我国渤海Q油田以曲流河沉积为主，油藏类型为边底水油藏。储层埋藏浅，整体厚度较大，岩性较为疏松，具有高孔高渗的特点，平均孔隙度为29.3%~32.7%，平均渗透率为（1600~2600） ×10−3 μm2。受储层构型和多期河道相互叠置的影响，储层非均质性纵横向变化大、平面油水关系复杂、边水突进和底水锥进现象普遍存在，大部分生产井出现投产即见水情况[1-4]。Q油田某区块于2002年投产，未出现无水采油期，并且在经历一段较低的含水稳定期后，边底水开始突破，油井含水率迅速上升，综合含水率达85%以上[5-9]。为了控水稳油，亟需对油井进行堵水作业。
聚合物类堵水剂主要存在体系配液黏度高、注入难度大、在油藏中的作用距离有限[10]、注入过程中存在剪切降解和成胶后的封堵有效期短等问题[11-13]。以水玻璃为主剂的硅酸凝胶堵水体系具有配液黏度低、注入性好、成胶后的封堵强度高和价格低廉等优势[14-16]，在油井堵水中具有广阔的应用前景。成胶时间短，造成施工作业过程中井筒和近井地带堵塞的风险高，以及成胶后形成的凝胶易破碎，堵水有效期偏短，是限制硅酸凝胶实现大规模应用的关键问题[17]。近几十年来，诸多研究者通过加入缓释酸、无机酸与缓释酸复合酸等延迟成胶方法用于延长成胶时间[18-19]；通过加入腐殖酸、甲基硅酸钠和部分水解聚丙烯酰胺等复合凝胶技术来提高凝胶的弹性[20-22]。尽管在改善硅酸凝胶性能等问题上取得了一定效果，但是对其在油田储层条件下的研究仍不足。
基于此，对前期基于油藏特征研发的延迟成胶弹性硅酸凝胶堵水剂（6%（w）水玻璃+0.85%（w）三元弱酸一铵GL-1+0.1%（w）正电胶）在Q油田的适应性进行了评价，并对其工艺参数进行了研究。
药品：水玻璃(模数3.1)、正电胶、三元弱酸一铵GL-1，均为预投入现场使用产品样品。实验用水为Q油田回注水，水质分析结果见表1。
仪器：岩心驱替装置，实验室自制；恒温箱，DZF-6020，绍兴市华脉仪器制造有限公司。
硅酸凝胶堵水剂中三元弱酸一铵GL-1所释放的H+与$\text{SiO}_3^{2-} $反应形成单硅酸，单硅酸聚合成多硅酸，多硅酸长链间相互缠结，形成空间网络结构，空间网络结构的间隙中会充满液体，呈现出凝胶状，因而具有封堵油层出水层的能力，其成胶机理如图1所示。
在室温下，向装有回注水的烧杯中加入一定量的水玻璃，搅拌均匀；然后加入一定量的三元弱酸一铵GL-1，并搅拌至活化剂完全溶解；最后加入一定量的正电胶，搅拌溶解后即可得到弹性硅酸凝胶堵水剂。将堵水剂转入玻璃瓶中密封，置于65 ℃（Q油田平均温度）恒温箱中恒温。采用Sydansk凝胶代码法[23]，记录堵水剂由初始状态到形成不同强度等级的凝胶所需时间，并以堵水剂成胶后的强度达到E级所需的时间作为堵水剂的成胶时间。
待第1.2.2节所述的凝胶强度达到I级时，称取一定质量凝胶放入玻璃瓶中密封，并置于65 ℃的恒温箱中继续恒温。每隔15天取出样品观察游离水并称量，按式（1）计算脱水率，并以凝胶的脱水率表征堵水剂的长期稳定性。
式中：K为脱水率，%；M0为凝胶初始质量，g；Mx为恒温x天后的凝胶质量，g。
使用填砂管（30 cm×Φ2.5 cm）模拟Q油田地层物性，所用注入水为Q油田回注水样品，所选注入参数均与Q油田现场实际应用参数相结合，符合现场实际应用要求，并模拟现场实际情况进行评价。实验步骤为：在65 ℃下，将1 PV堵水剂以3 mL/min的注入流量注入到渗透率为（1000~5000）×10−3 μm2范围的填砂管中，注入完成后，将填砂管密封后恒温7天；恒温结束后，以5 mL/min的流量反向注入回注水至压力稳定，记录整个注入过程中压力的变化；按式（2）计算封堵后渗透率，按式（3）计算封堵率，按式（4）计算突破压力梯度。实验流程如图2所示。
式中：$K' $为绝对渗透率，μm2；Q为在压差下通过填砂管的流量，cm3/s；μ为通过填砂管的流体黏度，mPa·s；Δp为流体通过填砂管前后的压差，10−1 MPa；A为填砂管横截面积，cm2；L为填砂管长度，cm。
