碳酸鹽巖油藏聚合物凝膠調(diào)堵體系的性能評(píng)價(jià)及應(yīng)用

陳利新　姜振學(xué)　李彬儒　王霞　孫新　郭繼香

摘要：針對(duì)碳酸鹽巖油藏經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)后波及效率降低、水竄嚴(yán)重、提高采收率效果差的難題，提出利用流道調(diào)整配合注水開(kāi)發(fā)的方法，研發(fā)耐溫耐鹽聚合物凝膠調(diào)堵體系，考察其在高溫高鹽油藏條件下的應(yīng)用性能。根據(jù)油藏條件及剩余油情況分析耐溫耐鹽聚合物整體調(diào)堵可行性。結(jié)果表明：體系耐溫可達(dá)140 ℃，耐鹽2.36×105 mg/L，巖心封堵率為95.21%；采用“兩頭封堵”（即注水井與采油井同步作業(yè)）措施后，含水率由100%下降至50%；施工前、后相同生產(chǎn)時(shí)間累積增油800 t，平均日增油5.5 t。

關(guān)鍵詞：碳酸鹽巖油藏； 注水開(kāi)發(fā)； 流道調(diào)整； 聚合物凝膠

中圖分類號(hào)：TE 344 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：陳利新，姜振學(xué)，李彬儒，等.碳酸鹽巖油藏聚合物凝膠調(diào)堵體系的性能評(píng)價(jià)及應(yīng)用［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)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(guó)最大的海相碳酸鹽巖油氣田，塔北隆起是塔里木油田的一個(gè)復(fù)合油氣聚集區(qū)。該區(qū)奧陶系、石炭系、三疊系等地層中均發(fā)現(xiàn)了油氣，其中埋深大于5 000 m的奧陶系地層是最重要的含油層位。奧陶系地層一間房組、鷹山組巖溶地層發(fā)育較強(qiáng)，厚灰?guī)r發(fā)育較好，是本區(qū)油氣的主要儲(chǔ)集層［1-3］。該區(qū)域油藏一般埋深較深（超過(guò)5 000 m）、油藏條件（溫度為110～140 ℃，礦化度為2.0×105 mg/L）苛刻、地質(zhì)環(huán)境復(fù)雜，油藏儲(chǔ)集空間多為溶洞與裂縫的復(fù)雜組合，儲(chǔ)層規(guī)模多變，以溶洞和大型裂縫為主，溶洞規(guī)模較大，連通性多樣，空間分布復(fù)雜，非均質(zhì)性極強(qiáng)［4-6］，給油藏開(kāi)發(fā)帶來(lái)巨大困難，導(dǎo)致采出程度普遍較低。經(jīng)過(guò)多年水驅(qū)開(kāi)發(fā)，塔里木油田縫洞型油藏面臨“兩低”難題：水驅(qū)動(dòng)用程度低，僅為28.5%，優(yōu)勢(shì)流道發(fā)育嚴(yán)重；水驅(qū)采出程度低，僅為1.7%，但剩余油豐富，挖潛空間大，亟需擴(kuò)大油藏水驅(qū)波及體積，提高碳酸鹽巖縫洞型油藏原油采收率。對(duì)于碳酸鹽巖縫洞型油藏采收率的提高，一方面其地質(zhì)特征嚴(yán)重異于砂巖油藏，儲(chǔ)集空間多樣、溶洞規(guī)模極大，調(diào)堵對(duì)象認(rèn)識(shí)極為困難，無(wú)法借鑒分層調(diào)剖、分層堵水等常規(guī)提高采收率思路，難以明確提高采收率的攻關(guān)方向；另一方面，塔里木碳酸鹽巖縫洞型油藏高溫高礦化度條件具有世界級(jí)挑戰(zhàn)性，也是目前世界上地層條件最為苛刻的油藏之一，目前的調(diào)堵劑體系難以滿足油藏苛刻地層條件的需要，導(dǎo)致縫洞型油藏還未建立成熟的提高采收率技術(shù)。常規(guī)聚合物凝膠耐溫耐鹽性差，無(wú)法滿足高溫高鹽油藏適用條件。為了解決碳酸鹽巖縫洞型高溫高鹽油藏提高采收率難題，在目前凝膠型調(diào)堵劑調(diào)流道提高采收率的理論基礎(chǔ)上［7-11］，筆者研發(fā)適用于塔里木油田縫洞型油藏流道調(diào)整的耐溫耐鹽聚合物調(diào)堵體系。

