渤海油田浓变凝胶防砂控水技术研究与应用

白健华，吴华晓，赵顺超，尚宝兵，于法浩，周玉刚

（中海石油（中国）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较浅，以疏松砂岩为主，高孔高渗特征明显，在大斜度井、水平井高采液强度开发过程中，油井出砂风险高，易导致油井产能下降、井筒砂埋及后期油气处理难度增大，甚至出现地层坍塌、油井关停等[1⁃2]，且在边底水能量或注水开发过程中，水窜、水淹问题突出，油井含水率上升、产油量下降，提高液量会加剧油井出砂[3⁃4]。针对油井出砂与出水问题，渤海油田分别开展油井防砂与调剖堵水研究，但仍存在储层渗透率损害大、防砂有效期短以及堵水效果差等问题，且防砂与控水措施关联性差、施工复杂、作业费用高，因此需要针对高效防砂控水开展一体化技术研究。

目前针对防砂控水一体化研究主要围绕调流控水筛管进行，将常规筛管进行内部流道改造并结合流量控制阀形成控水筛管。赵崇镇等[5]、Khalid[6]、曾泉树等[7⁃8]研制出利用油水黏度差异等产生附加流动阻力，实现油水分离的流动控制阀。罗伟等[9]通过结合稳态模拟和瞬态模拟建立ICD控水筛管完井动态模拟方法。赵旭等[10]提出了通过控水管柱外部充填砾石取代常规封隔器的防砂控水思路，提高控水效果并进行参数优化。化学防砂剂和选择性化学堵水剂在油气井防砂和控水领域中也有广泛应用，潘一等[11]总结目前主流化学防砂剂，包括树脂类、硅酸类、低聚物类和复合材料类4种。曹广胜等[12]和梁萌等[13]分别研制出适应于特高含水非均质油藏的选择性堵水凝胶。任晓娟等[14]研制出快速成胶的改进型HV高强度凝胶堵水体系。谢平等[15]将选择性堵水凝胶与快干水泥结合，并在元坝气田成功应用。目前防砂控水技术研究尚存在一体化程度低和产能损失严重等问题，具体表现为控水筛管只能将地层产出砂阻挡在筛管外部，不能阻止地层砂从岩石骨架剥离并进入井筒，近井地带堵塞与井筒砂埋的风险依然存在，而且由于筛管内部流道改变，地层产出液流动阻力增大，在一定程度上造成油井产能损失，此外利用化学药剂实现防砂控水需要分别开展防砂与控水作业，存在一体化程度低、施工流程复杂、作业成本高等问题。

针对上述问题，本文提出通过浓变凝胶实现防砂控水一体化的思路，依靠浓变凝胶选择性胶凝的特性实现油层与水层的选择性封堵，利用胶凝过程中对地层砂的固结作用实现化学固砂。基于浓变凝胶控砂性能与封堵性能评价，证明浓变凝胶防砂控水一体化的可行性，通过室内出砂模拟实验，对浓变凝胶进行储层温度等储层条件及采液强度等生产条件的适应性评价，明确其适应范围，形成选井原则，最终形成浓变凝胶防砂控水一体化技术，并在渤海油田开展应用，为高含水出砂油井提液增产提供借鉴与指导。

1 浓变凝胶防砂控水技术原理

浓变凝胶是一种对质量分数敏感的凝胶，通过分子间作用力，可自身发生反应的有机大分子聚合物。该凝胶在低质量分数下黏度较低（见表1），具有很好的注入性，有利于地层相对均匀吸液。

表1 浓变凝胶黏度测试结果Table 1 Flooding⁃sensitive gel viscosity test results

浓变凝胶具有外界感知能力（浓度、地层砂、泥质等）。当药剂遇水稀释，分子之间发生聚合反应自动形成凝胶，将地层砂黏合在岩石表面，实现控砂。一个药剂分子可以同时与多个地层砂颗粒结合，从而将多个地层砂黏结在一起，使地层砂不易运移。另外，药剂分子还可以同时在地层孔隙内与岩石表面结合，从而将团聚的地层砂黏附在地层孔隙内，阻止地层砂运移。

