寸锡宏，赵 霞，王 超，任晓强，张 勇，沈 飞，李年银

（1.中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营 257237；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学），四川成都 610500）

油气开采过程中，防止油气层污染或损害是一个重要的课题，从钻井、完井、射孔、压裂、酸化到三次采油等各个环节，油气层均存在不同程度的伤害［1］。造成伤害的主要原因是由于固相颗粒和外来液体的侵入，引起地层黏土水化膨胀、微粒运移及化学沉淀等，从而堵塞油流通道，使得井眼周围油层渗透率下降，油气层产能降低［2］。美国页岩气革命的成功，让中国在内的其他国家开始向致密气、页岩气等非常规油气藏聚焦［3-4］。我国低渗透油气藏储量丰富，但这类油气藏具有低孔低渗的特点，极易受到污染或伤害，因此油气层保护工作就变得异常重要。

对于降低外来流体对储层造成伤害的问题，国内外学者已经做了大量的研究工作［5-10］。其中，屏蔽暂堵［11］是目前油气层保护技术常用的方法之一，通常被应用于钻完井［12-15］、热洗井［16-17］及修井［18-21］作业。技术原理是通过在入井流体中加入与储层孔喉尺寸分布相匹配的固相颗粒（包括架桥粒子、充填粒子和可变形粒子），在压差作用下，在井壁附近快速形成一层渗透率极低（渗透率接近零）的暂堵带屏蔽环［22-23］。屏蔽环由于极低的渗透率，能有效阻挡入井流体中的固相颗粒和液体进入储层，减少伤害。经过不断发展，已经形成了几种不同类型的屏蔽暂堵剂：油溶性、酸溶性、碱溶性、水溶性等。

油溶性暂堵剂在返排过程中可以直接通过地层原油向井筒聚集而自动解堵，在洗井过程中，相较于其他暂堵剂而言具备明显优势。但是，当前关于暂堵剂的研究中有关水溶性暂堵剂的研究较多，而油溶性暂堵剂的研究较少［24］。本文研究了一种油溶性清洁屏蔽暂堵剂，从溶解性、配伍性等特性入手，考虑其封堵解堵效果及施工成本，优选出暂堵剂的最佳浓度；通过室内并联岩心驱替实验，分析了暂堵剂的封堵、解堵性能，在此基础上，进一步对该暂堵剂体系的封堵强度和耐冲刷性能进行分析。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

CSTPA 颗粒，自制；十二烷基苯磺酸钠，分析纯，上海爱纯生物科技有限公司；分散互溶剂SA-19（聚醚），分析纯；辅助添加剂：杀菌剂，主要成分为缩醛基改性的季铵盐，分析纯，成都安石得石油科技开发有限公司；煤油、柴油、汽油、HF、HCl、NH4Cl，分析纯，阿拉丁集团有限公司；油田地层水、油田当地水源井水，离子组成如表1所示；不同渗透率的岩心（表2）取自江苏油田某区块，直径2.50 cm，长度约3 cm。

表1 水样离子组成

表2 不同渗透率级差的岩心数据

DF-101S 集热式恒温加热磁力搅拌器，上海霓玥仪器有限公司；高温高压岩心驱替装置，成都岩心科技有限公司；精密电子天平，上海昌晶电测仪器有限公司。

1.2 实验方法

（1）暂堵剂的制备

暂堵剂CSTPA 颗粒是以天然树脂工业产品和多元醇为原料，在温度为220～300 ℃条件下，加入一定的添加剂，反应6～12 h所得到的浅黄色产物。

暂堵剂CSTPA 原溶液配方：蒸馏水+15%～20%CSTPA 颗粒+0.2%～0.5%十二烷基苯磺酸钠+0.1%～0.2%SA-19+杀菌剂。暂堵剂CSTPA体系在水中具有良好的分散性能，但在静置24 h后会有轻微分层，使用前需再次搅拌。

（2）溶解性能实验

为了考察堵剂在各种介质（油、酸、水）中的溶解情况，分别开展油溶性、酸溶性和水溶性实验。其中，油溶性介质为煤油、柴油、汽油，酸溶性介质为10%HCl和土酸（3%HF+10%HCl），水溶性介质为蒸馏水、自来水以及盐水（3%NH4Cl溶液）。取5 g CSTPA颗粒于烧杯中，分别加入等量的介质，搅拌均匀后静置1 h，观察是否有悬浮物，过滤后称量。

