秦 飛，金燕林

（1.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊830011；2.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊830011；3.中國石化縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，新疆烏魯木齊830011）

大多數(shù)凝析油氣藏采用衰竭式開采，隨著開采程度的加深，地層壓力持續(xù)下降。在等溫降壓的過程中，石油多組分體系出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，在井周近井地帶短時間大量的凝析油析出，必將降低天然氣的滲透、攜液能力[1]。隨著凝析油的持續(xù)析出，近井乃至井筒的油氣通道被堵塞，從而限制了氣井的生產(chǎn)能力。同時由于邊底水的侵入，凝析油氣藏普遍面臨高含水、采出程度低的開發(fā)難題。氣井堵水是有水氣田開發(fā)中除氣舉、排水采氣之外的重要治水手段[2]。目前，國內(nèi)外氣井堵水已有一定積累。機(jī)械堵水方面主要偏于機(jī)械橋塞封堵器、套管補(bǔ)貼技術(shù)等，已逐漸被化學(xué)堵水所取代；化學(xué)堵水方面日趨成熟，堵水劑涉及硅氧烷微乳膠、水解氯化鋁（2007年，印尼Tunu 氣田）、泡沫凝膠（墨西哥灣的East High Island 285 區(qū)塊；加拿大不列顛哥倫比亞氣田試驗區(qū)）、三元共聚物、陰離子聚丙烯酰胺、微乳液、潤濕反轉(zhuǎn)劑、無機(jī)鹽類等，其中以聚合物凝膠類堵劑（1996年，加拿大氣田三口井；法國東部VA48 氣井；德國北部一砂巖氣田）應(yīng)用最多[3-5]。國內(nèi)四川[6]、中原[7]、澀北[8]、新北[9]等油氣區(qū)也開展了一些積極性嘗試，主要是移植油井堵水思路，同時在堵劑配套上更加精細(xì)。從理論上說，堵水在控水[10]的同時，可以進(jìn)一步釋放近井地帶的凝析油，從而疏通油氣通道。然而目前國內(nèi)外單純凝析油氣藏堵水可供借鑒的實例少，加之YT1斷塊三疊系高溫、高鹽的地下地質(zhì)條件，堵劑配套及工藝設(shè)計困難，有必要開展針對性研究，提高堵水的針對性和堵劑、工藝的配套程度。

1 油藏概況

YT1 斷塊位于塔里木盆地沙雅隆起中段南翼的阿克庫勒凸起東南斜坡上，發(fā)育辮狀河三角洲相前緣和平原相砂體[11]（圖1）。本區(qū)三疊系凝析油氣藏天然氣地質(zhì)儲量13.6×108m3，凝析油地質(zhì)儲量85.1×104t，具有超深（4 760～5 004 m）、高溫（104 ℃）、高鹽（礦化度近300 000 mg/L）的特點，儲層中—低滲，酸、堿敏中等，邊水和底水都較為活躍。由于初期采速過高，地層壓力快速下降，底水錐進(jìn)導(dǎo)致開發(fā)效果急劇變差。自第一口堵水井（YT1-1H）2011年實施堵水之前，區(qū)塊累產(chǎn)油9×104t（采出程度7%），累產(chǎn)氣0.4×108m3（采出程度9%），綜合含水為84%，自然遞減為24%，處于特高含水的遞減階段。截至目前，累產(chǎn)油12×104t，累產(chǎn)氣0.5×108m3，綜合含水95%，累計實施乳化油堵水7井次、物理卡堵4 井次，其中乳化油堵水成功率86 %，物理卡堵全部無效。

圖1 YT1斷塊頂面構(gòu)造Fig.1 Top structure of YT1 Fault Block

2 乳化油堵水關(guān)鍵技術(shù)

