)度等生產(chǎn)條件的適應(yīng)性評(píng)價(jià)，明確其適應(yīng)范圍，形成選井原則，最終形成濃變凝膠防砂控水一體化技術(shù)，并在渤海油田開展應(yīng)用，為高含水出砂油井提液增產(chǎn)提供借鑒與指導(dǎo)。

1 濃變凝膠防砂控水技術(shù)原理

濃變凝膠是一種對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)敏感的凝膠，通過分子間作用力，可自身發(fā)生反應(yīng)的有機(jī)大分子聚合物。該凝膠在低質(zhì)量分?jǐn)?shù)下黏度較低（見表1），具有很好的注入性，有利于地層相對(duì)均勻吸液。

表1 濃變凝膠黏度測(cè)試結(jié)果Table 1 Flooding?sensitive gel viscosity test results

濃變凝膠具有外界感知能力（濃度、地層砂、泥質(zhì)等）。當(dāng)藥劑遇水稀釋，分子之間發(fā)生聚合反應(yīng)自動(dòng)形成凝膠，將地層砂黏合在巖石表面，實(shí)現(xiàn)控砂。一個(gè)藥劑分子可以同時(shí)與多個(gè)地層砂顆粒結(jié)合，從而將多個(gè)地層砂黏結(jié)在一起，使地層砂不易運(yùn)移。另外，藥劑分子還可以同時(shí)在地層孔隙內(nèi)與巖石表面結(jié)合，從而將團(tuán)聚的地層砂黏附在地層孔隙內(nèi)，阻止地層砂運(yùn)移。

該聚合物的膠凝具有選擇性（見圖1），濃變凝膠不但與親水性地層孔隙表面結(jié)合，而且還會(huì)在親水性地層孔隙中互相結(jié)合、膠凝，而不會(huì)在親油地層中反應(yīng)，降低了含水地層的滲透率，實(shí)現(xiàn)控砂、堵水而不堵油。

圖1 濃變凝膠在含水、含油巖心中膠凝Fig.1 The condensation pattern of flooding?sensitive gel in water?bearing and oil?bearing cores

濃變凝膠實(shí)現(xiàn)防砂控水一體化的核心在于通過凝膠選擇性封堵高滲層、抑制儲(chǔ)層中的優(yōu)勢(shì)通道，調(diào)整油井產(chǎn)液剖面，實(shí)現(xiàn)近井帶均勻入流，增加泄油面積，從而降低近井地帶流體流速，這不僅有助于降低油井含水率，也有助于抑制油井出砂。同時(shí)，抑制近井地帶地層出砂也能避免高滲透層被流體長期沖刷形成大孔道，進(jìn)一步加劇地層的非均質(zhì)性，從而減緩水突進(jìn)的速度，最終降低油井含水率上升速度。

2 濃變凝膠控砂與控水性能評(píng)價(jià)

為進(jìn)行濃變凝膠控砂性能與控水性能評(píng)價(jià)，設(shè)計(jì)了人工巖心性能評(píng)價(jià)與測(cè)試裝置，實(shí)驗(yàn)裝置及流程見圖2。實(shí)驗(yàn)時(shí)將巖心放置于巖心管中，巖心管設(shè)置傳感器插口，連接溫度、壓力傳感器與計(jì)算機(jī)，即可監(jiān)測(cè)巖心管內(nèi)壓力和溫度等信息，利用達(dá)西定律計(jì)算巖心滲透率。驅(qū)替泵將水或油泵入巖心管，在巖心管排液口收集驅(qū)替液，進(jìn)行固相顆粒分離、烘干處理，利用計(jì)量天平稱重，計(jì)算巖心出砂率。

圖2 實(shí)驗(yàn)裝置及流程Fig.2 Experimental Equipment and procedure

2.1 實(shí)驗(yàn)條件

渤海Z油田儲(chǔ)層溫度為50~70℃，地層水礦化度平均值約為3 500 mg/L。實(shí)驗(yàn)基準(zhǔn)參數(shù)分別設(shè)置為溫度60℃，地層水礦化度3 500 mg/L。

實(shí)驗(yàn)所用巖心為人造巖心，通過將石英砂和一定比例的黏土物質(zhì)壓實(shí)制成，所用石英砂中值粒徑、均質(zhì)系數(shù)以及黏土含量均根據(jù)渤海Z油田地層砂粒度分析結(jié)果確定。

2.2 控砂性能評(píng)價(jià)