1 耐溫耐鹽調(diào)堵體系性能評(píng)價(jià)

1.1 試驗(yàn)儀器與材料

試驗(yàn)儀器：HAAKE MARS Ⅲ旋轉(zhuǎn)流變儀，德國(guó)Thermo Fisher公司； Quanta200F場(chǎng)發(fā)射掃描式電子顯微鏡，荷蘭FEI公司；2PB-00C平流泵，北京衛(wèi)星制造廠；多功能巖心驅(qū)替裝置，海安縣石油科研儀器有限公司；FD-1A-50真空冷凍干燥機(jī)，北京博醫(yī)康實(shí)驗(yàn)儀器有限公司；真空裝置，自主研發(fā)；定制安瓿瓶，北京玻璃儀器廠。

試驗(yàn)材料：水解聚丙烯酰胺（HPAM），相對(duì)分子質(zhì)量為6×106，工業(yè)級(jí)，河南中標(biāo)環(huán)?？萍加邢薰?；2-丙烯酰胺基-2-甲基-1-丙烷磺酸（AMPS），分析純，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；酚醛樹(shù)脂，工業(yè)級(jí)，廣州翔博生物科技有限公司；S型分散劑，工業(yè)級(jí)，江蘇天行新材料有限公司；過(guò)硫酸鉀，分析純，國(guó)藥集團(tuán)藥業(yè)股份有限公司；試驗(yàn)用水為塔里木油田碳酸鹽巖油藏地層水，總礦化度為2.36×105 mg/L，其中水的硬度（Ca2+、Mg2+）為1.38×104 mg/L，K+、Na+、Cl-、SO2-4和HCO3-質(zhì)量濃度分別為2.02×103、7.45×104、1.45×105、 93.85和94.40 mg/L。

1.2 試驗(yàn)方法

1.2.1 調(diào)堵體系配制方法

針對(duì)碳酸鹽巖油藏高溫、高礦化度特點(diǎn)，研制了耐溫耐鹽聚合物凝膠調(diào)堵體系，配方（均為質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同）組成：1%聚合物HPAM + 6%改性單體（AMPS）+ 0.3%交聯(lián)劑（酚醛樹(shù)脂）+0.01%引發(fā)劑過(guò)硫酸鉀+ S型分散劑（黏土礦物類物質(zhì)，可通過(guò)插層效應(yīng)提高凝膠體系整體強(qiáng)度）。

取一定量油田地層水，加入S型分散劑，攪拌至呈乳白色均勻液體后，在加速攪拌下緩慢加入聚合物HPAM，待完全溶解呈透明液體得到聚合物基液；之后加入改性單體AMPS，攪拌均勻，再加入交聯(lián)劑酚醛樹(shù)脂，交聯(lián)劑的羥甲基可促進(jìn)單體與聚合物的交聯(lián)，最后加入適量引發(fā)劑過(guò)硫酸鉀，充分?jǐn)嚢璧玫骄酆衔镎{(diào)堵體系溶液。

1.2.2 調(diào)堵體系強(qiáng)度評(píng)價(jià)

在調(diào)堵應(yīng)用中，成膠時(shí)間和強(qiáng)度是決定凝膠行為的主要方面。成膠時(shí)間是溶液或凝膠達(dá)到特定的強(qiáng)度或三維結(jié)構(gòu)所需的時(shí)間，合理的成膠時(shí)間對(duì)于確定儲(chǔ)層的封堵深度具有重要的指導(dǎo)意義。目前研究成膠時(shí)間的方法有黏度計(jì)法、流變儀法和瓶試法，其中瓶試法是一種快速、廉價(jià)、半定量研究成膠時(shí)間和強(qiáng)度的方法。其工作原理是，當(dāng)安瓿瓶按一定時(shí)間間隔傾斜時(shí)，觀察凝膠的流動(dòng)情況，根據(jù)Syndansk代碼［7］記錄成膠時(shí)間和凝膠強(qiáng)度，如圖1所示。