该聚合物的胶凝具有选择性（见图1），浓变凝胶不但与亲水性地层孔隙表面结合，而且还会在亲水性地层孔隙中互相结合、胶凝，而不会在亲油地层中反应，降低了含水地层的渗透率，实现控砂、堵水而不堵油。

图1 浓变凝胶在含水、含油岩心中胶凝Fig.1 The condensation pattern of flooding⁃sensitive gel in water⁃bearing and oil⁃bearing cores

浓变凝胶实现防砂控水一体化的核心在于通过凝胶选择性封堵高渗层、抑制储层中的优势通道，调整油井产液剖面，实现近井带均匀入流，增加泄油面积，从而降低近井地带流体流速，这不仅有助于降低油井含水率，也有助于抑制油井出砂。同时，抑制近井地带地层出砂也能避免高渗透层被流体长期冲刷形成大孔道，进一步加剧地层的非均质性，从而减缓水突进的速度，最终降低油井含水率上升速度。

2 浓变凝胶控砂与控水性能评价

为进行浓变凝胶控砂性能与控水性能评价，设计了人工岩心性能评价与测试装置，实验装置及流程见图2。实验时将岩心放置于岩心管中，岩心管设置传感器插口，连接温度、压力传感器与计算机，即可监测岩心管内压力和温度等信息，利用达西定律计算岩心渗透率。驱替泵将水或油泵入岩心管，在岩心管排液口收集驱替液，进行固相颗粒分离、烘干处理，利用计量天平称重，计算岩心出砂率。

图2 实验装置及流程Fig.2 Experimental Equipment and procedure

2.1 实验条件

渤海Z油田储层温度为50~70℃，地层水矿化度平均值约为3 500 mg/L。实验基准参数分别设置为温度60℃，地层水矿化度3 500 mg/L。

实验所用岩心为人造岩心，通过将石英砂和一定比例的黏土物质压实制成，所用石英砂中值粒径、均质系数以及黏土含量均根据渤海Z油田地层砂粒度分析结果确定。

2.2 控砂性能评价

控砂的目的在于实现控制地层砂运移，防止储层出砂，同时做好储层保护。本文在进行浓变凝胶控砂性能评价时，主要依据浓变凝胶在岩心中胶凝后岩心出砂率和渗透率损害率两个指标。实验时，利用20~40目石英砂模拟储层岩石骨架颗粒，300~1 340目地层砂模拟岩石中泥质等微粒成分，将石英砂与地层砂装入岩心管压实，以流量30 mL/min驱替煤油30 min，测量其原始渗透率，然后将药剂注入岩心，处理量为2 PV，反应24 h，待胶凝完全结束后驱替煤油，测岩心胶凝后渗透率。再以流量10 mL/min注入清水1 L，收集岩心管排除液中的砂粒，烘干后使用计量天平称重，计量岩心出砂率。

为实现浓变凝胶与常规化学固砂药剂控砂性能的对比评价，选用浓变凝胶及目前常用的热固性树脂类固砂剂和水溶性高分子固砂剂进行实验，实验药剂如表2所示。

图3为人工岩心经表2所示药剂处理前后的渗透率对比。为直观对比、评价浓变凝胶及固砂药剂控砂对储层渗透率损害的影响，计算渗透率损害率，结合岩心出砂量综合评价控砂性能，渗透率损害率及出砂量对比如图4所示。

图4 岩心渗透率损害率和出砂量对比Fig.4 Compar ison of core permeability damage rate and sand production rate