控砂的目的在于實(shí)現(xiàn)控制地層砂運(yùn)移，防止儲(chǔ)層出砂，同時(shí)做好儲(chǔ)層保護(hù)。本文在進(jìn)行濃變凝膠控砂性能評(píng)價(jià)時(shí)，主要依據(jù)濃變凝膠在巖心中膠凝后巖心出砂率和滲透率損害率兩個(gè)指標(biāo)。實(shí)驗(yàn)時(shí)，利用20~40目石英砂模擬儲(chǔ)層巖石骨架顆粒，300~1 340目地層砂模擬巖石中泥質(zhì)等微粒成分，將石英砂與地層砂裝入巖心管壓實(shí)，以流量30 mL/min驅(qū)替煤油30 min，測(cè)量其原始滲透率，然后將藥劑注入巖心，處理量為2 PV，反應(yīng)24 h，待膠凝完全結(jié)束后驅(qū)替煤油，測(cè)巖心膠凝后滲透率。再以流量10 mL/min注入清水1 L，收集巖心管排除液中的砂粒，烘干后使用計(jì)量天平稱重，計(jì)量巖心出砂率。

為實(shí)現(xiàn)濃變凝膠與常規(guī)化學(xué)固砂藥劑控砂性能的對(duì)比評(píng)價(jià)，選用濃變凝膠及目前常用的熱固性樹脂類固砂劑和水溶性高分子固砂劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)藥劑如表2所示。

圖3為人工巖心經(jīng)表2所示藥劑處理前后的滲透率對(duì)比。為直觀對(duì)比、評(píng)價(jià)濃變凝膠及固砂藥劑控砂對(duì)儲(chǔ)層滲透率損害的影響，計(jì)算滲透率損害率，結(jié)合巖心出砂量綜合評(píng)價(jià)控砂性能，滲透率損害率及出砂量對(duì)比如圖4所示。

圖4 巖心滲透率損害率和出砂量對(duì)比Fig.4 Compar ison of core permeability damage rate and sand production rate

表2 實(shí)驗(yàn)所用化學(xué)藥劑Table 2 The chemical agents used in the experiment

由圖3、4可知，5次實(shí)驗(yàn)得到的巖心初始滲透率基本一致，均為1 200~1 300 mD，波動(dòng)幅度不超過9%，說明各實(shí)驗(yàn)所用的巖心基本條件一致；控砂后，濃變凝膠滲透率最高，達(dá)到1 108 mD，滲透率損害率最低，控制在13%以內(nèi)，水溶性高分子固砂劑固砂后巖心滲透率比濃變凝膠控砂率偏低6%左右，熱固性樹脂類固砂劑對(duì)巖心滲透率損害率最大，高達(dá)85%，固砂后巖心滲透率不足200 mD；根據(jù)中海油企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，海上油田油井出砂率標(biāo)準(zhǔn)為0.05%，濃變凝膠控砂后巖心排出液中地層砂質(zhì)量濃度為0.03 g/L，出砂率約為0.03%，屬于未出砂，水溶性高分子固砂劑對(duì)應(yīng)的出砂量最大，達(dá)到5.38 g/L，出砂率約為0.54%，出砂嚴(yán)重，熱固性樹脂類固砂劑對(duì)應(yīng)出砂率介于上述二者之間。

圖3 巖心控砂前后滲透率Fig.3 Per meability befor e and after cor e sand control

濃變凝膠成膠后將地層砂黏結(jié)在一起，熱固性樹脂類和水溶性高分子類固砂劑濃變凝膠呈半固體狀，具有更好的蠕動(dòng)性能。濃變凝膠固砂后在受到流體沖擊時(shí)，利用凝膠蠕動(dòng)特性可將沖刷掉的地層砂顆粒重新固結(jié)，因此具有更好的固砂性能，出砂率更低。此外，濃變凝膠蠕動(dòng)、變形可為流體滲流提供臨時(shí)通道，因此濃變凝膠固砂后巖心滲透率更高。

綜上，濃變凝膠控砂兼具熱固性樹脂類固砂劑低出砂率和水溶性高分子固砂劑高滲透率保持率的優(yōu)勢(shì)，且滲透率保持能力和控砂能力均優(yōu)于兩種固砂劑，其綜合控砂性能最好。

2.3 控水性能評(píng)價(jià)

選擇性封堵出水層是濃變凝膠實(shí)現(xiàn)控水功能的關(guān)鍵，為驗(yàn)證濃變凝膠對(duì)水層和油層的選擇性封堵，實(shí)驗(yàn)使用兩種巖心同時(shí)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，1#巖心使用礦化度3 500 mg/L氯化鈣型地層水飽和模擬水層，2#巖心用原油飽和模擬油層，將兩種巖心分別固定于1#、2#巖心管。首先驅(qū)替巖心測(cè)其原始滲透率，然后注入濃變凝膠，反應(yīng)24 h待膠凝結(jié)束后，再次驅(qū)替巖心，測(cè)其膠凝后滲透率。實(shí)驗(yàn)時(shí)，分別改變處理量（1~6 PV）和實(shí)驗(yàn)溫度（30~90℃），進(jìn)行選擇性封堵的敏感性分析。

