基于裂缝介质转变为多孔颗粒介质的调剖方法与矿场应用

王成俊 ，张磊 ，展转盈 ，倪军 ，高怡文 ，王维波

（1.西安石油大学化学化工学院，陕西 西安 710065；2.中国地质大学（武汉）油气勘探开发理论与技术湖北省重点实验室，湖北 武汉 430074；3.西安石油大学陕西省油气田特种增产技术重点实验室，陕西 西安 710065；4.西安石油大学西安市致密油（页岩油）开发重点实验室，陕西 西安 710065；5.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710065）

0 引言

在低渗透油藏的开采初期，水力压裂形成的大裂缝可以大幅提高油井的产量［1-12］，但在注水开发阶段，大裂缝就会成为油井水窜的通道，此时，要高效开发这类油藏，须合理封堵大裂缝水窜通道［13］。封堵大裂缝要求堵剂的强度高、运移能力好，并能长期稳定存在。从长庆油田和延长油田的矿场统计看，应用最普遍的堵剂是凝胶颗粒［14-15］和聚合物本体凝胶体系［16-18］。由于凝胶颗粒是分散的个体，在注入水的冲刷下，不能在大裂缝通道中保持稳定，在实际矿场应用中会出现凝胶颗粒从油井被采出的情况。聚合物本体凝胶具有连续性和整体性，但其力学强度偏弱，注入水易突破，会再次形成水窜带。

为此，本文基于凝胶颗粒与聚合物本体凝胶的优缺点，首先用凝胶颗粒将大裂缝通道转变为多孔颗粒介质通道，再利用聚合物本体凝胶将分散的单个凝胶颗粒固结；通过优化工艺参数，将二者联合使用，增强了聚合物堵剂的强度，提高了大尺度裂缝的封堵成功率。随后开展的矿场应用表明，这一技术为裂缝性低渗透油藏的持续开发提供了有力支撑。

1 实验

1.1 实验材料与仪器

凝胶颗粒由实验室制备［19］。聚合物本体凝胶体系由部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）与交联剂组成。HPAM产自北京恒聚化工公司，其相对分子质量为2 000×104，水解度为24%。交联剂为醋酸铬，其中的Cr3+质量浓度为8 000 mg/L。模拟地层水由10 000 mg/L的NaCl与蒸馏水配制而成。天然露头岩心来自陕西延长石油集团公司研究院，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，渗透率为1.3×10-3μm2。人造岩心来自中国石油勘探开发研究院，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，渗透率为 2 000.0×10-3～9 000.0×10-3μm2。人造裂缝性岩心制作方法［20］为：将渗透率为1.3×10-3μm2的天然露头岩心沿长度方向从中间切开，随后在裂缝表面均匀充填8目的石英砂5 g，在围压为5 MPa下的裂缝开度为1.8 mm。可视化裂缝模型购置于青岛石大华通科技有限公司，由无色透明的有机玻璃材料制作而成，可以直接观察流体或者颗粒在其中的流动。可视化模型裂缝开度为1.8 mm、宽度为4.5 cm、长度为30.0 cm。

主要实验设备为常规驱替模拟实验装置［21-22］，包括驱替泵、恒温箱、六通阀、中间容器、岩心夹持器、管线、液体计量仪等组成部件。注入流量为0.01～10.00mL/min，系统工作压力小于50MPa。AntonPaarMCR302流变仪采用平板模型测试凝胶的强度。

1.2 实验测试

1.2.1 凝胶颗粒在裂缝中的注入压力随注入体积的变化

实验中所用凝胶颗粒粒径分别为1.5，2.0，2.5，3.0，3.5 mm，裂缝开度为1.8 mm。用模拟地层水配制质量浓度为5 000 mg/L的凝胶颗粒溶液，以2.0 mL/min的速度注入裂缝模型中。根据注入压力与注入体积的变化关系可以筛选出与裂缝相匹配的凝胶颗粒粒径。

1.2.2 不同注入参数下凝胶颗粒在裂缝中的分布特征

基于1.2.1节的实验结果，选定合适的凝胶颗粒粒径。凝胶颗粒注入参数优化实验方案设计了6组：方案①，凝胶颗粒溶液质量浓度1 000 mg/L、注入速度8.0 mL/min；方案②，凝胶颗粒溶液质量浓度2000mg/L、注入速度4.0mL/min；方案③，凝胶颗粒溶液质量浓度4 000 mg/L、注入速度2.0 mL/min；方案④，凝胶颗粒溶液质量浓度8 000 mg/L、注入速度1.0 mL/min；方案⑤，凝胶颗粒溶液质量浓度16 000 mg/L、注入速度0.5 mL/min；方案⑥，凝胶颗粒溶液质量浓度40 000 mg/L、注入速度0.2 mL/min。每组驱替实验保持凝胶颗粒的质量流量均为80 mg/min。在实验过程中，观察凝胶颗粒在裂缝中的分布特征、前缘推进特征等，从而优化出最佳的注入参数。