式中：η为封堵率，%；K1为初始渗透率，10−3 μm2；K2为注入堵水剂后的渗透率，10−3 μm2。
式中：pL为突破压力梯度，MPa/m；pb为突破压力，MPa；L' 为堵水剂段塞长度，m。
将两根不同渗透率的填砂管并联，在65 ℃下，以5 mL/min的注入流量向并联填砂管中注入一定量的回注水，记录各填砂管出口端流出液体积。然后以3 mL/min的流量向并联填砂管中注入1 PV硅酸凝胶堵水剂，记录各填砂管出口端流出液体积，并将填砂管密封恒温7天。最后以相同的注水流量反向注回注水，记录各填砂管出口端流出液体积，分别按式（2）、式（3）和式（5）计算各填砂管封堵后的渗透率、封堵率及相对分流率。
式中：Ix为第x根填砂管的相对分流率，%；Vx为第x根填砂管的流出液体积，mL；V为总注水量，mL。
向填砂管中注入1 PV堵水剂，在65 ℃下恒温7天。恒温结束后以5 mL/min的注入流量反向向填砂管中注入50 PV回注水，测定堵水剂的耐冲刷性。
堵水剂的注入量、注入流量和作用位置是影响堵水剂作用效果的重要因素。为确定堵水剂的最佳工艺参数，以期对现场实际应用进行指导，本研究模拟Q油田某区块特征，设计单填砂管实验进行研究（实验中所筛选的参数均符合Q油田现场实际应用）。首先，将渗透率为2000×10−3 μm2左右的填砂管抽真空并饱和回注水，再以5 mL/min的注入流量注入回注水直至压力稳定，然后注入堵水剂并顶替回注水。注入完成后，将填砂管密封置于65 ℃的恒温箱中恒温7天。最后以相同的注水流量反向注入回注水，记录实验过程中的压力变化，测定填砂管的封堵率和突破压力梯度。
图3所示为在油藏温度为65 ℃下，凝胶强度等级随时间的变化关系。由图3可知：硅酸凝胶堵水剂的强度等级由A级上升至E级所花的时间为72 h，成胶时间长，成胶前黏度低、流动性好，有利于注入地层深部，能够有效地防止在施工过程中因堵水剂成胶过快而导致井筒和近井地带堵塞；成胶后，堵水剂的强度继续增加，凝胶强度等级由E级上升至I级，所用时间为58 h，最终形成I级强凝胶。堵水剂的强度高，有利于对高渗窜流通道形成高强度封堵。
硅酸凝胶堵水剂对高渗窜流通道的封堵效果不仅与凝胶的成胶强度有关，还与凝胶在油藏条件下的长期稳定性密切相关。凝胶体系的不稳定性主要体现为在油藏条件下被束缚在三维网络结构中的液体发生脱离的现象，即脱水现象。脱水现象是评价堵水剂是否适用的重要指标。图4所示为凝胶在不同老化时间下的脱水率结果。由图4可知：随着老化时间的增加，凝胶的脱水率逐渐增大；凝胶的老化时间在90天以内的脱水率增幅较高，超过90天后脱水率增幅不明显，这说明凝胶的脱水现象主要发生在前90天。凝胶在老化180天后，脱水率仅为2.61%，脱水率低意味着凝胶具有较好的长期稳定性。
硅酸凝胶堵水剂在不同渗透率填砂管中的注入压力变化曲线如图5所示。从图5可知：堵水剂的注入压力随着注入量的增加而增大，随着填砂管渗透率的增加而减小；当渗透率由1168.06×10−3 μm2增加至5061.57×10−3 μm2时，注入1.0 PV堵水剂的压力由0.72 MPa减小至0.23 MPa。堵水剂的最大注入压力仅为0.72 MPa ，表明堵水剂具有良好的注入性，能够优先进入高渗窜流通道。
图6所示为将1.0 PV堵水剂注入不同渗透率填砂管并在65 ℃下恒温7天后的封堵效果。由图6（a）可知，堵水剂能够在地层条件下顺利成胶，成胶后的封堵率随渗透率的增加而降低，当渗透率由1168.06×10−3 μm2增至5061.57×10−3 μm2时，封堵率由97.25%降至96.20%，仅下降1.05%，降低幅度不大，表明堵水剂具有良好的封堵性能。由图6（b）可知，堵水剂成胶后反向注水的突破压力梯度随渗透率的增加而降低，当渗透率由1168.06×10−3 μm2增至5061.57×10−3 μm2时，突破压力梯度由22.33 MPa/m降至4.46 MPa/m，说明在不同渗透率下，堵水剂成胶后均能对高渗窜流通道形成有效封堵。
