红河油田长8油藏储层平均孔隙度10.8%，平均渗透率为0.4 mD，储层温度65~72 ℃，原始地层压力18.7~20.4 MPa，压力系数0.92，是典型的低孔低压超低渗储层。该油藏储层裂缝发育，裂缝长度集中在10~30 cm，平均裂缝密度0.38条/m。红河油田长8油藏依靠天然能量开发，油井产能递减快，采收率不到5.4%，难以经济有效地开发。为此，红河油田采用水平井注水、水平井采油的方式进行开发，但由于长8油藏裂缝发育，且注采水平井均经过压裂改造，注入水会经过裂缝直接窜入油井或另一口注水井，注水井对应的油井有54.5%发生了水窜。针对水窜严重的问题，红河油田对注水水平井采取了调剖措施，但由于该油田水平井的水平段长 (平均水平段长1 000.00 m)，堵水调剖剂用量大而导致成本太高，且堵水调剖剂不能实现深部放置，堵水调剖半径短，难以实现深部液流转向[1-4]，约只有50%的水平井取得了一定的调剖效果，且有效期较短。因此，该油田设计对采油水平井采取堵水措施。
目前水平井堵水通常应用凝胶型堵水剂和颗粒型堵水剂，实施堵水时主要借鉴疏松砂岩储层堵水的方法和经验，但总体堵水效果不佳。低渗油藏水平井堵水还存在以下技术难点:水平段易多点见水，且来水方向不明确；堵水剂在水窜高渗基质或裂缝中的成胶效果差，难以实现高强度封堵；对于天然裂缝发育或人工裂缝，在重力作用下堵水剂难以实现对裂缝立体空间的全充填。基于上述问题，近年来研究形成了水平井置胶成坝技术。该技术是以注采井间的水平井为通道，向水平井中注入化学堵水剂，在水平井的水平段周围形成“胶坝”，封堵水窜通道，进而有效扩大水驱波及体积[5-8]。刘玉章等人[8-13]通过物理模拟发现，在水驱主流线上建立胶坝后，注入相同体积水，采收率提高幅度可以达到20%左右。红河油田长8油藏水平井垂直于地应力方向布井，水平段基本平行，而部分水平井改为注水井后，因水窜严重而关停了水淹的采油水平井。关停水平井为该油田应用水平井置胶成坝技术创造了条件，在优选出适应于长8油藏的堵水剂后，红河油田进行了水平井置胶成坝技术封堵注水优势通道的现场试验，并取得了显著的堵水效果。
1 试验材料及方法水平井置胶成坝技术通过向注采井间的水平井注入冻胶堵水剂，形成“胶坝”，封堵水窜通道，解决水窜问题[8-10]。因此，冻胶堵水剂的优选是水平井置胶成坝技术的关键。
1.1 试验仪器与药品试验仪器包括德国HAAKE MARSⅡ流变仪、岩心驱替试验装置、填砂管、电子天平、搅拌器、恒温烘箱、广口瓶、比色管、烧杯、药匙和玻璃棒等。
试验药品包括阴离子聚合物、交联剂A、交联剂B、pH值调节剂、金属离子屏蔽剂、碳酸氢钠 (分析纯)、碳酸钠 (分析纯)、氯化钠 (分析纯)、无水氯化钙 (分析纯) 和六水氯化镁 (分析纯)。
试验用水为红河油田模拟地层水和该油田的注入水，2种水中各离子的质量浓度见表 1。
| mg/L | |||||||||
| 水的种类 | Na+ | K+ | Ca2+ | Mg2+ | Ba2+ | Sr2+ | Cl－ | SO42－ | TDS |
| 注入水 | 509.0 | 2.6 | 25.0 | 5.4 | 0.98 | 0.82 | 372.7 | 732.5 | 1 649.0 |
| 地层水 | 15 494.0 | 186.0 | 6 248.0 | 410.0 | 386.40 | 445.00 | 36 411.2 | 1 027.7 | 60 608.0 |
量取一定量的水倒入烧杯中，边搅拌边加入阴离子聚合物、交联剂A、交联剂B、pH值调节剂和金属离子屏蔽剂，配制成聚合物冻胶溶液。
1.2.2 性能评价方法抗老化性能测试:配制13份聚合物冻胶溶液，放置于70 ℃的烘箱内，每个月取出1份用流变仪测试其黏度，观察黏度变化情况。
耐盐性能测试:首先配制不同质量浓度的NaCl溶液和不同Ca2+质量浓度的CaCl2溶液，再用NaCl溶液和CaCl2溶液配制聚合物冻胶溶液，测定成胶后的黏度。
抗剪切性能测试:配制聚合物冻胶溶液，用流变仪测试其黏度，然后用WARING搅拌器以600 r/min转速剪切30 min，再测试剪切后溶液的黏度及成胶后的黏度。