表2 实验所用化学药剂Table 2 The chemical agents used in the experiment

由图3、4可知，5次实验得到的岩心初始渗透率基本一致，均为1 200~1 300 mD，波动幅度不超过9%，说明各实验所用的岩心基本条件一致；控砂后，浓变凝胶渗透率最高，达到1 108 mD，渗透率损害率最低，控制在13%以内，水溶性高分子固砂剂固砂后岩心渗透率比浓变凝胶控砂率偏低6%左右，热固性树脂类固砂剂对岩心渗透率损害率最大，高达85%，固砂后岩心渗透率不足200 mD；根据中海油企业标准，海上油田油井出砂率标准为0.05%，浓变凝胶控砂后岩心排出液中地层砂质量浓度为0.03 g/L，出砂率约为0.03%，属于未出砂，水溶性高分子固砂剂对应的出砂量最大，达到5.38 g/L，出砂率约为0.54%，出砂严重，热固性树脂类固砂剂对应出砂率介于上述二者之间。

图3 岩心控砂前后渗透率Fig.3 Per meability befor e and after cor e sand control

浓变凝胶成胶后将地层砂黏结在一起，热固性树脂类和水溶性高分子类固砂剂浓变凝胶呈半固体状，具有更好的蠕动性能。浓变凝胶固砂后在受到流体冲击时，利用凝胶蠕动特性可将冲刷掉的地层砂颗粒重新固结，因此具有更好的固砂性能，出砂率更低。此外，浓变凝胶蠕动、变形可为流体渗流提供临时通道，因此浓变凝胶固砂后岩心渗透率更高。

综上，浓变凝胶控砂兼具热固性树脂类固砂剂低出砂率和水溶性高分子固砂剂高渗透率保持率的优势，且渗透率保持能力和控砂能力均优于两种固砂剂，其综合控砂性能最好。

2.3 控水性能评价

选择性封堵出水层是浓变凝胶实现控水功能的关键，为验证浓变凝胶对水层和油层的选择性封堵，实验使用两种岩心同时进行实验，1#岩心使用矿化度3 500 mg/L氯化钙型地层水饱和模拟水层，2#岩心用原油饱和模拟油层，将两种岩心分别固定于1#、2#岩心管。首先驱替岩心测其原始渗透率，然后注入浓变凝胶，反应24 h待胶凝结束后，再次驱替岩心，测其胶凝后渗透率。实验时，分别改变处理量（1~6 PV）和实验温度（30~90℃），进行选择性封堵的敏感性分析。

使用人工岩心渗透率损害率定量表征浓变凝胶对岩心的封堵能力，即岩心封堵率，岩心注入浓变凝胶后渗透率损害率越高，表明浓变凝胶对其封堵程度高，反之则代表对其封堵程度低。不同温度条件下，浓变凝胶对油层、水层岩心封堵率如图5所示。

图5 人工岩心封堵率随温度、处理量变化Fig.5 The sealing rate of artificial core varies with temperature and handling capacity

由图5可知，浓变凝胶对油层和水层均存在一定程度的封堵，且存在明显的差异性，水层封堵率均在60.0%以上，最高达到93.0%，而油层封堵率最高值仅达到12.5%，结果表明浓变凝胶具有极强的选择性封堵能力。

此外，分析温度和处理量对浓变凝胶选择性封堵的影响，浓变凝胶对油层和水层的封堵率均随处理量增加而增加，即浓变凝胶注入量越大，封堵能力越强。浓变凝胶对水层的封堵率受温度影响明显，呈现温度越高，封堵率越低的变化趋势，但温度对油层封堵率影响不明显。

为定量表征浓变凝胶对油层、水层封堵的选择性，提出选择性封堵系数的概念，其定义为水层封堵率与油层封堵率的比值，如式（1）所示。

式中，δ为封堵选择性系数；Rko为油层封堵率；Rkw为水层封堵率。

绘制不同温度下封堵选择性系数随处理量变化曲线，如图6所示。由图6可知，同一温度下，浓变凝胶选择性封堵系数随处理量的增大而降低，即浓变凝胶注入量越大，其对水层和油层封堵的选择性和差异性越不明显。实验温度30℃，处理量1 PV时，选择性封堵系数高达21.3，表明该实验条件下浓变凝胶对水层封堵能力是油层的21.3倍，当处理量升至6 PV时，选择性封堵系数下降至9.7，对油层、水层选择性封堵变差。

