单体复合凝胶在裂缝型油藏侧钻井中的应用

伍亚军，马淑芬，张建军，李 亮

(中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)



单体复合凝胶在裂缝型油藏侧钻井中的应用

伍亚军，马淑芬，张建军，李 亮

(中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

塔河油田缝洞型油藏地层温度大于120℃，地层水矿化度为21×104mg/L，储层特征复杂，可固化颗粒堵剂对裂缝型无接替产层、油水同出的侧钻井适应性较差。因此，研制了单体复合凝胶体系。通过室内耐温抗盐实验、突破压力梯度和封堵率实验、堵剂选择性实验对单体复合凝胶进行了评价。结果表明：单体复合凝胶在130℃、30×104mg/L矿化度条件下，突破压力梯度大于9 MPa/m，封堵率大于99%，并具有良好的选择性，能优先进入高渗透水层，迫使水流改向，提高低渗裂缝相对产液量和面积波及系数。现场试验证实，单体复合凝胶封堵强度较高，耐温、抗盐性能强，增油效果明显，具有良好的经济效益和推广应用价值。

碳酸盐岩；裂缝型油藏；单体复合凝胶；侧钻水平井；塔河油田

0 引 言

塔河油田属于缝洞型油藏，古岩溶作用形成的溶蚀孔洞和大型洞穴为主要储集空间，构造缝和溶蚀缝为主要流动通道，油藏埋深为5 300～7 000 m，地层温度为120～160℃，地层水矿化度为20×104～25×104mg/L。经过多年开发，裂缝型储层高含水油井已达185口，含水高于80%的油井达到了70余口。前期采用井筒堵水和深部化学隔板堵水，容易堵死储层，并且堵后酸化易重新沟通底水，导致堵水有效率仅为33%，严重影响了裂缝型储层油井的高效开发[1-7]。单体复合凝胶堵剂具有强“油水”选择性的特征，水进入凝胶网络膨胀，堵塞水流通道，油则进入分子链收缩断裂，形成油流通道[8-12]。堵水后不用酸化作业。为了提高单体复合凝胶在裂缝型油藏高含水油井中的应用效果，对单体复合凝胶进行了堵水性能室内实验，并在塔河油田进行了现场试验。

1 单体复合凝胶堵水机理

单体凝胶体系不具有耐温、抗盐的特性，成胶时间较短(2～4 h)，成胶强度为E级，不能满足塔河油田油藏条件(高温、高盐)及施工强度要求。

单体复合凝胶是由单体凝胶TA-1(质量浓度为4.2%～4.7%)、单体凝胶TB-2(质量浓度为0.5%～1.0%)、引发剂YC-1(100～150 mg/L)、稳定剂YV-2(质量浓度为0.5%～1.0%)、交联剂FQ-2(质量浓度为0.8%～1.2%)聚合交联形成的凝胶体系。该堵剂相对单独单体凝胶体系具有明显的性能优点：不仅具有耐温、抗盐的特性，还具有抗酸性、粘附性和弹性，成胶时间在24～48h可调，成胶强度为I级。

单体复合凝胶堵剂在一定条件下形成空间网状结构，并将液体束缚在其中，从而使整个体系失去流动性，转变为凝胶；堵剂在水中凝胶网络膨胀，封堵出水层段(裂缝)，堵剂在油中网络收缩分子链断裂，形成油流通道，达到“油水”选择性封堵的目的(图1)。

2 单体复合凝胶室内评价测试

2.1 单体复合凝胶成胶耐盐性能

把单体复合凝胶置于3×104～30×104mg/L不同矿化度浓度的盐水中进行静态观察。实验结果表明，48h内单体复合凝胶强度未发生明显变化。随着时间的推移，该凝胶体系的表面由于水的溶胀作用使得凝胶体积出现增大的现象。分析认为单体复合凝胶具有较好的抗盐性能，并具有长期稳定性。

图1 电镜扫描下单体复合凝胶选择性封堵机理(10μm)

2.2 单体复合凝胶成胶耐温性能

将成胶的单体复合凝胶堵剂置于120℃烘箱中观察堵剂的成胶状态，考察其耐温性能，实验结果见图2。实验表明，该凝胶具有较好的耐温特性，在120℃条件下观察30 d，强度未发生明显变化，体积未发生明显收缩，具有较好的耐温性能。

图2 单体复合凝胶耐温性能

2.3 单体复合凝胶突破压力梯度及封堵率

选定5个刻缝岩心，在注入1.0倍孔隙体积凝胶体系后，放入120℃恒温箱中养护48 h，取出测定突破压力和封堵率(表1)。

实验表明，岩心经过单体复合凝胶封堵后渗透率明显降低，封堵率均大于99%，突破压力均大于9 MPa/m。随着裂缝宽度的增加，突破压力梯度会逐渐减小，但减小的幅度不大，满足碳酸盐岩堵水要求。

