碳酸盐岩油藏堵水调剖剂的研究进展

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　　摘      要： 基于碳酸盐岩油藏不同储集体类型对堵水调剖剂性能的要求，综述了裂缝型、缝洞型和溶洞型储集体堵水调剖剂的室内研究进展和矿场应用情况，包括暂堵剂、水泥堵剂、水玻璃类、柔性颗粒类、凝胶类及密度选择性堵剂等，分析了各种堵水调剖剂的特点、作用机理和现场应用情况，并总结了研究与应用中存在的一些问题。
　　关  键  词：堵水调剖剂;碳酸盐岩;研究进展;裂缝型;缝洞型
　　中图分类号：TE357       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）02-0450-05
　　Abstract：  Based on the performance requirements of water plugging and profile control agents used in different types of carbonate reservoirs， the laboratory research progress of plugging agent for fractured， fractured-vuggy and cavernous reservoirs and its application in the field were summarized in this paper， including temporary plugging agent， cement plugging agent， silicates， flexible granules， gel and density selective plugging agents. The characteristics， action mechanism and field application of various plugging agents were all analyzed， and some problems in the research and application of plugging agents were summarized.
　　Key words：  water plugging and profile control agents; carbonate rock; research progress; fractured type; fractured-vuggy type
　　碳酸盐岩油气藏大多储量丰富，产量高。在我国这类油藏也有着广泛的分布。但现如今大部分油田已进入中、后开发阶段， 油井见水严重，且孔隙结构由于长期注水开发发生了很大的变化，储层的纵向非均质性进一步加强，导致水驱的纵向波及系数降低，水驱采收率下降。调剖堵水是提高采收率的重要手段之一，但碳酸盐岩油藏调剖堵水存在着诸多困难，如储层特征复杂、非均质性严重、油水在储集体中的运移规律认识不清等，再加上储层内部及储层之间连通关系复杂且储层空间分布不连续，使得很多堵剂与储集空间不匹配，无法满足碳酸盐岩正常调剖堵水的要求，因此开发与碳酸盐岩油藏储层特性相匹配的堵剂，是现场堵水工艺成功的关键所在，具有实质性的基础意义，能够有效地提升采收率。
　　本文按储集体类型对碳酸盐岩油藏堵水调剖剂进行划分，并基于堵剂的制备原理、类型和封堵作用机理等，综述了近年来国内对碳酸盐岩油藏堵水调剖剂的室内研究以及矿场实际应用进展。
　　1  裂缝型储集体