1.2.3 調(diào)堵體系熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

耐溫耐鹽聚合物調(diào)堵體系需滿足哈拉哈塘區(qū)域油藏140 ℃的地層溫度條件。采用油田地層水配制耐溫耐鹽調(diào)堵劑，配制完成后，將其放在140 ℃恒溫條件下老化，利用目測(cè)代碼法評(píng)價(jià)其老化前后的成膠強(qiáng)度與分水情況。

1.2.4 調(diào)堵體系耐鹽性能評(píng)價(jià)

將哈拉哈塘區(qū)域2.36×105 mg/L油藏地層水分別稀釋得到0.50×105、1.00×105、1.50×105和2.10×105 mg/L不同礦化度地層水，使用上述不同礦化度地層水配制凝膠溶液，在140 ℃下觀察調(diào)堵體系成膠情況，利用目測(cè)代碼法評(píng)價(jià)體系的耐鹽性能。

1.2.5 調(diào)堵體系流變性能評(píng)價(jià)

采用德國(guó)HAAKE MARS Ⅲ型流變儀的平板測(cè)量系統(tǒng)（PP35 Ti轉(zhuǎn)子）測(cè)定調(diào)堵體系的流變性能，主要包括屈服應(yīng)力、黏彈性能、蠕變-回復(fù)性能，評(píng)價(jià)凝膠的形變性質(zhì)、應(yīng)變能力、強(qiáng)度等，為調(diào)堵體系的應(yīng)用提供參考。

1.2.6 調(diào)堵體系微觀結(jié)構(gòu)分析

凝膠的微觀結(jié)構(gòu)分析可以直接觀察到體系內(nèi)部的形貌特征。對(duì)相同尺寸的凝膠樣品結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析，在測(cè)試之前，樣品被涂上一層超薄的導(dǎo)電材料（金），使用場(chǎng)發(fā)射掃描式電子顯微鏡觀察不同放大倍數(shù)下凝膠的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，這些研究可為凝膠的內(nèi)部空間結(jié)構(gòu)提供重要信息。

1.2.7 調(diào)堵體系封堵性能評(píng)價(jià)

將調(diào)堵體系溶液注入飽和水巖心，之后將巖心放置在140 ℃高溫條件下成膠。成膠后的人造巖心進(jìn)行注入水驅(qū)替試驗(yàn)，通過(guò)測(cè)定人造巖心注入水壓力與成膠后突破壓力進(jìn)行評(píng)價(jià)調(diào)堵體系的封堵性能。

1.3 結(jié)果分析

1.3.1 調(diào)堵體系熱穩(wěn)定性

由圖2可知，體系配制初期為低黏度流體狀態(tài)，隨著高溫老化時(shí)間的延長(zhǎng)，呈現(xiàn)出高強(qiáng)度的凝膠固體狀態(tài)，可以達(dá)到不流動(dòng)的I級(jí)凝膠強(qiáng)度。試驗(yàn)證明該體系成膠情況良好，140 ℃下高溫老化270 d后未脫水，表現(xiàn)出良好的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性能。形態(tài)保持完整，可在高溫地層中實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期有效封堵。

在高溫油藏條件下，調(diào)堵體系必須具有良好的熱穩(wěn)定性，以保持其封堵的長(zhǎng)期有效性。而凝膠不穩(wěn)定性往往與脫水現(xiàn)象有關(guān)，脫水現(xiàn)象表明凝膠結(jié)構(gòu)隨著時(shí)間的推移而發(fā)生破壞，表現(xiàn)為弱凝膠結(jié)構(gòu)。脫水往往會(huì)影響凝膠的穩(wěn)定性，從而縮短凝膠的使用壽命，降低儲(chǔ)層調(diào)堵效果［8-9］。