表2所列为双并联填砂管模拟不同的渗透率级差下，堵水剂的渗透率选择性评价结果。由表2可知，硅酸凝胶堵水剂具有良好的选择封堵性，能够优先进入高渗窜流通道并形成有效封堵。在不同渗透率级差下，堵水剂成胶后对高渗窜流通道的封堵率均高于90%，产液剖面改善率均高于85%。由堵水前后的相对产液量可知，高渗透层并未完全堵死，仍具有一定的产液能力，这是因为堵水剂优先进入大孔道和高渗窜流通道，成胶后形成封堵，而未波及的低渗区域未形成封堵，使得高渗层仍具有少量液流通道，这有利于后续回注水对残余原油的驱替，更有利于提高原油采收率。
图7所示为向填砂管中注入堵水剂后恒温7天，在反向注入回注水高强度冲刷下的封堵率变化曲线。由图7可知，随着回注水注入量的增加，填砂管的封堵率逐渐减小。当注水量由0 PV增至38 PV时，封堵率由98.43%降至96.24%，降低2.19%；当注水量由38 PV增至50 PV时，封堵率由96.24%降至96.12%，仅降低0.12%。在50 PV回注水的持续冲刷下，封堵率仅下降2.31%，下降幅度不大，说明硅酸凝胶堵水剂成胶后具有良好的耐冲刷性能，有利于实现对高渗窜流通道的持久封堵。
表3所列为堵水剂在不同注入量下的封堵性能评价。由表3可知，封堵率随堵水剂注入量的增加而先增加后趋于稳定。当注入量由0.2 PV增至0.8 PV时，封堵率由80.94%增至96.20% ；当注入量继续增加时，封堵率则保持不变。结合图8所示的在可视化模型中不同注入量下的堵水剂分布情况，分析认为，随着注入量的增多，堵水剂在填砂管中的侵入程度越深，成胶后的封堵能力越强；当注入量超过0.8 PV后，堵水剂的侵入量饱和，继续增加注入量无法继续提高封堵率。而突破压力梯度随堵水剂注入量的增加先增大后降低，在注入量为0.8 PV时，突破压力梯度最大，突破压力梯度大意味着堵水剂成胶后的封堵能力强。因此，堵水剂的最佳注入量为0.8 PV。
向填砂管中注入0.8 PV堵水剂后顶替不同PV数的水使堵水剂在不同位置下成胶，堵水剂成胶后的封堵效果见表4。由表4可知，随着堵水剂向深部运移，堵水剂成胶后的封堵率和突破压力梯度均呈先增大后减小的趋势，当堵水剂作用在填砂管中部时（注入0.8 PV堵水剂后顶替0.1 PV回注水），封堵率和突破压力梯度最高，分别为98.03%和19.54 MPa/m。结合图9所示的在可视化模型中部不同反应时间下堵水剂的分布情况可知，当堵水剂作用在填砂管中部时，在堵水剂凝胶等级由A级升至E级的过程中，由于管中压力释放作用而使得堵水剂在高孔高渗区域分布得更均匀，体系成胶后的封堵能力更强。因此，堵水剂的最佳作用位置为填砂管中部。
以不同的注入流量向填砂管中注入0.8 PV堵水剂后顶替0.1 PV水，堵水剂成胶后的封堵效果见表5。由表5可知，堵水剂成胶后的封堵率和突破压力梯度均随注入流量的增加而呈先增大后减小的趋势，当堵水剂的注入流量为3 mL/min时，封堵率和突破压力梯度出现峰值。结合图10所示的在可视化模型中不同注入流量下堵水剂的分布情况，分析可知，随着注入流量的增加，堵水剂更容易深入高孔高渗区域，使其成胶后的封堵能力增强。但当注入流量过高时，堵水剂在高孔高渗区域突进，使得堵水剂在目标区域的分布不均匀，导致其成胶后的封堵强度降低，封堵率下降。因此，堵水剂的最佳注入流量为3 mL/min。
1） 该堵水剂在目标油藏温度65 ℃下的成胶时间为72 h，成胶时间长，能够有效地防止在施工过程中因堵水剂成胶过快而导致井筒和近井地带堵塞；堵水剂的最终成胶强度为I级，有利于对高渗窜流通道形成高强度封堵。
2） 该堵水剂具有良好的注入性、封堵性、渗透率选择性、耐冲刷性和长期稳定性，能够优先进入高渗窜流通道，成胶后对高渗窜流通道的封堵率高，封堵持久性好。
3） 对工艺参数的研究结果表明，该堵水剂的最佳注入量为0.8 PV，最佳作用位置为填砂管中部，最佳注入流量为3 mL/min。在最佳注入参数下，封堵率可达98.03%。
2024, Vol. 53 Issue (4): 85-91 2024, Vol. 53 Issue (4): 85-91