使用人工巖心滲透率損害率定量表征濃變凝膠對(duì)巖心的封堵能力，即巖心封堵率，巖心注入濃變凝膠后滲透率損害率越高，表明濃變凝膠對(duì)其封堵程度高，反之則代表對(duì)其封堵程度低。不同溫度條件下，濃變凝膠對(duì)油層、水層巖心封堵率如圖5所示。

圖5 人工巖心封堵率隨溫度、處理量變化Fig.5 The sealing rate of artificial core varies with temperature and handling capacity

由圖5可知，濃變凝膠對(duì)油層和水層均存在一定程度的封堵，且存在明顯的差異性，水層封堵率均在60.0%以上，最高達(dá)到93.0%，而油層封堵率最高值僅達(dá)到12.5%，結(jié)果表明濃變凝膠具有極強(qiáng)的選擇性封堵能力。

此外，分析溫度和處理量對(duì)濃變凝膠選擇性封堵的影響，濃變凝膠對(duì)油層和水層的封堵率均隨處理量增加而增加，即濃變凝膠注入量越大，封堵能力越強(qiáng)。濃變凝膠對(duì)水層的封堵率受溫度影響明顯，呈現(xiàn)溫度越高，封堵率越低的變化趨勢(shì)，但溫度對(duì)油層封堵率影響不明顯。

為定量表征濃變凝膠對(duì)油層、水層封堵的選擇性，提出選擇性封堵系數(shù)的概念，其定義為水層封堵率與油層封堵率的比值，如式（1）所示。

式中，δ為封堵選擇性系數(shù)；Rko為油層封堵率；Rkw為水層封堵率。

繪制不同溫度下封堵選擇性系數(shù)隨處理量變化曲線，如圖6所示。由圖6可知，同一溫度下，濃變凝膠選擇性封堵系數(shù)隨處理量的增大而降低，即濃變凝膠注入量越大，其對(duì)水層和油層封堵的選擇性和差異性越不明顯。實(shí)驗(yàn)溫度30℃，處理量1 PV時(shí)，選擇性封堵系數(shù)高達(dá)21.3，表明該實(shí)驗(yàn)條件下濃變凝膠對(duì)水層封堵能力是油層的21.3倍，當(dāng)處理量升至6 PV時(shí)，選擇性封堵系數(shù)下降至9.7，對(duì)油層、水層選擇性封堵變差。

圖6 封堵選擇性系數(shù)隨處理量變化Fig.6 The plugging selectivity varies with the amount of treatment

此外，對(duì)于相同處理量，選擇性封堵系數(shù)隨溫度升高而降低，即溫度越高，濃變凝膠對(duì)水層、油層封堵的選擇能力變差。處理量2 PV，實(shí)驗(yàn)溫度30℃對(duì)應(yīng)的封堵選擇性系數(shù)達(dá)到22.0，而90℃對(duì)應(yīng)的封堵選擇性系數(shù)下降至10.6。

油飽和巖心和地層水飽和巖心內(nèi)部含水率差異導(dǎo)致濃變凝膠成膠程度不同，地層水飽和巖心后巖心含水率高，注入凝膠藥劑后，高含水率將凝膠稀釋，自動(dòng)膠凝實(shí)現(xiàn)對(duì)水層的封堵，而原油飽和巖心后，巖心含水率低，注入凝膠藥劑后不發(fā)生膠凝或膠凝程度低，因此含油層封堵程度低。

綜上，濃變凝膠對(duì)油層、水層封堵存在明顯的選擇性，且升高溫度或增加處理量，濃變凝膠封堵的選擇性會(huì)變差。

3 濃變凝膠防砂控水適應(yīng)性評(píng)價(jià)

3.1 采液強(qiáng)度適應(yīng)性評(píng)價(jià)

采液強(qiáng)度指單位厚度油層單位時(shí)間內(nèi)產(chǎn)液量。實(shí)驗(yàn)過程中，巖心的尺寸固定，通過調(diào)節(jié)驅(qū)替泵排量即可模擬不同的產(chǎn)液量。根據(jù)實(shí)驗(yàn)室?guī)r心尺寸與驅(qū)替泵排量可折算得到現(xiàn)場(chǎng)采液強(qiáng)度，實(shí)驗(yàn)室內(nèi)驅(qū)替排量設(shè)置與現(xiàn)場(chǎng)采液強(qiáng)度折算如表3所示。