图6 封堵选择性系数随处理量变化Fig.6 The plugging selectivity varies with the amount of treatment

此外，对于相同处理量，选择性封堵系数随温度升高而降低，即温度越高，浓变凝胶对水层、油层封堵的选择能力变差。处理量2 PV，实验温度30℃对应的封堵选择性系数达到22.0，而90℃对应的封堵选择性系数下降至10.6。

油饱和岩心和地层水饱和岩心内部含水率差异导致浓变凝胶成胶程度不同，地层水饱和岩心后岩心含水率高，注入凝胶药剂后，高含水率将凝胶稀释，自动胶凝实现对水层的封堵，而原油饱和岩心后，岩心含水率低，注入凝胶药剂后不发生胶凝或胶凝程度低，因此含油层封堵程度低。

综上，浓变凝胶对油层、水层封堵存在明显的选择性，且升高温度或增加处理量，浓变凝胶封堵的选择性会变差。

3 浓变凝胶防砂控水适应性评价

3.1 采液强度适应性评价

采液强度指单位厚度油层单位时间内产液量。实验过程中，岩心的尺寸固定，通过调节驱替泵排量即可模拟不同的产液量。根据实验室岩心尺寸与驱替泵排量可折算得到现场采液强度，实验室内驱替排量设置与现场采液强度折算如表3所示。

表3 实验室驱替排量与现场采液强度折算Table 3 Conver sion of labor ator y displacement rate and on⁃site liquid production strength

采液强度对浓变凝胶防砂的影响，主要体现在流体对岩心的冲刷作用，采液强度越高，岩心受到的冲刷作用越明显。图7为不同温度下，采液强度对岩心出砂率的影响。

图7 岩心出砂率随驱替排量变化Fig.7 Sand production rate of cemented core varies with displacement rate

由图7可知，采液强度越高，岩心出砂率越高。当采液强度控制在257.6 m3/(d⋅m）内时，岩心出砂率均控制在0.050 0%以内，符合未出砂标准。

渤海Z油田油井采液强度低于10 m3/(d⋅m），因此浓变凝胶具有较强的控砂能力和适应性。

3.2 矿化度适应性评价

地层水矿化度对浓变凝胶固砂后岩心出砂率的影响主要是由于盐类成分对药剂胶凝的抑制作用，盐类质量分数越高，即矿化度越高，会抑制凝胶成胶，降低凝胶对地层砂的固结作用，进而导致岩心出砂率升高。

在进行地层水矿化度适应性评价时，岩心加热至60℃，药剂注入0.5 PV，地层水矿化度设置为500~50 000 mg/L，其对应的岩心出砂率如图8所示。由图8可知，随地层水矿化度增加，岩心出砂率整体呈现上升的趋势，当地层水矿化度低于10 000 mg/L时，矿化度变化对岩心出砂率影响不大，出砂率均在0.007 0%左右，波动不超过0.000 5%，当地层水矿化度超过10 000 mg/L时，提高矿化度导致岩心出砂率明显上升，矿化度由10 000 mg/L增加至50 000 mg/L，胶结岩心出砂率由0.007 2%升高至0.058 7%，升高7.2倍。

图8 岩心出砂率随矿化度变化Fig.8 The yield of cemented core varies with salinity

从图8中还可以看出，岩心出砂率达到0.050 0%时对应地层水矿化度约为45 000 mg/L，即浓变凝胶在实验条件下对地层水矿化度耐受值约为45 000 mg/L。渤海Z油田地层水矿化度大部分低于10 000 mg/L，因此，浓变凝胶在渤海Z油田矿化度条件下具有较强的控砂能力和适应性。

3.3 地层温度适应性评价

地层温度主要影响浓变凝胶的胶凝速度和胶凝程度，进而影响胶凝后砂层的强度和孔渗特性。为分析浓变凝胶对温度的适应性，对比不同驱替排量下的岩心出砂率随温度的变化，结果如图9所示。

图9 不同温度下出砂率对比Fig.9 Comparison diagram of sand production rate at different temper atur es