（3）配伍性实验

分别用滤纸过滤后的水样与暂堵剂CSTPA 溶液按体积比1∶1混合，将混合液在室温和90 ℃下静置2 h，观察其是否出现分层或发生化学反应。

（4）浓度优选实验

暂堵剂CSTPA的注入浓度不同，作用于同一岩心产生的效果也不同，但是堵剂的注入浓度大小会直接影响现场施工成本，因此需要确定一个最优浓度，既能确保堵剂的良好作用效果，也能控制施工成本。配制4种不同质量分数（30%～60%）的堵剂，选取渗透率相近（约5×10-3μm2）的岩心，在90 ℃的条件下，利用岩心驱替装置进行驱替实验。实验方法如下：用3% NH4Cl 溶液（基液）测定岩心的初始水相渗透率（Kw），驱替10 PV；正向注入6 PV 堵剂溶液对岩心进行封堵，并在90 ℃下候凝2 h；正向注入4 PV 3%NH4Cl 溶液，测定封堵后正向水相渗透率（Kw1）；反向注入50 PV 煤油，测量反向油相渗透率（Ko）。按式（1）和式（2）分别计算堵剂封堵率（X）和解堵率（Y，即渗透率恢复率）。

（5）突破压力及耐冲刷测试实验

突破压力是评价暂堵剂性质的一个重要参数，反映了堵剂封堵强度的大小。先采用相同浓度的CSTPA 暂堵剂溶液封堵4 组渗透率不同的岩心，岩心半径为2.5 cm，长为2.80～3.42 cm；然后将岩心放在岩心夹持器中，保持围压不变，在90 ℃下候凝2 h；以恒定的驱替流量注入基液，当出口端流量急剧增大时的压力即为堵剂的突破压力；当用MPa/m单位表示时，则称为堵剂的封堵强度。待突破后，记录流量与压力，继续以恒定流量注入约50 PV，测试其耐冲刷性能。

（6）封堵和解堵性能实验

考虑到地层岩石的非均质性，为研究暂堵剂对不同渗透层的封堵情况，选用不同渗透率级差的岩心进行并联岩心封堵实验。选用高、低渗透率的2块岩心并联，用3% NH4Cl 溶液测定岩心的初始渗透率；用最优浓度的暂堵剂溶液封堵岩心；正向注入基液，直到渗透率趋于稳定，计算堵剂对高、低渗透岩心的封堵率；反向驱替煤油解堵，记录数据，分析并联岩心渗透率级差对高、低渗透岩心封堵率和堵剂分流量的影响。

2 结果与讨论

2.1 暂堵剂的溶解性

CSTPA颗粒在不同介质中的溶解情况如表3所示。常温条件下，CSTPA 颗粒在表3 的不同介质中均无悬浮物产生；在油溶性介质中几乎能完全溶解，溶解快慢顺序依次为：汽油＞煤油＞柴油。由于原油在室温下较黏稠，因此加热至90 ℃模拟地层条件，发现几乎也能完全溶解，无残渣，说明此体系为一种清洁的堵剂。而对于酸溶性和水溶性介质，CSTPA几乎不溶解，颗粒经再次烘干后，用柴油依然能完全溶解，即CSTPA颗粒在水溶液中显示惰性。因此，现场施工可直接采用水作为携带液，油类溶剂作为解堵液。

表3 CSTPA颗粒在不同介质中的溶解性

2.2 暂堵剂的配伍性

在室温和90 ℃下，暂堵剂颗粒在两种地层水和水源水中的分散性能良好，静置2 h后，暂堵剂颗粒在水中仍能均匀分布，无分层现象，底部无沉淀产生，配伍性良好。因此，可直接采用作业区块水源井水进行配液。