1.2.3 聚合物本体凝胶体系在颗粒介质中的封堵强度

基于1.2.2节实验结果，选定优化的注入参数，向人造裂缝性岩心注入凝胶颗粒，直至颗粒充填整条裂缝。当裂缝介质转变为凝胶颗粒形成的多孔颗粒介质后，可通过达西公式计算其形成的多孔颗粒介质的渗透率。

由于裂缝性岩心中的裂缝体积较小，形成的多孔颗粒介质的孔隙体积小，后续难以对其开展封堵评价实验，因此，选择渗透率与之相等的人造岩心代替多孔颗粒介质。

在后续注入聚合物本体凝胶之前，利用流变仪测试聚合物本体凝胶体系成胶之后的强度，利用驱替装置测试聚合物本体凝胶体系在多孔颗粒介质中的封堵强度（突破压力梯度）。当所优选的聚合物本体凝胶体系在多孔颗粒介质中的封堵强度大于注入水（注水速度均为0.5 mL/min）在裂缝性岩心基质中的流动阻力梯度时，裂缝通道即被完全封堵，岩心基质中的剩余油则能被启动。

2 实验结果与讨论

2.1 凝胶颗粒粒径优选

在开度为1.8 mm裂缝中，凝胶颗粒注入压力随注入体积的变化如图1所示。当凝胶颗粒粒径为1.5 mm时，颗粒的流动阻力较低；当凝胶颗粒粒径为3.5 mm时，颗粒的流动阻力急剧上升，因为颗粒粒径过大，导致颗粒堆积在入口端；当凝胶颗粒粒径在2.0～3.0 mm时，颗粒能在裂缝内流动，且流动阻力较高。在凝胶颗粒粒径2.0～3.0 mm范围内，颗粒的注入压力与流动阻力的平衡点（图1中虚线圈位置）随着粒径的增加而向右移动，颗粒在裂缝中的存留量随着粒径的增加而增加，这说明在凝胶颗粒进入裂缝后，大的粒径更有利于封堵。虽然如此，对比粒径分别为2.0，2.5，3.0 mm的凝胶颗粒，可知其流动阻力梯度分别为1.50，2.25，4.25 MPa/m，当开展大规模深部调剖时，3.0 mm粒径的凝胶颗粒所需的施工压力会过高，因此，考虑施工安全、管线承压能力等风险，后续实验选用粒径为2.5 mm的凝胶颗粒。

2.2 凝胶颗粒注入参数优化

在凝胶颗粒溶液质量流量相同、注入方案不同的条件下，粒径为2.5 mm的凝胶颗粒在裂缝中的铺展分布特征如图2所示。从图中可以看出：凝胶颗粒在裂缝中的存留量随着注入凝胶颗粒溶液的质量浓度增加、注入速度降低而不断增加；在适当的凝胶颗粒溶液质量浓度和注入速度下，凝胶颗粒既可以较为紧密地分布在裂缝中，也具有一定的流动能力（见图2d）。对比发现，方案④的注入参数（凝胶颗粒溶液质量浓度8 000 mg/L、注入速度1.0 mL/min）与裂缝尺度相匹配。基于凝胶颗粒在图2d中的分布，测得凝胶颗粒在裂缝表面的铺展浓度为2.4 mg/cm2。此外，观察方案④凝胶颗粒的前缘推进特征发现，凝胶颗粒前缘呈活塞式推进，再结合凝胶颗粒在裂缝中的铺展面积和注入体积，可以计算出凝胶颗粒的运移深度。

2.3 聚合物本体凝胶体系优选

依据方案④开展实验，基于凝胶颗粒在裂缝表面的铺展浓度，注入320 mg的凝胶颗粒即可确保整条裂缝被充填，从而使得裂缝介质转变为多孔颗粒介质。根据凝胶颗粒注入前后的压差，计算所形成的多孔颗粒介质的渗透率为2 300.0×10-3μm2。随后，选择渗透率为2300.0×10-3μm2的人造岩心开展后续评价实验。

渗透率为1.3×10-3μm2的裂缝性岩心基质，在注入速度为0.5 mL/min时的注水压力梯度为3.3 MPa/m。因此，在0.5 mL/min的水驱速度下，聚合物本体凝胶体系在渗透率为2 300.0×10-3μm2的多孔颗粒介质中的突破压力梯度需高于3.3MPa/m。基于流变测试和突破压力测试，当聚合物本体凝胶的强度大于66 Pa时，其在渗透率为2 300.0×10-3μm2的人造岩心中的突破压力梯度大于3.3 MPa/m，从而可以完全封堵多孔颗粒介质，进而启动基质中的剩余油。依据堵剂的强度要求，聚合物本体凝胶体系的组成为质量浓度4 000 mg/L的HPAM+质量浓度150 mg/L的Cr3+。