2.1 堵劑類型優(yōu)選

目前塔河油田所用的堵劑主要有物理封堵和相滲調(diào)整[12-13]兩種。物理封堵即堵高滲解放低滲，側(cè)重于改善儲層的滲透率，代表堵劑是超細(xì)碳酸鈣顆粒、聚合物微球等，具有滲透率選擇性；相滲調(diào)整即選擇性降低油水的相滲[14]，側(cè)重于改善流體的流動，代表堵劑是乳狀液[15]、凝膠[16]、凍膠[17-18]等，具有油水選擇性。

從儲層角度看：本區(qū)儲層薄，沒有接替層，無法進(jìn)行機(jī)械卡封堵水；儲層整體物性較差，動態(tài)顯示不存在明顯的高滲竄流通道，物理封堵從機(jī)理上難以滿足，宜配套相滲調(diào)整機(jī)理。

從凝析油氣藏實際來看，堵水還需重點考慮四個條件：①封堵后還能順利解堵，并且對油井污染?。虎谀鲇蜌獠貙λ裢饷舾?，應(yīng)盡量避免堵劑自身攜水進(jìn)入地層；③盡可能避免堵劑在進(jìn)入高含水區(qū)前乳化增黏，否則會阻塞低含水區(qū)滲流通道，不利于油氣產(chǎn)出；④堵劑本身的注入性要好。對比現(xiàn)有堵劑體系，宜選用乳狀液堵劑。

常規(guī)的乳狀液堵劑包括油包水、水包油兩種，近年來活性稠油[19-20]也得到一定應(yīng)用。相比而言，水包油乳狀液自身含水超過了60%，不滿足上述條件②；活性混合油含稠油活性組分，本身具有一定的乳化能力[21]，不滿足上述條件③。據(jù)此，以油包水乳狀液（稀油+水+乳化體系）為基礎(chǔ)，作為本區(qū)乳狀液堵劑研發(fā)的主要方向。為增強(qiáng)堵劑的配伍性，基油均來自于塔河油田自產(chǎn)稀油（50 ℃密度0.91 g/cm3，黏度32 mPa·s）。

2.2 堵劑配方優(yōu)化

2.2.1 乳化體系篩選

一般而言，陰離子乳化劑具有較好的耐溫性，非離子乳化劑具有較好的耐鹽性，兩者復(fù)合混配，能顯著提升乳化體系的機(jī)械穩(wěn)定性，同時提升乳狀液堵劑的耐溫耐鹽性[22]。如圖2，五種乳化體系（油水比為5∶5）在90 ℃水浴中放置兩天，僅“2%非離子+1%陰離子+0.1%穩(wěn)定劑”對應(yīng)乳狀液未分相（若分相則曲線趨于拋物線型），顯示了很好的穩(wěn)定性。為增強(qiáng)乳狀液的熱穩(wěn)定性，按經(jīng)驗添加少量的聚丙烯酰胺（0.1%）。

圖2 不同乳化劑含量下乳狀液黏度對比Fig.2 Comparison of viscosity of emulsion with different emulsifier content

2.2.2 含水率確定

在實驗溫度50 ℃的情況下，配置不同含水量的乳狀液，觀察其黏度的差異性。如圖3，含水量小于60 %時，黏度隨著含水量的增大而增大；含水量為60%（轉(zhuǎn)相點）時，黏度最大為960 mPa·s；含水量大于60%時黏度隨著含水量的增大而急劇減小?？紤]到乳狀液注入地層可能繼續(xù)乳化，油包水乳狀液配置應(yīng)盡可能選擇遠(yuǎn)離轉(zhuǎn)相點。分別對含水量0%（相當(dāng)于乳化油）、20%、30%、40%的油包水乳狀液進(jìn)行阻力系數(shù)測定，結(jié)果分別為6.1、7.8、16.5、26.2，可見前兩個含水量配比相對滿足現(xiàn)場泵注要求。進(jìn)一步實驗表明，在100 ℃的溫度條件下，乳化油黏度仍達(dá)50～60 mPa·s，不受礦化度影響，而且低傷害，可作為凝析油氣藏前期弱堵的最優(yōu)堵劑。

圖3 乳狀液黏度與含水量關(guān)系Fig.3 Relation between viscosity and water content of emulsion