封堵性能评价:填制300~800 mD的填砂管，配制聚合物冻胶溶液，先以1 mL/min的驱替速度水驱测试填砂管孔隙度及渗透率，再注入1倍孔隙体积的聚合物冻胶溶液，恒温70 ℃待成胶后，继续用水驱测试填砂管渗透率，评价冻胶堵水剂的封堵性能。继续注入50倍孔隙体积的注入水进行水驱，观察封堵率变化情况，评价冻胶堵水剂的耐冲刷性能[14-19]。
2 冻胶堵水剂配方确定及性能评价 2.1 冻胶堵水剂的配方 2.1.1 聚合物加量的优化用注入水配制不同聚合物加量的溶液，再加入相同量的交联剂A、交联剂B和pH值调节剂，然后放入70 ℃的烘箱中，测定其成胶时间和成胶黏度，结果见图 1。
|
| 图 1 聚合物加量对冻胶黏度及成胶时间的影响 Fig.1 Influence of polymer concentrations on gelation time and the viscosity of the polymer gel |
由图 1可知:聚合物加量为0.05%~0.10%时，基本不成胶；聚合物加量为0.15%~0.20%时，可以形成黏度低于1.5×104 mPa·s的冻胶；聚合物加量大于0.20%时，冻胶黏度开始显著上升。综合考虑成胶后的黏度及成本，确定聚合物加量为0.15%~0.30%。聚合物冻胶成胶时间4~10 d可调，能满足深部调剖的要求。
2.1.2 交联剂加量的优化用注入水将聚合物母液稀释至0.150%并分成多份目标液，分别加入0.015%的pH值调节剂、不同加量的交联剂A和交联剂B，然后放入70 ℃的烘箱中，待冻胶成胶后测定胶体黏度，考察交联剂A和交联剂B加量对成胶黏度的影响，结果见表 2。
| 聚合物 加量，% | pH值调节剂 加量，% | 交联剂A 加量，% | 交联剂B 加量，% | 成胶黏度/
(mPa·s) |
| 0.150 | 0.015 | 0.08 | 0.020 | 9 527 |
| 0.08 | 0.015 | 8 658 | ||
| 0.08 | 0.010 | 7 500 | ||
| 0.04 | 0.015 | 7 823 | ||
| 0.08 | 0.015 | 8 325 | ||
| 0.12 | 0.015 | 9 336 |
从表 2可以看出，在聚合物加量为0.150%、pH值调节剂加量为0.015%的条件下，加入不同量的交联剂A和交联剂B，均可以形成黏度7 500~9 527 mPa·s的冻胶。综合考虑成胶后的冻胶黏度及成本，确定交联剂A和交联剂B的加量分别为0.04%~0.08%和0.01%~0.02%。
2.1.3 pH值调节剂加量的优化在0.150%聚合物+0.080%交联剂A+0.015%交联剂B的溶液中，加入不同量的pH值调节剂，然后放在70 ℃的烘箱中，待冻胶成胶后测定胶体的黏度，考察pH值调节剂加量对成胶黏度的影响，结果见表 3。
| 聚合物 加量，% | 交联剂A 加量，% | 交联剂B 加量，% | pH值调节 剂加量，% | 成胶黏度/
(mPa·s) |
| 0.150 | 0.080 | 0.015 | 0 | 7 024 |
| 0.010 | 8 463 | |||
| 0.020 | 8 897 | |||
| 0.030 | 11 253 | |||
| 0.040 | 11 289 |
从表 3可以看出，随着pH值调节剂加量增大，冻胶成胶黏度明显升高，而当pH值调节剂加量增至0.03%后，成胶黏度变化不大。因此，确定pH值调节剂的加量为0.01%~0.03%。
2.1.4 金属离子屏蔽剂加量的优化红河油田长8油藏地层水矿化度为60 608 mg/L，二价阳离子的质量浓度大于7 000 mg/L，为消除二价阳离子对聚合物冻胶成胶黏度的影响，引入金属离子屏蔽剂 (－COO－基) 屏蔽金属离子，同时形成部分离子键型交联体，最终形成离子键与共价键共成的复杂交联体系。用模拟地层水配制0.150%聚合物+0.080%交联剂+0.015%交联剂B+0.015%pH值调节剂的溶液，加入不同量的金属离子屏蔽剂，然后放在70 ℃的烘箱中，待冻胶成胶后测定胶体的黏度，结果见表 4。
| 样号 | 金属离子屏蔽剂加量，% | 成胶黏度/(mPa·s) |
| 105# | 0.005 0 | 8 539 |
| 106# | 0.007 5 | 8 765 |