由图9可知，当驱替排量不超过70 mL/min时，各温度条件下岩心出砂率均低于0.050 0%，不出砂；驱替排量介于10~50 mL/min条件下，温度对岩心出砂率几乎没有影响，岩心出砂率随温度的升高而呈现轻微增加的趋势；当驱替排量超过70 mL/min后，各温度下岩心出砂率均高于0.050 0%，且提高温度时岩心出砂率增加明显，例如驱替排量120 mL/min时对应岩心出砂率普遍在0.140 0%左右，出砂严重。

综上，岩心出砂率对采液强度的敏感性强于温度敏感性，当采液强度控制在257.6 m3/(d⋅m）内，浓变凝胶耐温值可超过80℃。

渤海Z油田油藏温度为50~70℃，该温度下浓变凝胶具有较高的控砂能力。

基于上述适应性评价，总结得到浓变凝胶防砂控水对储层和生产条件的适应范围，即温度可超过80℃，地层水矿化度上限为45 000 mg/L，采液强度控制在257.6 m3/(d⋅m）内，在该范围内，浓变凝胶具有较高的控砂性能。

4 现场应用

对浓变凝胶进行控砂和控水性能评价，且模拟储层与生产条件对浓变凝胶进行适应性评价，形成了浓变凝胶防砂控水一体化技术，并在渤海Z油田开展应用。

渤海Z油田某定向井采用优质筛管防砂，储层温度约70℃，油层厚度9.2 m，日产液72 m3，采液强度7.83 m3/(d⋅m），地层水矿化度约3 800 mg/L。

该油井存在多次出砂，且含水率持续上升（高达95%），出砂与出水影响严重。对该油井采取限制液量生产，经过储层和生产条件分析，浓变凝胶防砂控水一体化技术具有较好的适应性，因此对该油井进行浓变凝胶防砂控水施工。

施工后，该油井连续16个月检测不含砂，证明浓变凝胶对于油井出砂有效且具有持久的控制作用。为分析浓变凝胶的控水作用，统计该油井施工前后产液量、产油量及含水率变化，结果如图10所示。由图10可以看出，浓变凝胶防砂控水施工后，该油井产液量和产油量均有明显提升。施工前油井产液量、产油量分别为143.0、9.0 m3/d，施工后产液量和产油量分别为280.0、27.5 m3/d，增幅分别为95.8%和205.6%，提液增油效果显著。施工前后，油井含水率分别为94.1%和90.0%，含水率平均下降3%左右，控水效果明显。

图10 油井施工前后产液与含水率对比Fig.10 Compar ison of liquid pr oduction and water content before and after oil well construction

浓变凝胶防砂控水一体化技术已累计在渤海Z油田3口井中应用，措施后无砂生产周期普遍达到13~16个月，且持续有效，平均增油幅度达88.5%，累计增油近30 000 m3，提液50%以上，油井含水率降低3%~5%，对于高含水出砂井的防砂控水及提液增产具有重要作用。

5 结 论

（1）提出利用浓变凝胶选择性胶凝实现防砂控水一体化的技术路线，基于控砂性能与选择性封堵性能评价证明其可行性，结合适应性评价形成防砂控水一体化技术，并在渤海Z油田成功应用。

（2）浓变凝胶控砂可将储层渗透率损害率和出砂率分别控制在13%和0.03%以内，且可实现油层水层的选择性封堵，对水层的封堵程度可达到油层封堵的7倍以上，且随着浓变凝胶用量增加或储层温度升高，凝胶封堵选择能力变差。

（3）实验条件下，浓变凝胶耐温超过80℃，地层水矿化度耐受值45 000 mg/L，采液强度控制在257.6 m3/(d⋅m）以内。

（4）浓变凝胶防砂控水一体化技术在渤海Z油田应用后，无砂生产周期提高至13~16个月，且持续有效，累计增油近30 000 m3，油井含水率降低3%~5%，该技术的应用与优化成为高含水出砂油井防砂控水与提液增产的重要措施。