表3 實(shí)驗(yàn)室驅(qū)替排量與現(xiàn)場(chǎng)采液強(qiáng)度折算Table 3 Conver sion of labor ator y displacement rate and on?site liquid production strength

采液強(qiáng)度對(duì)濃變凝膠防砂的影響，主要體現(xiàn)在流體對(duì)巖心的沖刷作用，采液強(qiáng)度越高，巖心受到的沖刷作用越明顯。圖7為不同溫度下，采液強(qiáng)度對(duì)巖心出砂率的影響。

圖7 巖心出砂率隨驅(qū)替排量變化Fig.7 Sand production rate of cemented core varies with displacement rate

由圖7可知，采液強(qiáng)度越高，巖心出砂率越高。當(dāng)采液強(qiáng)度控制在257.6 m3/(d?m）內(nèi)時(shí)，巖心出砂率均控制在0.050 0%以內(nèi)，符合未出砂標(biāo)準(zhǔn)。

渤海Z油田油井采液強(qiáng)度低于10 m3/(d?m），因此濃變凝膠具有較強(qiáng)的控砂能力和適應(yīng)性。

3.2 礦化度適應(yīng)性評(píng)價(jià)

地層水礦化度對(duì)濃變凝膠固砂后巖心出砂率的影響主要是由于鹽類成分對(duì)藥劑膠凝的抑制作用，鹽類質(zhì)量分?jǐn)?shù)越高，即礦化度越高，會(huì)抑制凝膠成膠，降低凝膠對(duì)地層砂的固結(jié)作用，進(jìn)而導(dǎo)致巖心出砂率升高。

在進(jìn)行地層水礦化度適應(yīng)性評(píng)價(jià)時(shí)，巖心加熱至60℃，藥劑注入0.5 PV，地層水礦化度設(shè)置為500~50 000 mg/L，其對(duì)應(yīng)的巖心出砂率如圖8所示。由圖8可知，隨地層水礦化度增加，巖心出砂率整體呈現(xiàn)上升的趨勢(shì)，當(dāng)?shù)貙铀V化度低于10 000 mg/L時(shí)，礦化度變化對(duì)巖心出砂率影響不大，出砂率均在0.007 0%左右，波動(dòng)不超過0.000 5%，當(dāng)?shù)貙铀V化度超過10 000 mg/L時(shí)，提高礦化度導(dǎo)致巖心出砂率明顯上升，礦化度由10 000 mg/L增加至50 000 mg/L，膠結(jié)巖心出砂率由0.007 2%升高至0.058 7%，升高7.2倍。

圖8 巖心出砂率隨礦化度變化Fig.8 The yield of cemented core varies with salinity

從圖8中還可以看出，巖心出砂率達(dá)到0.050 0%時(shí)對(duì)應(yīng)地層水礦化度約為45 000 mg/L，即濃變凝膠在實(shí)驗(yàn)條件下對(duì)地層水礦化度耐受值約為45 000 mg/L。渤海Z油田地層水礦化度大部分低于10 000 mg/L，因此，濃變凝膠在渤海Z油田礦化度條件下具有較強(qiáng)的控砂能力和適應(yīng)性。

3.3 地層溫度適應(yīng)性評(píng)價(jià)

地層溫度主要影響濃變凝膠的膠凝速度和膠凝程度，進(jìn)而影響膠凝后砂層的強(qiáng)度和孔滲特性。為分析濃變凝膠對(duì)溫度的適應(yīng)性，對(duì)比不同驅(qū)替排量下的巖心出砂率隨溫度的變化，結(jié)果如圖9所示。

圖9 不同溫度下出砂率對(duì)比Fig.9 Comparison diagram of sand production rate at different temper atur es

由圖9可知，當(dāng)驅(qū)替排量不超過70 mL/min時(shí)，各溫度條件下巖心出砂率均低于0.050 0%，不出砂；驅(qū)替排量介于10~50 mL/min條件下，溫度對(duì)巖心出砂率幾乎沒有影響，巖心出砂率隨溫度的升高而呈現(xiàn)輕微增加的趨勢(shì)；當(dāng)驅(qū)替排量超過70 mL/min后，各溫度下巖心出砂率均高于0.050 0%，且提高溫度時(shí)巖心出砂率增加明顯，例如驅(qū)替排量120 mL/min時(shí)對(duì)應(yīng)巖心出砂率普遍在0.140 0%左右，出砂嚴(yán)重。