1.3.2 調(diào)堵體系耐鹽性能

根據(jù)圖3所示，調(diào)堵體系在不同礦化度條件下均可成膠，其中0.50×105、1.00×105 mg/L礦化度條件下調(diào)堵體系強(qiáng)度在H級(jí)；1.50×105、2.10×105和2.36×105 mg/L礦化度的地層水形成的調(diào)堵體系成膠強(qiáng)度在I級(jí)，并且在140 ℃下高溫老化270 d不脫水。綜合試驗(yàn)結(jié)果可得，調(diào)堵體系強(qiáng)度隨著礦化度的增加而增加。宏觀表現(xiàn)為凝膠整體更加緊密，強(qiáng)度更高，意味著封堵能力更強(qiáng)。

1.3.3 調(diào)堵體系流變性能

（1）聚合物基液屈服應(yīng)力。流體的屈服應(yīng)力是指使某些非牛頓型流體開(kāi)始流動(dòng)時(shí)所施加的剪應(yīng)力大小，屈服應(yīng)力低，基液更易被驅(qū)動(dòng)從而可以更好在地層中運(yùn)移，屈服應(yīng)力高，基液運(yùn)移需要更多的能量，不適合進(jìn)行長(zhǎng)距離運(yùn)移。根據(jù)圖4得出，隨著聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，基液的屈服應(yīng)力上升，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中可以通過(guò)調(diào)整聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)從而滿足不同情況下的調(diào)堵需求。

（2）調(diào)堵體系黏彈性。由圖5看出，隨著聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)提高，彈性模量（G′）及黏性模量（G″）不斷提高，其分子間纏繞及分子間摩擦作用越強(qiáng)，發(fā)生形變后恢復(fù)困難，難以保證注入性。通過(guò)屈服應(yīng)力和線性黏彈區(qū)的分析，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用要合理控制聚合物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。油藏應(yīng)用中為滿足深部封堵需求，同時(shí)達(dá)到較好的封堵效果，聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)取1.0%～1.5%為宜。

由圖6可以看出，體系的彈性模量（G′）和黏性模量（G″）與聚合物基液相比顯著增大，說(shuō)明在聚合物成膠過(guò)程中，體系逐漸增強(qiáng)。G′的增加反映了體系可以存儲(chǔ)更多能量，使體系更加穩(wěn)定，G″的增加反映體系釋放能量［11-13］。不同頻率對(duì)應(yīng)的G′和G″不同，說(shuō)明體系有一定的彈性能力應(yīng)對(duì)不同的條件，調(diào)堵體系黏彈性能較好，可實(shí)現(xiàn)在碳酸鹽巖油藏復(fù)雜連通結(jié)構(gòu)中的有效封堵。

彈性（儲(chǔ)能）模量和黏性（耗散）模量的分析可以為凝膠的動(dòng)力學(xué)性能提供有價(jià)值的信息。彈性模量越高，表明凝膠能夠承受的應(yīng)力越大，在流道控制和封堵方面具有更好的性能。

（3）蠕變-回復(fù)性能。從圖7可以看出，耐溫耐鹽調(diào)堵體系具有良好的蠕變-回復(fù)性能。在蠕變階段（0～100 s）柔量值越低，蠕變階段施加的外力卸載后（100～200 s），凝膠形變能很好地恢復(fù)。這一現(xiàn)象的原因是凝膠調(diào)堵體系因其本身具有一定能量，形變后可以回復(fù)。這對(duì)于體系在地層運(yùn)移，進(jìn)行深部封堵具有重要作用。

通過(guò)流變性能評(píng)價(jià)可以洞察體系的微觀結(jié)構(gòu)特征，在實(shí)際應(yīng)用中更好地預(yù)測(cè)其動(dòng)態(tài)性能。一般來(lái)說(shuō)，彈性材料在施加應(yīng)力時(shí)表現(xiàn)出形狀上的一些變化，一旦應(yīng)力消失，就重塑到初始狀態(tài)（將能量?jī)?chǔ)存在內(nèi)部，沒(méi)有能量損失）。黏性物質(zhì)表現(xiàn)出永久性的變化，甚至可能在施加的應(yīng)力下流動(dòng)（失去了全部的能量）。黏彈性材料（如凝膠）介于黏性和彈性材料之間，所以當(dāng)應(yīng)力消失時(shí)形狀會(huì)部分變化。