　　裂缝型储集体的水道即是油道，裂缝很容易由于措施不当而被堵塞，导致注入性和产出液降低，该类型的储集体堵水调剖难度系数最大。目前使用的大多数堵剂体系含有水玻璃和普通聚合物隔离液（凝胶），水玻璃堵剂耐冲刷性能差，对裂缝型储集体的堵水适应性差，有效时间短;而普通聚合物隔离液（凝胶）在裂缝中漏失严重，且凝胶大小与裂缝开度很难匹配，从而导致堵水效果差。
　　1.1  暂堵剂
　　暂堵剂能暂时封堵地层高渗透带，与水溶性聚合物混合后注入井内，能够在压差的作用下迅速对高渗透层形成封堵，经过一定时间后可自行或人工解堵。
　　龙秋莲等[1]根据塔河油田现场应用实际研究出了暂堵剂配方（0.6%PAM～0.15%铬交联体系），在地温作用下可形成高黏度的凝胶堵塞屏障。形成的凝胶在地层中老化15 h后破胶水化，在重新开井后可被注入水冲出地层。由于水泥浆与部分交联材料的相容性差，导致暂堵剂在大裂缝中难以通过堆积、架桥形成有效堵塞。梅艳等[2]将一定比例和长度的FCL纤维材料加入基础配方中制成可降解人造纤维暂堵剂。该堵剂可临时封堵天然裂缝，从而强制流体转向，提高了波及系数，有利于剩余油潜力的释放。截至2011年7月，该技术已经在哈萨克斯坦开展了多次现场试验，增油效果明显[3]。余婷婷等[4]在常规固井水泥浆中加入惰性纤维材料，形成了可根据矿场实际需求改变纤维的加量和长度的纤维堵漏水泥浆体系。通过室内模拟堵漏试验，证明该体系具有良好的堵漏效果。
　　1.2  改性栲胶堵剂
　　落叶松栲胶主要由单宁和非单宁构成。单宁主要由多聚原花青素构成，单宁分子内黄烷醇单元的两个环活性不同，较活泼的环可与甲醛在碱的催化下形成亚甲基桥连键;不活泼的环，只有在被强碱催化的情况下才能形成类似的桥连键。
　　朱怀江等[5]为使栲胶具有更好的水溶性和更强的耐盐能力，将磺酸基团引入落叶松栲胶的单宁分子中得到了改性栲胶。改性栲胶堵剂可在水层中形成稳定的凝胶，且分子中引入的磺酸基团使形成的凝胶分子带有极性，能与碳酸盐岩表面稳定结合;但在油层中凝胶的空间网状结构能够将残余油束缚在其中并形成混合物，且形成的混合物未与岩石骨架结合，处于游离状态，易被后续的注入水冲出地层[6]。所以，改性栲胶堵剂具有很强的堵水能力和油水选择性。龙秋莲等[1]学者研究表明：储层地层水矿化度较高时，若是用此油田油井产出的地层水直接配制堵剂体系，会使堵剂出现分相沉淀的情况，使现场施工中堵剂不能很好地注入。虽然改性栲胶在溶胶中的抗盐能力有限，但在形成凝胶后可抵抗很高含盐量的盐水的侵蚀。龙秋莲等[7]通过室内研究得到基础配方为：10%GKJ+3%Clb+1%NaOH。可通过调节体系的pH和加入缓凝剂，来满足现场施工对成胶时间的要求。李晓军等[8]研发的改性栲胶堵剂的基础配方为：改性栲胶6.0%、甲醛2.5%～3.0%、促进剂1.0%～1.5%，其余为蒸馏水，pH值8～10。堵剂液的黏度略高于水，具有良好的注入性能和抗盐能力，能抵抗1×105 mg/L的盐水侵蚀。王建伟等[9]分别采用酚类促进剂P-1/醛类促进剂P-2/醛类交联剂WR-1和磺改落叶松栲胶进行胶凝反应，优选出配方：6.0%磺改落葉松栲胶、2.5%～3.0%醛类交联剂、1.0%～1.5%酚类促进剂，其余为水，pH值为8～10。堵剂成胶时间在4～72 h可控，所成凝胶强度可达I级。在SH1104井开展的以改性栲胶堵剂为主剂的堵水试验中初步达到了控水稳油、提高采收率的目的[10]。 　　1.3  水泥堵剂
　　水泥堵剂的封堵能力强、高温稳定性好。水泥堵剂的主剂是超细水泥，其粒径小于10 μm，可以进入微裂缝以及砾石充填层位，完成对目的层的封堵。由于超细水泥具有良好的水化性能，在制备成水泥浆后，需加入合适的缓凝剂才能保证在堵剂在凝固前被携带进入更深的地层。