3 矿场应用

3.1 井区概况

5088-3注水井位于延长油田志丹县樊川区5098井区，主要含油层为长6组，油层平均有效厚度为7.7 m，基质平均渗透率为2.4×10-3μm2，油层温度为45℃。该井于2004年8月压裂投产，于2005年12月转注。吸水剖面测试结果显示，5088-3井在1 754.2～1 759.6 m处的注水段存在明显的指进现象，该层段压裂裂缝较大，吸水剖面严重不均匀。结合砂体连通情况和生产动态数据分析，5088-3井组（除5088-3注水井外，还包括5088，5088-1，5088-2，5088-5，5088-7，5098-6，5078-6，5395-1等油井）存在较大的人工裂缝，在井组注水后，存在见效快、见水快、水淹快，以及“一停则多停”的特点。目前，5088，5088-1，5088-5，5098-6，5088-2 井均为特高含水井（含水率大于98%），注入水在油水井间低效或无效循环。基于岩心取样和示踪剂测试，井组中的主流裂缝的平均开度为 1.8 mm［23］。

3.2 调剖施工设计

5088-3井组调剖施工面临的首要问题是“堵不住”，因此，采用凝胶颗粒与聚合物本体凝胶联合封堵的调剖方式。调剖施工设计方案及目的是：1）采取笼统注入的方式，与注水方式一致，不动管柱。2）凝胶颗粒注入。结合示踪剂测试的裂缝体积，依据室内实验的优化方案，利用CMG软件的STARS模块设计不同的工艺参数，优选出模拟结果最佳的一组［24-25］，即凝胶颗粒粒径为2.5 mm、凝胶颗粒溶液质量浓度为8 000 mg/L、注入速度为2.5 m3/h、注入量为240 m3。3）聚合物本体凝胶注入。结合室内评价实验结果和CMG软件的模拟结果，优选聚合物本体凝胶体系的组成，即质量浓度4 000 mg/L的HPAM+质量浓度150 mg/L的Cr3+，以保证凝胶强度能封堵多孔颗粒介质。设计注入量为120 m3，注入速度为1.0 m3/h，这样的小排量、低压力条件下，使得凝胶颗粒在裂缝中的分布状态不易发生改变。另外，为防止压开地层和破坏管柱，设计注入压力小于20 MPa（低于地层压力80%）。同时，计划在施工结束后，配注12 m3/d，井口注入压力低于16 MPa。

基于以上设计的调剖施工曲线见图3。从图3可以看出：在凝胶颗粒注入阶段，注入压力平缓，逐步上升，说明凝胶颗粒逐渐地进入裂缝深部，且能较均匀地分布；在聚合物本体凝胶体系注入阶段，压力同样也是缓慢增加的，说明该体系也是比较平缓地进入多孔颗粒介质中的。施工结束后，关井候凝5 d，再次开井正常注水时，配注12 m3/d，注入压力为12.5 MPa，符合设计要求。

3.3 调剖效果分析

表1为5088-3井组调剖施工前后的生产情况。由表 1可知，5395-1，5088-7，5088-1等 3口裂缝性水窜井取得较为明显的增油效果，其他井组产油量也有一定程度增加。整个井组平均增油量为2.44 t/d，有效期大于160 d。这说明采用该调剖方法可以较好地封堵大尺度裂缝。

表1 5088-3井组调剖前后的油井生产情况

4 结论

1）凝胶颗粒既可以增强聚合物本体凝胶的强度，又可以充填裂缝，将裂缝介质转变为多孔颗粒介质，利于后续聚合物本体凝胶对裂缝的封堵；反过来，聚合物本体凝胶则可以将分散的单个凝胶颗粒固结。

2）对于开度为1.8 mm的裂缝，当凝胶颗粒粒径为2.5 mm、凝胶颗粒溶液质量浓度为8 000 mg/L、注入速度为1.0 mL/min时，凝胶颗粒可以在裂缝表面均匀密集地铺展，铺展浓度为2.4 mg/cm2，并呈活塞式向前推进。注入320 mg凝胶颗粒即可充填整条裂缝，然后，基于压力变化计算出多孔颗粒介质的渗透率，据此选择对应强度的聚合物本体凝胶。

3）将裂缝介质转变为多孔颗粒介质的调剖方法在延长油田5088-3井组的应用取得了较好的增产效果，可为高含水的裂缝性低渗透油藏持续高效开发提供技术支撑。