1.3.4 調(diào)堵體系微觀結(jié)構(gòu)

從圖8可知，3 000倍下觀察凝膠結(jié)構(gòu)的主體是由大量致密網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)組成，同時(shí)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)之間的間隙較小，結(jié)構(gòu)較為致密，使其具有較強(qiáng)的持水能力，具有良好的三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性，表現(xiàn)出較高的機(jī)械性和柔韌性。放大到6 000倍，凝膠體系網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)之間還存在細(xì)小的絲狀交聯(lián)結(jié)構(gòu)，在層間互相交聯(lián)，從而使凝膠表現(xiàn)為更好的鎖水性，在高溫高礦化度下更不容易失水，在宏觀上表現(xiàn)為更高的耐溫耐鹽性能。

1.3.5 調(diào)堵體系封堵性能

由圖9可以看出，體系的注入壓力為1 900 kPa，隨著注入水的增加，壓力逐漸上升，在39.68 MPa壓力下體系發(fā)生運(yùn)移，有少許流出，但未完全突破，此時(shí)為凝膠突破點(diǎn)。通過(guò)計(jì)算得封堵率為95.21%，證明耐溫耐鹽調(diào)堵體系在高溫高鹽條件下具有優(yōu)異的封堵性能，可應(yīng)用于塔里木油田高溫高鹽油藏調(diào)堵。

1.3.6 調(diào)堵體系裂縫流道調(diào)控機(jī)制

耐溫耐鹽聚合物調(diào)堵體系為親水疏油型凝膠堵劑，凝膠的表面性能決定其油水選擇性的強(qiáng)弱。經(jīng)過(guò)長(zhǎng)年的注水開(kāi)發(fā)，縫洞型油藏優(yōu)勢(shì)流道發(fā)育嚴(yán)重，水流沿優(yōu)勢(shì)流道進(jìn)入生產(chǎn)井，造成注入水無(wú)效循環(huán)，難以發(fā)揮提高采收率作用（圖10（a））。調(diào)堵體系的注入就是為了調(diào)控優(yōu)勢(shì)流道液流能力，從而啟動(dòng)非優(yōu)勢(shì)流道及其連通的縫洞儲(chǔ)集體，達(dá)到流道調(diào)整擴(kuò)大波及體積的目的［14-17］。堵劑滯留引起的自由流動(dòng)面積的減小是裂縫中主要通道的流動(dòng)控制機(jī)制，首先凝膠堵劑在注入水的作用下運(yùn)移至地層裂縫深部，對(duì)注入水有一定的調(diào)控作用；后續(xù)注入水持續(xù)攜帶堵劑進(jìn)入裂縫深部，逐漸吸附滯留形成結(jié)構(gòu)堆積，迫使水流改道，達(dá)到流道調(diào)整目的（圖10（b））；當(dāng)原油匯聚進(jìn)入優(yōu)勢(shì)裂縫流道后，會(huì)與凝膠進(jìn)行接觸，在凝膠堵劑本體遇油收縮的作用下，使得油流具有一定的通過(guò)能力（圖10（c）），達(dá)到選擇性流道調(diào)控目的。凝膠型堵劑的選擇性可以利用凝膠收縮/膨脹機(jī)制進(jìn)行解釋，當(dāng)水流通過(guò)時(shí)，凝膠的三維網(wǎng)絡(luò)狀結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)膨脹多孔狀態(tài)，類似柵欄一樣對(duì)水流進(jìn)行調(diào)控；而當(dāng)油流經(jīng)過(guò)時(shí)，油與凝膠內(nèi)的水相不是同一相，油相可對(duì)凝膠體系內(nèi)的水相施加壓力，該壓力迫使凝膠網(wǎng)格內(nèi)水相析出，導(dǎo)致凝膠網(wǎng)絡(luò)的收縮，減小油流的流動(dòng)阻力。

2 耐溫耐鹽調(diào)堵體系現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2.1 試驗(yàn)井組情況