　　龙秋莲等[1]研究的水泥堵剂配方为：30%～40%水泥（450目）+0.5%～3%缓凝剂（SDX-1）+2%～5%分散剂（膨润土）。张德斌等[11]发明的堵剂配方为：水泥5%～14%、石英4%～8%、水泥絮凝剂0.1%～0.5%、密度减轻剂4%～11%、网架结构剂1%～2%、水72%～74%。该堵水剂耐高温、抗高盐、胶接度强、密度低，能夠有效地在高温高盐油藏得到应用。
　　1.4  水玻璃堵剂
　　水玻璃堵剂是由水玻璃和活化剂反应生成的。若采用双液法施工，可在施工过程中分别注入水玻璃主剂和活化剂两种段塞，两种段塞之间用一段隔离液隔开。当水玻璃主剂穿过隔离液与活化剂接触后，先生成硅酸溶胶后变为硅酸凝胶，对地层产生封堵。双液法施工的优点是可根据封堵地层所处不同位置，通过控制隔离液段塞的长度来达到控制水玻璃主剂穿过隔离液与活化剂接触所需的时间，从而完成对目的层位的高效封堵。缺点是水玻璃主剂与活化剂之间不能充分接触，因为水玻璃主剂与活化剂相遇反应产生封堵物质，会阻止水玻璃主剂与活化剂继续接触。单液法施工，是将水玻璃与活化剂混合，用单一段塞共同注入地层指定位置。单液法施工的优点是水玻璃和活化剂能够充分反应，产生的封堵物质多。缺点是水玻璃与活化剂反应产生堵塞物质所需的时间短，只适合用于封堵近井地带，且体系的稳定性受地层温度影响较大，若要封堵远井地带，需加入合适的缓凝剂，延缓胶凝时间。
　　龙秋莲等[1]根据塔河油田现场施工要求，筛选了合适的延缓固化剂加入水玻璃堵剂中，极大地延长了水玻璃堵剂的固化时间，此外还在体系中加入了耐温抗盐聚合物来提高体系的韧性。路群祥等[12]用模数2.8～3.2、含量40%的硅酸钠、活化剂HHJ和延迟活化剂YHJ-1、YHJ-2配成了在清水中可延缓成胶的硅酸溶液。唐孝芬等[13]成功合成了WJSTP无机凝胶涂层调剖剂。该堵剂是基于Na2O、mSiO2、NaOH等主要原料研制合成的Na2SiO3。通过后续的室内实验发现该体系在与交联剂交联凝胶化过程中不受酸碱度影响，在现场实际的应用中，无须调整组分含量，且注入地层后优先对高渗透层形成封堵。Nasr-El-Din等[14]合成的硅酸盐与尿素复合堵剂体系热稳定性好，可以满足高温高盐油藏对于堵剂耐温抗盐性能的要求，但若地层中二价阳离子浓度过高易生成沉淀。
　　1.5  石灰乳堵剂
　　石灰乳是固体氢氧化钙分散在水中形成的悬浊液。由于氢氧化钙的颗粒直径较大，所以石灰乳堵剂特别适合用于封堵裂缝性的高渗透层。而氢氧化钙为碱可与盐酸反应生成易溶于水的氯化钙：Ca（OH）2+2HCl=CaCl2+2H2O。因此在达到封堵高渗透层开辟新的渗流通道的目的后可随时用盐酸解堵。该类堵剂的优点是固化后性质稳定，可以满足矿场实际对堵水作业长效性的要求，并且在误堵油层后易于解堵。缺点是石灰乳的溶解度受温度影响较大，进入地层后在地温条件下固化太快。只有加入合适的添加剂延缓其固化速度，才能在现场得到应用。龙秋莲等[1]筛选了一系列的延缓固化剂，但最长的延缓固化时间只有80 min，需进一步延长固化时间才能满足现场施工的要求。
　　1.6  耐温抗盐聚合物凝胶堵剂
　　聚合物凝胶堵剂可在地层中形成空间网状的凝胶结构，限制水在多孔介质中的流动，但在高温高盐油藏中由于高矿化度地层水与注入液混合易引发分相沉淀，降低堵剂的成胶能力，所以提高聚合物堵剂的耐温抗盐能力势在必行。