| 107# | 0.010 0 | 8 972 |
| 108# | 0.012 5 | 8 995 |
从表 4可以看出，随金属离子屏蔽剂加量增大，成胶黏度有一定升高，但当金属离子屏蔽剂加量增大到0.010 0%以后，成胶黏度升高幅度很小。综合考虑冻胶黏度及胶体状态，确定金属离子屏蔽剂的加量为0.010%。
综合上述试验结果，确定聚合物冻胶溶液的配方为0.15%~0.30%聚合物+0.04%~0.08%交联剂A+0.01%~0.02%交联剂B+0.01%~0.03%pH值调节剂+0.01%金属离子屏蔽剂。现场施工时可以根据需要和施工情况，动态调整各组分的加量，配制不同成胶黏度和成胶时间的聚合物冻胶溶液，以满足油井深部堵水的需要。
2.2 聚合物冻胶堵水剂性能评价主要从动态和静态两方面对聚合物冻胶堵水剂的性能进行评价，静态性能评价包括抗老化性能、抗盐性能，动态性能评价包括抗剪切性能和岩心封堵性能等。
2.2.1 抗老化性能图 2为聚合物冻胶堵水剂在不同老化时间下的黏度。
|
| 图 2 不同老化时间下聚合物冻胶堵水剂的黏度 Fig.2 Viscosities of polymer gel under various aging time |
从图 2可以看出，聚合物冻胶堵水剂的黏度随老化时间增长逐渐降低，且降低速度呈加快趋势，但老化13个月黏度保持率仍达85%以上。这表明聚合物冻胶堵水剂具有良好的抗老化性能，稳定期可达13个月。
2.2.2 耐盐性能用不同质量浓度NaCl溶液和不同Ca2+质量浓度的CaCl2溶液配制聚合物冻胶溶液，分别测试其成胶后的黏度，结果见图 3。
|
| 图 3 NaCl和Ca2+质量浓度对聚合物冻胶成胶黏度的影响 Fig.3 Influence of mass concentration of NaCl and Ca2+ on the viscosity of the polymer gel |
从图 3可以看出，随着NaCl和Ca2+质量浓度的升高，聚合物冻胶的黏度逐渐降低，在NaCl质量浓度小于1×105 mg/L、Ca2+质量浓度小于8 000 mg/L时，其黏度基本稳定，这表明聚合物冻胶堵水剂耐NaCl能力达到1×105 mg/L，耐Ca2+能力达到8 000 mg/L，能满足红河油田长8油藏地层流体条件下 (矿化度为60 608 mg/L，二价阳离子质量浓度大于7 000 mg/L) 成胶的要求。
2.2.3 抗剪切性能评价室内试验结果发现，聚合物冻胶堵水剂剪切前后的黏度分别为101.0和89.4 mPa·s，成胶时间分别为90和125 h，成胶黏度分别为48 052和41 238 mPa·s。由此可知，经高速剪切后聚合物冻胶堵水剂的黏度有所降低，但保持率约为88.5%，成胶黏度虽然有所下降，但仍然具有较高的成胶黏度且能形成稳定的冻胶体系，说明聚合物冻胶堵水剂具有良好的耐剪切性能，分子链断裂程度小，不影响交联反应的进行，能满足现场施工的要求。
2.2.4 封堵性能评价表 5为聚合物冻胶堵水剂封堵性能评价结果，聚合物冻胶堵水剂的配方为0.300%聚合物+0.030%pH值调节剂+0.080%交联剂A+0.015%交联剂B+0.010%金属离子屏蔽剂。由表 5可知，聚合物冻胶堵水剂的残余阻力系数均达到30左右，对高渗透层的封堵率大于95%，能满足现场封堵注水优势通道的要求。
| 序号 | 水相渗透率/mD | 残余阻力系数 | 封堵率，% | |
| 封堵前 | 封堵后 | |||
| 1 | 332.11 | 10.33 | 32.15 | 96.89 |
| 2 | 602.08 | 21.20 | 28.40 | 96.48 |
| 3 | 712.12 | 24.59 | 28.96 | 96.55 |
| 4 | 490.41 | 15.67 | 31.30 | 96.81 |
| 5 | 785.36 | 23.51 | 33.40 | 97.01 |
| 6 | 390.44 | 19.32 | 20.21 | 95.05 |
| 7 | 516.37 | 14.40 | 35.87 | 97.21 |