綜上，巖心出砂率對(duì)采液強(qiáng)度的敏感性強(qiáng)于溫度敏感性，當(dāng)采液強(qiáng)度控制在257.6 m3/(d?m）內(nèi)，濃變凝膠耐溫值可超過80℃。

渤海Z油田油藏溫度為50~70℃，該溫度下濃變凝膠具有較高的控砂能力。

基于上述適應(yīng)性評(píng)價(jià)，總結(jié)得到濃變凝膠防砂控水對(duì)儲(chǔ)層和生產(chǎn)條件的適應(yīng)范圍，即溫度可超過80℃，地層水礦化度上限為45 000 mg/L，采液強(qiáng)度控制在257.6 m3/(d?m）內(nèi)，在該范圍內(nèi)，濃變凝膠具有較高的控砂性能。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

對(duì)濃變凝膠進(jìn)行控砂和控水性能評(píng)價(jià)，且模擬儲(chǔ)層與生產(chǎn)條件對(duì)濃變凝膠進(jìn)行適應(yīng)性評(píng)價(jià)，形成了濃變凝膠防砂控水一體化技術(shù)，并在渤海Z油田開展應(yīng)用。

渤海Z油田某定向井采用優(yōu)質(zhì)篩管防砂，儲(chǔ)層溫度約70℃，油層厚度9.2 m，日產(chǎn)液72 m3，采液強(qiáng)度7.83 m3/(d?m），地層水礦化度約3 800 mg/L。

該油井存在多次出砂，且含水率持續(xù)上升（高達(dá)95%），出砂與出水影響嚴(yán)重。對(duì)該油井采取限制液量生產(chǎn)，經(jīng)過儲(chǔ)層和生產(chǎn)條件分析，濃變凝膠防砂控水一體化技術(shù)具有較好的適應(yīng)性，因此對(duì)該油井進(jìn)行濃變凝膠防砂控水施工。

施工后，該油井連續(xù)16個(gè)月檢測(cè)不含砂，證明濃變凝膠對(duì)于油井出砂有效且具有持久的控制作用。為分析濃變凝膠的控水作用，統(tǒng)計(jì)該油井施工前后產(chǎn)液量、產(chǎn)油量及含水率變化，結(jié)果如圖10所示。由圖10可以看出，濃變凝膠防砂控水施工后，該油井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均有明顯提升。施工前油井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量分別為143.0、9.0 m3/d，施工后產(chǎn)液量和產(chǎn)油量分別為280.0、27.5 m3/d，增幅分別為95.8%和205.6%，提液增油效果顯著。施工前后，油井含水率分別為94.1%和90.0%，含水率平均下降3%左右，控水效果明顯。

圖10 油井施工前后產(chǎn)液與含水率對(duì)比Fig.10 Compar ison of liquid pr oduction and water content before and after oil well construction

濃變凝膠防砂控水一體化技術(shù)已累計(jì)在渤海Z油田3口井中應(yīng)用，措施后無砂生產(chǎn)周期普遍達(dá)到13~16個(gè)月，且持續(xù)有效，平均增油幅度達(dá)88.5%，累計(jì)增油近30 000 m3，提液50%以上，油井含水率降低3%~5%，對(duì)于高含水出砂井的防砂控水及提液增產(chǎn)具有重要作用。

5 結(jié) 論

（1）提出利用濃變凝膠選擇性膠凝實(shí)現(xiàn)防砂控水一體化的技術(shù)路線，基于控砂性能與選擇性封堵性能評(píng)價(jià)證明其可行性，結(jié)合適應(yīng)性評(píng)價(jià)形成防砂控水一體化技術(shù)，并在渤海Z油田成功應(yīng)用。

（2）濃變凝膠控砂可將儲(chǔ)層滲透率損害率和出砂率分別控制在13%和0.03%以內(nèi)，且可實(shí)現(xiàn)油層水層的選擇性封堵，對(duì)水層的封堵程度可達(dá)到油層封堵的7倍以上，且隨著濃變凝膠用量增加或儲(chǔ)層溫度升高，凝膠封堵選擇能力變差。

（3）實(shí)驗(yàn)條件下，濃變凝膠耐溫超過80℃，地層水礦化度耐受值45 000 mg/L，采液強(qiáng)度控制在257.6 m3/(d?m）以內(nèi)。

（4）濃變凝膠防砂控水一體化技術(shù)在渤海Z油田應(yīng)用后，無砂生產(chǎn)周期提高至13~16個(gè)月，且持續(xù)有效，累計(jì)增油近30 000 m3，油井含水率降低3%~5%，該技術(shù)的應(yīng)用與優(yōu)化成為高含水出砂油井防砂控水與提液增產(chǎn)的重要措施。