　　龙秋莲等[1]合成的耐温抗盐凝胶堵的剂配方为：0.8%～2.0%CST-2+0.2%～0.5%HB2+0.07%除氧剂（LN）+0.1%热稳定剂（NS）。该体系130 ℃下成胶时间约为8～11 h左右。景艳等[15]为得到耐温抗盐性能更强弱凝胶体系，在水解聚丙烯酰胺中加入了实验室自制的交联剂和稳定剂。该体系能够耐温100 ℃，抗盐250 g/L[其中ρ（Ca2+）= 4 g/L];能通过改善高低渗透层的吸水剖面，提高纵向波及系数，从而提高采收率。王荣等[16]以PAM、乌洛托品、间苯二酚、磷酸为原料，并运用正交试验法筛选出合适的稳定剂作为添加剂合成了耐温抗盐聚合物凝胶堵剂。该体系成胶后黏度高，且长期热稳定性好，可以满足油田对堵水时长的需求。Eriksen等[17]用苯酚、乌洛托品、AM/AMPS为原料，以高矿化度盐水作溶剂制得的凝胶具有良好的长期热稳定性。
　　1.7  柔性堵剂
　　由于现有的预交联体膨颗粒堵剂以及聚合物凝胶堵剂耐温抗盐性能差，不能满足高温高盐油藏的堵水作业需要。中石油勘探开发研究院[18]研发了一种耐抗型的柔性颗粒，该颗粒是一种偏油溶性材料，具有较好的黏弹性，如“变形虫”一般封堵复杂的缝隙或孔道，注入到地层中可就地发生二次交联，从而对地层形成再次封堵[1]。
　　1.8  单体复合型凝胶堵剂
　　单体复合凝胶堵剂在地层中成胶后可形成稳定的空间网状结构，由于水趋于使网状结构膨胀，而油气使其收缩，因此能降低产水而不影响油气产量，达到油水选择性封堵的目的。
　　伍亚军等[19]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0.8%～1.2%）聚合交联得到了单体复合凝胶体系。该堵剂与复合前的单体凝胶体系相比具有更强的油水选择性，且成胶时间在24～48h可调，成胶强度可达I级。在T815（K）CH井进行的实际应用中取得了良好的堵水效果。康红兵等[20]在引发剂和交联剂有机酌酸FQ的作用下将AM单体与B单体复配使用，并加入增溶剂以增大两种单体在体系中的溶解性。通过调整各组分的加量最终得到了稳定的单体复合凝胶堵剂体系。该堵剂成胶时间受温度影响不大，且成胶时间可控，成胶后长期热稳定性好。通过堵水物模实验测得该体系具有良好的堵水效果，且突破压力梯度大，能很好得在地层中驻留。 　　2 缝洞型储集体
　　缝洞型储集体内部具有大量的小型溶洞、溶蚀孔洞或网状裂缝，储层的横向或纵向呈似均质状，具有砂岩油藏的特点。相比于裂缝型储集体，该类型的储集体的堵水难度系数降低，剩余油相对容易开采。该类储集体的调剖堵水技术关键在于堵剂在储层中的有效滞留和堆积封堵作用的发挥，同时降低堵剂体系的滤失量。
　　2.1  水玻璃类堵剂
　　吴文明等[21]通过添加不同比例的添加剂，研究形成了沉淀型（12.9%水玻璃+10%增强剂）和凝胶型 （25%水玻璃+6%固化剂）2种可溶性硅酸盐堵剂。沉淀型堵剂，封堵率在99%以上;凝胶型堵剂，封堵率大于93%。其中，在120 ℃下，凝膠型堵剂胶凝时间可达4～5 h。裴丽霞等[22]以水玻璃类堵剂为基础开发了LS系列堵剂。该堵剂是以硅酸钠和氯化钙为主剂，活化剂、络合剂和LS等为添加剂的调剖堵水剂。络合剂主要通过控制体系中的Ca2+浓度以控制凝胶成胶时间，LS主要起屏蔽Ca2+和增强凝胶强度的作用。相比于其他常见的水玻璃类堵剂，该堵剂还具有耐温抗盐、强度高、反应时间可控等优点，能够满足高温高盐油藏的堵水要求。赵仁保等[23]研发了一种CO2气体由无机凝胶薄膜包覆而形成的凝胶增强泡沫体系。该技术的创新之处在于凝胶薄膜的高强度、高稳定性和更小的泡沫直径，而且泡沫粒径分布更加集中，该体系具有良好的封堵性能。
　　2.2  有机-无机复合交联堵剂
　　近年来为了更加有效地封堵地层出水层位，常将水玻璃溶液与交联聚合物复配使用。这种复配体系集中了两种堵剂的优点，不但提高了堵剂强度，还延缓了胶凝时间。