表 6为聚合物冻胶堵水剂抗冲刷性能评价结果。由表 6可知，随着驱替水量增加，聚合物冻胶堵水剂的岩心封堵率基本保持不变，经过50倍孔隙体积的水冲刷后，封堵率仍然大于94%，这表明采用聚合物冻胶对目的层进行封堵，聚合物冻胶在地层岩石中能产生较强的吸附和滞留作用，因而具有良好的抗冲刷能力。
| 驱替流体的孔 隙体积倍数 | 水相渗透率/mD | 封堵率, % | |
| 封堵前 | 封堵后 | ||
| 10 | 785.36 | 23.61 | 96.99 |
| 20 | 785.36 | 25.82 | 96.71 |
| 30 | 785.36 | 33.62 | 95.72 |
| 50 | 785.36 | 44.73 | 94.30 |
目前，红河油田在长8油藏进行了2井次的水平井置胶成坝现场试验，工艺成功率100%，措施有效率100%，阶段累计增油102 t，产水量累计减少685 m3，有效期超过了217 d。下面以HH37P13井为例介绍现场试验情况。
HH37P13井是HH37P12井组的一口采油水平井，该井组是一注三采的水平井井组，HH37P12井为注水水平井，其对应的HH37P39井、HH37P13井和HH37P14井为采油水平井。HH37P12井于2014年5月3日由采油井改为注水井，同年10月27日HH37P13井见效，日产油由0.83 t升至1.84 t，含水率由83%降至64%，但24 d后出现了水窜现象，日产油降至0.2 t，含水率升至97%，Cl－质量浓度由37 223 mg/L降至8 933 mg/L。HH37P11井是位于HH37P13井外侧的采油井，在2015年3月25日也发生了水窜，日产油由0.37 t降为0，含水率由78%升至100%，Cl－质量浓度由43 072 mg/L降至23 929 mg/L，表明HH37P12井的注入水窜流至HH37P13井后，又窜流至HH37P11井。HH37P12井于2015年8月1日至19日采取了调剖措施，注入堵水剂563 m3，HH37P13井复产后含水率为100%，没有见到效果。HH37P11井日产油升至0.68 t，含水率降至91.4%，但16 d后日产油就降至0.03 t，含水率升至99.2%，重新发生了水窜，有效期较短。
为了改善HH37P11井的生产效果，于2015年9月24日至10月5日在HH37P13井进行了置胶成坝技术试验。HH37P13井水平段长1 230.00 m，分12段压裂，储层厚度16.30 m，平均孔隙度8.9%，平均渗透率0.49 mD。由于该井储层为超低孔渗储层，注水优势通道主要为压裂裂缝及压裂沟通的天然裂缝，因此该井主要在裂缝中建立胶坝，以防止注入水沿裂缝窜流。
HH37P13井与HH37P12井和HH37P11井的井距分别为370.00 m和450.00 m，设计聚合物冻胶堵水剂的封堵深度为150.00 m。HH37P13井压裂时累计加砂246 m3，平均充填孔隙度42.0%，压裂裂缝容量为103 m3，根据裂缝堵水工程算法计算出天然裂缝吸入能力为400 m3，设计注入500 m3聚合物冻胶堵水剂。为防止聚合物冻胶堵水剂在裂缝中漏失，首先注入100 m3粒径0.5~3.0 mm的预交联颗粒作为前置段塞，接着注入300 m3聚合物冻胶堵水剂作为主体段塞，最后注入100 m3封口段塞。为增加封堵强度，聚合物冻胶堵水剂中添加了低密度颗粒型堵水材料。
采取置胶成坝措施后，HH37P11井日产油由0.03 t升至0.41 t，含水率由99.0%降至92.3%，累计增油59 t，投入产出比1.0:1.1，有效期超过了217 d，与采取调剖措施相比，有效期明显延长。
4 结论及建议1) 水平井置胶成坝技术可以实现冻胶堵水剂的深部注入，封堵深部注水优势通道，使注入水在胶坝附近改变流向，扩大注水驱波范围，提高注水效率。
2) 优选的聚合物冻胶堵水剂适用于红河油田油藏条件，其耐剪切及耐冲刷性能较好，封堵率大于95%，能够满足红河油田封堵注水优势通道的要求，利用其进行水平井置胶成坝，可以解决红河油田水平井水窜的问题。
3) 为进一步提高水平井置胶成坝技术封堵注水优势通道的效果，应开展致密裂缝性油藏水平井置胶成坝技术的物理模拟试验和数值模拟研究。
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