2.3 堵劑性能測試

2.3.1 封堵能力

堵劑封堵能力測定采用填砂管（塔河細(xì)砂、100 ℃）開展實驗，具體步驟是：將填砂管中飽和水，開展常規(guī)水驅(qū)實驗，依據(jù)達(dá)西定律計算出水測滲透率K1；向填砂管中反向注入乳化油堵劑和清水頂替液，乳化油乳化增黏；再次開展常規(guī)水驅(qū)實驗，同理計算出堵后水測滲透率K2；乳化油對水的封堵率即為K2與K1之比[23]。實驗中地層水正向注速為0.5 mL/min，堵劑反向注速為1.0 mL/min、體積為0.3 PV，清水頂替液0.3 PV。如圖4，地層水注入的短時間內(nèi)，乳化油繼續(xù)乳化，形成較高黏度，注入水無法通過堵劑，驅(qū)替壓差較大；隨著注入孔隙體積倍數(shù)增大，驅(qū)替過程中發(fā)生指進(jìn)現(xiàn)象，此時驅(qū)替壓差逐漸減小，填砂管的堵后滲透率緩慢增加；當(dāng)注入孔隙體積倍數(shù)達(dá)到10 PV 左右，注入水從填砂管完全突破，后期只是沿突破的區(qū)域竄流，此時填砂管的堵后滲透率不再增加。經(jīng)計算此時的封堵率仍然保持在83.4%，這也說明乳化油具有較高的封堵能力和耐沖刷性。

圖4 正向注水壓力曲線Fig.4 Pressure curves of forward injection

2.3.2 油水選擇性

油水選擇性測定采用雙填砂管（塔河細(xì)砂、100 ℃）開展實驗，具體步驟是：將滲透率相當(dāng)?shù)膬筛钌肮芊謩e飽和水和油，選擇兩個注入端，開展常規(guī)水驅(qū)、油驅(qū)實驗，依據(jù)達(dá)西定律計算出水測滲透率K水1和油測滲透率K油1；向兩根填砂管中反向注入乳化油堵劑和清水頂替液，乳化油乳化增黏；再次開展常規(guī)水驅(qū)、油驅(qū)實驗，同理計算出堵后水測滲透率K水2和油測滲透率K油2；乳化油對油、水的封堵率即為K油2與K油1、K水2與K水1之比。實驗中相關(guān)參數(shù)與封堵能力測定實驗一致。如表1，對水相的封堵率在83.4 %以上，而對油相的封堵率僅僅在10 %左右。這表明該堵劑具有優(yōu)良的選擇性。2.3.3 滲透率選擇性

表1 乳化油對油水兩相選擇性實驗結(jié)果Table 1 Experimental results of two-phase selectivity for emulsified oil to oil and water

滲透率選擇性測定采用高、低滲雙填砂管（塔河細(xì)砂，100 ℃，滲透率極差為2、4）開展實驗，具體步驟是：將兩根填砂管中飽和水，選擇一個注入端，并聯(lián)開展常規(guī)水驅(qū)實驗，計算水相分流率；向填砂管中反向注入乳化油堵劑和清水頂替液之后，乳化油乳化增黏；再次并聯(lián)開展常規(guī)水驅(qū)實驗，計算水相分流率。實驗中相關(guān)參數(shù)與封堵能力測定實驗一致。如圖5，注堵劑之前，高滲管的分流率要明顯大于低滲管；注入乳化油堵劑時，乳化油進(jìn)入高滲填砂管后，乳化增黏，對水產(chǎn)生較大的阻力，使高滲管滲透率大大下降；隨著注入量的增加，低滲管模型產(chǎn)液量上升，高滲管模型產(chǎn)液量下降，高低滲管產(chǎn)液量趨于均勻，滲透率非均質(zhì)性得到調(diào)整。但是從極差來看，當(dāng)非均質(zhì)程度增大，堵劑的調(diào)整能力越來越差。