　　吴文明等[21]为得到有机-无机复合交联堵剂，优选具备油水选择性的有机高分子以及合适的聚合物作为交联剂，将硅酸盐溶液与有机高分子通过聚合物交联剂交联，最终取得了成功。该堵剂在110～130 ℃下，成胶时间为6～50 h，成胶时间可调，堵水率达99.7%以上，高温下稳定性好，且为油水选择性堵剂。
　　2.3  聚合物凝胶类堵剂
　　杨再广等[24]先优选了耐温抗盐单体C，将耐温抗盐单体C与丙烯酰胺共聚，得到耐温抗盐聚合物，后又对引发剂、交联剂、添加剂进行了一系列的筛选，筛选出了引发剂VC、交联剂WN-91、添加剂FD-1，以得到的聚合物和筛选出的试剂为原料，合成出了可用于高温高盐油藏的堵剂。通过后续开展的室内实验可知，堵剂在地层中具有良好的驻留能力，能有效地封堵高渗透层，但堵剂在地层中的驻留能力会不可避免地随缝宽的增加而减小。季晓靖[25]以聚丙烯酰胺（HPAM）、工业用酚醛交联剂（有效浓度98%）、促进剂CA为原料，合成出聚合物凝胶体系，该凝胶体系常温下成胶时间4 h，凝胶强度为H。
　　3  溶洞型储集体
　　油水黏度差异会导致溶洞型储集体产生小幅水锥，另外，溶洞顶部的剩余油-“阁楼油”很难被采出。在该类储集体中，由于堵剂的漏失量很大，很难形成有效封堵。密度选择性堵剂密度需介于油藏原油密度和地层水密度之间，这给密度选择性堵剂的研发带来一定的困难。由于水泥类堵剂在溶洞型储集体中易放空漏失，难以达到预期的堵水效果;部分聚合物凝胶、微球耐温抗盐性能差，即使具有一定的密度选择性，也难以满足高温高盐油藏的堵水需要[26]。因此，如何使堵剂兼具耐温抗盐性及密度选择性的双重功效成为密度选择性堵剂的关键。
　　杨建清等[27]通过在固化主剂中加入减轻剂、分散剂、缓凝剂等添加剂并控制恰当的水灰比获得了密度在1.09～1.14 g/cm3的固化颗粒。该固化颗粒制备成水泥浆后浆体稳定，流动时体系的黏度只是略有增加，具有良好的注入性，在进入目的层静止后才固化，且固化体积不收缩，固化后能在油水界面形成隔板，具有很强的密度选择性。韦雪等[28]对油水界面低密度选择性堵剂进行了配方优化，最终确定了以超细水泥为主剂，增渗剂、缓凝剂、密度调整剂等为添加剂，且控制体系水固比在1.3以下的密度选择性堵水体系。该体系初始黏度低，具有良好的注入性能。吴文明等[29]通过改变固井水泥的水灰比，并加入适当的添加剂，形成可根据现场实际应用调整密度、固化强度可固化颗粒堵剂。2012年以超低密度可固化颗粒为主体堵剂的堵水工艺在塔河油田矿场试验有效率达75%。
　　4  结束语
　　为合理地增加低渗透层的驱油效率、改善水驱开发效果，国内外许多油田大力发展和推广调剖堵水技术，专家和学者通过实验室和现场实际的实验，取得了一定的研究成果，一些性能优越的堵剂已经应用于矿场实际，并有成熟的施工工艺与之配套，但在研究和应用中还是存在很多的不足，还有很多的堵剂体系还处在开发和改进阶段并不成熟，从实验室走向矿场实际应用形成完整的配套工艺体系还有很多未知的问题需要去解决。此外由于配方保密的原因，一些在油田现场应用效果良好的堵剂并没有得到相应的推广和技术交流。
　　堵剂的研发应以现场应用为导向，室内性能良好的堵剂需要在矿场试验中应用，评价其实际效果，应当注重研制新型的针对特定油藏的堵水剂，力求从根本上改善堵水效果。根据矿场实际情况，除了单纯堵水调剖外，还可选择综合治理技术以提高采收率。另外石油科技工作者应加强技术交流和经验共享，共同推动碳酸盐岩调剖堵水技术的进步。
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