表1 堵剂对不同渗透率岩心的堵水效果

2.4 单体复合凝胶的选择性

选取渗透率极差为6.3和11.9的2组岩心(低渗透岩心模拟低渗透地层，高渗透率岩心模拟高渗透率地层)对单体复合凝胶体系进行堵水并联实验(表2)。

实验结果表明，凝胶堵剂具有良好的选择性，能优先进入高渗透水层。堵剂成胶后对高渗大通道形成有效封堵，迫使水流改向，提高低渗裂缝相对产液量和面积波及系数。

表2 并联岩心堵水效果

3 单体复合凝胶堵水现场试验

塔河油田碳酸盐岩裂缝型油藏地层温度为130℃，地层水矿化度为21×104mg/L。T815(K)-CH井位于塔河八区缝洞单元残丘斜坡部位，井区小型断裂密度大，岩溶作用强，天然裂缝发育。钻井至6 026.00～6 042.78 m发生漏失，累计漏失422 m3，分析漏失井段储层裂缝较发育，属地层裂缝漏失。后期含水达到90%以上，含水率曲线呈典型的“厂”字型曲线。该井累计产液7.42×104t，累计产油4.79×104t。

根据T815(K)CH井裂缝型储层特征，采用胍胶液携带颗粒类堵漏剂前置托堵，选用单体复合凝胶堵水，为保证堵水效果，后置封口段塞。施工中油管正挤胍胶液携颗粒堵漏剂为18 m3，单体复合凝胶堵剂为324 m3，后置封口剂为6 m3，最高排量为0.45 m3/min，最高泵压为10 MPa，施工后压力稳定为4 MPa，候凝72 h开井生产。堵水前日产液为25.9 t/d，日产油为1.2 t/d，含水为95.3%；堵水后日产液为32.9 t/d，日产油为12.6 t/d，含水下降至51.6%，累计增油4 250 t，取得了较好的堵水效果。

4 结 论

(1) 室内实验表明：单体复合凝胶堵剂具有良好的抗盐、耐温性能，选择性强，封堵率为98%以上，突破压力均大于9 MPa/m，适用于碳酸盐岩侧钻水平井裂缝型储层堵水，可改善产液剖面，提高堵水效果。

(2) 矿场试验证明，单体复合凝胶堵剂可有效封堵高渗层，提高低渗层产能，提高日产油能力。

[1] 蒋有伟.应用侧钻井提高油田采收率[J].石油天然气学报，2005，27(2)：258-259.

[2] 吴文明，等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术[J].油气地质与采收率，2013，20(6)：104-107.

[3] 杨红斌，等.自适应弱凝胶调驱性能评价及矿场应用[J].油气地质与采收率，2013，20(6)：83-86.

[4] 徐庆岩，杨正明，王学武，等.特低渗透油藏井网部署与人工压裂裂缝优化[J].大庆石油地质与开发，2012，31(5)：93-97.

[5] 王建云.塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏堵水工艺技术浅谈[J].新疆石油天然气，2005，1(2)：62-68.

[6] 荣元帅，高艳霞，李新华.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水效果地质影响因素[J].石油与天然气地质，2011，32(5)：940-945.

[7] 何星，等.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏漏失井堵水技术[J].特种油气藏，2014，21(1)：131-134.

[8] 闫丰明，等.缝洞型碳酸盐岩储层暂堵性堵漏配方研究[J].石油钻探技术，2012，40( 1) ： 47- 51.

[9] 腾福景，齐俊芳，于永生，等.缝洞型碳酸盐岩储层暂堵性堵漏配方研究[J].石油钻探技术，2012，40( 1) ： 47- 51.

[10] 何星，吴文明，李亮.密度选择性堵水工艺在缝洞型油藏中的应用[J].断块油气田，2013，20(3)：380-383.

[11] 龙秋莲，朱怀江，谢红星，等.缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术室内研究[J].石油勘探与开发，2009，36(1)：108-112.

[12] 张磊，孙猛，徐宏明，等.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏化学堵水技术初探[J].精细石油化工进展，2011，12(9)：13-15.

编辑 孟凡勤

20150205；改回日期：20150511

国家“973”项目“碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率基础研究”(2011-CB-201-006)

伍亚军(1983-)，男，工程师，2009年毕业于西安石油大学石油机械专业，2012年毕业于该校油气田开发专业，获硕士学位，现从事石油天然气采收率技术方面的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.036

TE358

A

1006-6535(2015)04-0137-03