圖5 不同級差高滲管和低滲管分水率與注入體積關(guān)系Fig.5 Relation between water separation rate and injection volume of high permeability and low permeability pipes with different levels

3 現(xiàn)場工藝設(shè)計及效果評價

3.1 乳化油堵水工藝設(shè)計

乳化油堵水工藝以乳化的中質(zhì)稀油（0.91 g/cm3）作為主體段塞，一般為100～200 m3，主體段塞無含水，避免堵劑進(jìn)入低含水區(qū)域產(chǎn)生乳化增黏阻礙油氣產(chǎn)出。以稀油（0.88 g/cm3）隔離液，一般為15 m3左右，作為前置、后置、預(yù)置頂替段塞，將頂替水量減少。在頂替水段塞前預(yù)置稀油段塞，保證產(chǎn)液段井筒以上留有一定量稀油，使頂替水不進(jìn)地層，保證滲流通道暢通。整個施工過程根據(jù)泵注壓力（＜30 MPa）控制排量，不動管柱，直接從環(huán)空注入，降低了經(jīng)濟(jì)成本。堵后一般關(guān)井1～2 d 后開井，若能量不足則配合進(jìn)行氣舉。施工過程中根據(jù)油藏和壓力級別確定最高壓力，根據(jù)施工壓力調(diào)整排量，根據(jù)爬坡壓力優(yōu)化段塞組合。由于地層中乳狀液封堵能力有限，可通過多輪次乳化油堵水，以充分開展剩余油挖潛。

3.2 現(xiàn)場實施效果評價

本區(qū)大規(guī)模乳化油堵水主要發(fā)生在2011年至2014年，7井次累計增油5 339 t（表2）。期間，綜合含水率控制在86%左右，遞減率控制在20%左右，相比堵水初期，較大程度抑制了含水上升和產(chǎn)量遞減。

從構(gòu)造位置來看，YT1-4H 斷背斜（YT1-4H、YT1-5H）比YT1-1H 斷背斜（YT1-1H、YT1-3H）略高，避水高度在10 m 以上。同時YT1-4H 斷背斜位于斷層交界，屬于墻角塊微構(gòu)造，剩余油富集程度較高，堵水效果相對更好。

從水平段來看，4 口井的井眼軌跡都趨于平緩，但滲透率極差存在差異。YT1-1H 井的滲透率極差明顯低于其他3口井，堵水基本無效。當(dāng)滲透率級差較大時，乳化油的滲透率選擇性更易發(fā)揮作用，從而釋放低滲透儲層段潛力。

從初期開發(fā)效果來看，YT1-4H斷背斜的井具有較長的低含水開采期，從側(cè)面也證明其物質(zhì)潛力相對豐富，對實施堵水更為有利。

表2 YT1斷塊乳化油堵水效果Table 2 Water plugging effect of emulsified oil in YT1 Fault Block

從堵水類型來看，本區(qū)物理卡堵基本無效，乳化油堵水相對物理卡堵有更好的適應(yīng)性，且在弱堵階段乳化油可以實施2個輪次。

4 結(jié)論及認(rèn)識

1）凝析油氣藏堵水進(jìn)入高含水階段后，宜采用低傷害、具有油水選擇性、易注入的乳化油。乳化油進(jìn)入高含水區(qū)方乳化增黏，不會阻塞低含水區(qū)滲流通道。

2）乳化油采用陰離子、非離子復(fù)配體系，耐沖刷性強(qiáng)，具有良好的油水選擇性，對水相的封堵率在80%以上，對級差小于4的地層調(diào)整能力強(qiáng)。

3）乳化油堵水工藝的段塞組合為“稀油隔離液+乳化油+稀油隔離液+頂替液”，不動管柱，堵后一般關(guān)井1～2 d，可通過多輪次堵水鞏固堵水效果。

4）為增強(qiáng)乳化油堵水效果，盡量選擇構(gòu)造位置較高、水平段軌跡平緩、有一定滲透率級差、有較長的低含水或無水采油期的凝析油氣井。