2.3 暂堵剂的最优浓度

暂堵剂加量对封堵和解堵效果的影响如图1所示。30%、40%、50%、60%堵剂对岩心的封堵率分别为84.04%、88.34%、96.82%、98.25%，对应的解堵率分别为98.1%、94.94%、93.59%、88.63%。由此可见，随着暂堵剂加量的增大，封堵率逐渐升高，但与此同时煤油对岩心的解堵率随之下降。这表明暂堵剂的浓度越大，堵剂在岩心端面形成的滤饼越致密，封堵率就会提高；相反，岩心端面堆积的堵剂颗粒越多，滤饼越致密，对岩心反向解堵时所需煤油的量就越多，在反向驱替相同体积的煤油后，堵剂浓度越小，解堵率越高。因此，鉴于封堵率、解堵率和施工成本等多方面考虑，推荐堵剂CSTPA的最佳加量为50%。

图1 暂堵剂加量对封堵和解堵效果的影响

2.4 暂堵剂的突破压力及耐冲刷性能

堵剂封堵后岩心的突破压力和封堵强度随岩心渗透率的变化如图2 所示。在双对数坐标系中，堵剂的封堵强度、突破压力均与岩心的渗透率呈线性关系。堵剂的封堵强度和突破压力均随岩心渗透率的增大而减小。这是由于岩心渗透率越高，孔喉半径越大，流动阻力相对较小，因此堵剂在岩心中越容易突破，即突破压力越小。

图2 岩心渗透率与堵剂封堵强度和突破压力的关系

不同渗透率岩心在冲刷过程中的封堵率随注入体积的变化如图3 所示。随冲刷体积增大，岩心的封堵率整体变化幅度介于0.067%～2.753%之间，冲刷后的封堵率平均值达到82%以上，耐冲刷能力强。岩心冲刷前后，端面形成的滤饼形态无明显变化，滤饼仍然能牢固附着于岩心端面，说明堵剂能抵挡后续流体对油层的侵入，实现对油层的保护暂堵。

图3 不同渗透率岩心耐冲刷性能曲线

2.5 暂堵剂的封堵和解堵性能

在驱替压力相近的情况下，采用50%的暂堵剂溶液对不同渗透率级差的岩心封堵30 min，再反向解堵，实验结果如图4所示。注入堵剂时，岩心渗透率迅速降低。封堵过程中，对高渗透层的封堵率达到90%以上，最高可达96.24%，对低渗透层的封堵率达到80%以上。利用煤油解堵对高渗透层的平均解堵率达到95%以上，而对低渗透层的平均解堵率约为91%，最高可达93.59%，即此堵剂体系可实现“堵水不堵油”的效果。总的来说，油溶性暂堵剂CSTPA不仅能对不同渗透率地层进行选择性暂堵，同时又能较快的被油流溶解排出，使岩心渗透率得以恢复，达到自行解堵并保护油气层的目的。

图4 不同渗透率级差并联岩心的封堵解堵曲线

在实验过程中观察到并联岩心的渗透率级差越大，堵剂进入高、低渗透层的体积比越大，这说明进入强非均质性储层高渗透层的暂堵剂溶液比弱非均质性储层高渗透层的多。因此在井壁有射孔炮眼的情况下，暂堵剂溶液会优先封堵炮眼，从而达到减少洗井液漏失的目的。

2.6 现场应用实例

针对国内某油田W15-16 油井，开展了清洁屏蔽暂堵工艺，结果见图5。W15-16 油井产层埋深1730～2060 m，孔隙度为15%～18%，平均渗透率为9.9×10-3μm2，为中孔低渗透储层。在洗井后的前几天，含水率有一定的上升。这是由于洗井后井筒内的堵塞有一定程度的解除，使得井底生产压差增大，产液量提高。在开采一段时间后，产液量相对稳定。而产油量从措施前日均2.4 m3提升至日均3.1 m3，日产油量提升29.2%，含水率由63.05%降至60.58%，增油效果显著，可以起到一定的堵水效果。

图5 W15-16油井生产曲线

3 结论

以天然树脂工业产品和多元醇为主要原料制得一种清洁屏蔽暂堵剂，优选加量为50%。堵剂不溶于水，几乎能完全溶解于油类溶剂，无残渣，有利于堵剂的自行解堵返排。用该堵剂配制的清洁屏蔽暂堵体系的封堵、解堵性能优越，耐冲刷能力强。堵剂加量为50%的暂堵体系对岩心的封堵率为96.24%，解堵率为93.59%。利用该堵剂体系开展了现场施工应用，措施后日产油量从2.4 m3增至3.1 m3，增油效果显著。在石油工业中，可用于封堵炮眼，防止流体及颗粒大量漏失到储层中。