為提高縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率，驗(yàn)證流道調(diào)整手段的有效性，選擇哈拉哈塘油田縫洞型碳酸鹽巖油藏HA13井組進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。HA13井組屬于典型縫洞型油藏，井組為一注一采的關(guān)系，其中HA13為注水井，HA11為采油井，油藏中深6 720 m，油藏條件為超高溫高鹽。

HA11井2013年5月自噴投產(chǎn)，前期無(wú)水生產(chǎn)，HA13井于2015年6月開(kāi)始注水，注水2 490 m3后HA11井受效，產(chǎn)油量增加，注水2.08×104 m3時(shí)HA11井見(jiàn)水，之后含水率突升，分析注入水水淹，截至2021年9月含水率為100%。目前井組累產(chǎn)油4.5×105 t，采出程度僅為4.17%，剩余油潛力大，亟需開(kāi)發(fā)治理。

通過(guò)裂縫識(shí)別和縫洞立體雕刻表明該井組位于明暗河發(fā)育區(qū)，縫洞結(jié)構(gòu)復(fù)雜多變，受斷裂和暗河雙重地質(zhì)因素控制，縫洞充填程度較低，井組連通性好，內(nèi)部存在兩條注水通道，通過(guò)暗河管道形成的注水通道以及通過(guò)表層裂縫連通的注水通道（圖11）。分析暗河管道為優(yōu)勢(shì)通道，前期大量注入水經(jīng)由深部暗河主河道流入HA11采出井，導(dǎo)致含水率上升，產(chǎn)油量大幅度降低，整體注水效率低，而裂縫連通的次級(jí)通道因?qū)娱g矛盾，無(wú)法實(shí)現(xiàn)驅(qū)替井間剩余油的目的。鑒于井組所處的縫洞型油藏儲(chǔ)集體結(jié)構(gòu)為連通關(guān)系復(fù)雜的暗河體系，常規(guī)調(diào)堵劑無(wú)法滿足深部運(yùn)移和抗稀釋條件，難以充分發(fā)揮流道調(diào)控效果［18］。此次流道調(diào)整目的在于充分利用耐溫耐鹽聚合物調(diào)堵劑的深部運(yùn)移和黏連膨脹能力，均衡調(diào)控深層暗河優(yōu)勢(shì)通道液流能力，旨在實(shí)現(xiàn)暗河縫洞體內(nèi)流道輪轉(zhuǎn)、均衡驅(qū)替，對(duì)碳酸鹽巖縫洞型油藏注水情況進(jìn)行調(diào)控，達(dá)到進(jìn)一步注水開(kāi)發(fā)提高采收率的目的。

2.2 施工方案

施工方案設(shè)計(jì)目標(biāo)是分析儲(chǔ)層中流體的飽和度，確定水的流動(dòng)方向，了解水的生產(chǎn)過(guò)剩問(wèn)題，然后根據(jù)測(cè)井信息封堵注入水侵入的層段，啟用新的層段［19-21］。HA13井組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，分析該井組位于明暗河發(fā)育區(qū)，水體較活躍，且井周發(fā)育垂直裂縫，隨著生產(chǎn)進(jìn)行，底水錐進(jìn)加劇，該井產(chǎn)出水包括地層水與注入水，根據(jù)井組的實(shí)際情況，提出“兩頭封堵”即注水井與采油井同步施工，設(shè)計(jì)HA13井調(diào)流道，HA11井堵水作業(yè)，通過(guò)調(diào)堵結(jié)合封堵優(yōu)勢(shì)通道，提高調(diào)堵效果。

2021年9月至11月，對(duì)目標(biāo)井組的吸水剖面、井組連通性、注采動(dòng)態(tài)等綜合分析確定了調(diào)剖層位，采用耐溫耐鹽聚合物凝膠調(diào)堵體系對(duì)該井組實(shí)施了流道調(diào)整作業(yè)，主要封堵井間竄流通道，釋放頂部及次級(jí)通道剩余油。

通過(guò)注采特征以及儲(chǔ)層導(dǎo)流能力分析，井間存水約為10 000 m3。根據(jù)調(diào)剖案例剖析和理論研究，調(diào)堵體系用量設(shè)計(jì)一般為井間存水量的3%～6%，設(shè)計(jì)HA13井調(diào)流作業(yè)耐溫耐鹽凝膠調(diào)堵體系注入量為350 m3，HA11井堵水作業(yè)耐溫耐鹽凝膠調(diào)堵體系的用量250 m3。

作業(yè)前首先進(jìn)行試擠，若試擠階段擠不進(jìn)液則停止作業(yè)；為了保障井筒安全，調(diào)堵體系必須混配均勻，作業(yè)過(guò)程中嚴(yán)禁停泵，需連續(xù)注入；作業(yè)過(guò)程中嚴(yán)密關(guān)注和控制油套壓力，嚴(yán)格控制泵注速度，確保藥劑平穩(wěn)進(jìn)入地層；在作業(yè)過(guò)程中及時(shí)測(cè)量吸水指數(shù)，以便調(diào)整注入方案以適應(yīng)油藏條件。

2.3 效果分析

施工結(jié)束，燜井一段時(shí)間后，HA13注水井進(jìn)行測(cè)吸水，對(duì)比調(diào)堵前后吸水變化，由圖12可以得出，相同排量下調(diào)堵后的注入壓力升高約20 MPa，表明連通井組優(yōu)勢(shì)通道被有效封堵，調(diào)流試驗(yàn)效果明顯。

根據(jù)圖13看出，HA11井堵水作業(yè)前含水率100%。堵水作業(yè)后初期含水率下降至約50%，生產(chǎn)3個(gè)月后含水率仍維持在80%，與實(shí)施前的生產(chǎn)情況相比降低了20%。對(duì)比作業(yè)前后的生產(chǎn)情況，施工后相同生產(chǎn)時(shí)間累積增油800 t，平均日增油5.5 t。此外，油井動(dòng)液面明顯上升，注水井油壓保持在約20 MPa，調(diào)堵施工效果顯著。

3 結(jié) 論

（1）針對(duì)哈拉哈塘高溫高鹽油藏條件，研發(fā)耐溫耐鹽聚合物凝膠調(diào)堵體系，耐溫可達(dá)140 ℃，耐鹽2.36×105 mg/L，270 d不脫水。微觀結(jié)構(gòu)顯示調(diào)堵體系由大量網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)組成，連接致密，具有穩(wěn)定的三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。測(cè)試其封堵率可達(dá)95.21%，表明聚合物凝膠調(diào)堵體系具有優(yōu)異的封堵性能，能夠適應(yīng)高溫高鹽苛刻油藏條件。

（2）深部流道轉(zhuǎn)換、均衡驅(qū)替是流道調(diào)整技術(shù)提高采收率的主要機(jī)制。調(diào)堵體系進(jìn)入優(yōu)勢(shì)流道深部，通過(guò)縮縫架橋機(jī)制，調(diào)控優(yōu)勢(shì)流道的液流能力，實(shí)現(xiàn)縫洞型油藏深部流道轉(zhuǎn)換，均衡驅(qū)替縫洞儲(chǔ)集體，啟動(dòng)連通屏蔽型剩余油，提高碳酸鹽巖油藏采收率。

（3）提出“兩頭封堵”即注水井與采油井同步作業(yè)，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)后，注水井的吸水能力明顯減弱，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性得到改善，同時(shí)生產(chǎn)井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量升高。對(duì)比作業(yè)前后的生產(chǎn)情況，作業(yè)后含水率由100%下降至50%，施工后相同生產(chǎn)時(shí)間累積增油800 t，日均增油5.5 t，縫洞型碳酸鹽巖油藏整體調(diào)堵試驗(yàn)取得良好效果。

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（編輯 劉為清）

收稿日期：2022-08-12

基金項(xiàng)目：國(guó)家科技重大專項(xiàng)（2017ZX05008-004-001）；國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（52174047）；中國(guó)科學(xué)院戰(zhàn)略性先導(dǎo)科技專項(xiàng)（XDA14010302）

第一作者及通信作者：陳利新（1978-），男，高級(jí)工程師，博士研究生，研究方向?yàn)樘妓猁}巖地質(zhì)與油氣田開(kāi)發(fā)。E-mail：upcclx@126.com。