目前在延长油田吴起区块开发的延10油藏为侏罗系延安组，属中孔、中低渗油藏^[1-3]。由于该区块小幅构造发育、底水活跃^[4-6]，使得开发中后期均不同程度地存在底水锥进现象，导致油井生产能力下降，经济效益下滑。调剖堵水技术可以改善油藏的非均质性、调整吸水剖面、提高注入水的波及系数，是解决层间及层内矛盾并同时提高原油采收率的有效技术^[7-9]。针对该类油藏，采用的主要控水技术为HV（高黏度）高强度凝胶堵水技术，HV高强度凝胶的主要成分为改性聚合物，添加低聚酚醛树脂交联剂和助剂，该堵剂成胶终点约为14 h，强度可达H级^[7]，具有强度高、成胶可靠等优势，是该区块近年来堵水作业应用的主要堵剂。应用该技术统计近期施工的9口井，有效率为85.7%，短时间成功率高，但后期生产动态数据显示，措施井平均降水幅度为16%，有效期很少达到6个月，长期效果不理想，与室内性能评价存在一定的差距。现场反馈施工结束后的泵注压力高达15 MPa，该压力在关井候凝后一直在衰减，它是一个动态压力，直到管柱内液面降低到原来动液面位置，且衰减过程持续时间较长，对最终堵水效果造成较大影响。

基于延10储层堵水作业，施工结束后管柱内动态压力对堵水效果产生影响，并通过真实砂岩微观孔隙模型验证其影响机理。在此基础上，对原有体系进行改进，添加LCR促进剂，加快成胶速度、维持凝胶地层的完整性，以期为最终形成改进型HV高强度凝胶堵水体系提供依据。

实验所用HV高强度凝胶堵剂，包括改性聚合物主剂、低聚酚醛树脂交联剂、助剂，配方为：0.8%改性聚合物主剂+ 5.5%低聚酚醛树脂交联剂+ 0.03%助剂；实验所用LCR促进剂为硫脲、多羟基酚和氯化铵复配物等自制而成。实验用水均为矿场区域地表水，所用岩心及真实砂岩微观孔隙模型均来自区块延10储层天然岩心，实验温度为吴起区块延10储层平均温度（55 ℃）。主要仪器为电子天平、TELEDYNE ISCO-D系列高压柱塞泵、HX- 2型恒温箱、NDJ-8S液晶显示旋转式黏度计、RW20数显型臂式搅拌机等。

油井堵水施工时一般泵注的HV高强度凝胶大约为100 m³，后续清水顶替防止堵剂在井筒内成胶。整个作业过程中压力升高幅度较大，结束时停泵压力平均为15 MPa。关井后其动态压力使得已注入堵剂在地层中缓慢推移，直至井筒内液面降低至原动液面附近，即动态压力消失。该压力的存在会使凝胶堵剂受到运移剪切的作用，从而对成胶过程产生影响^[10-12]，加上地层因素，如地层流体稀释^[13-15]、岩石表面吸附^[16-18]、油藏环境复杂性等^[19-21]，使局部堵剂成分发生变化，最终影响堵水效果。为此，通过岩心封堵实验和微观模型来验证动态压力的存在及其作用机理。

选用将WY-1和WY-2共2块岩心分别抽真空，饱和地层水24 h后，恒压驱替地层水测取渗透率；后续分别注入HV高强度凝胶0.5 PV（PV为孔隙体积）和少量体积的地层水，模拟施工现场顶替清水至设计位置；关闭WY-1岩心注入端阀门，进行泄压候凝，对WY-2岩心憋压候凝来模拟管柱内动态压力；24 h后反向水驱测取渗透率，计算岩心封堵率并评价其稳定性。实验结果如表 1所列。

表 1(Table 1)

表 1 动态压力对凝胶稳定性的影响 Table 1 Influences of dynamics pressure on the stability of gel 样品 岩心封堵率/% 4 PV 8 PV 12 PV 16 PV 20 PV 24 PV 28 PV 32 PV 36 PV WY-1 94.2 93.6 93.1 92.6 92.2 91.9 91.7 91.6 91.5 WY-2 90.5 89 87.6 86.3 84.8 83.7 82.6 81.6 80.4

下载CSV 表 1 动态压力对凝胶稳定性的影响 Table 1 Influences of dynamics pressure on the stability of gel

实验结果表明，泄压候凝WY-1岩心封堵率均高于憋压候凝WY-2岩心。在驱替36 PV后WY-1岩心封堵率为91.5%，比WY-2岩心封堵率高出11.1%，且WY-2岩心随反向驱替倍数的增加，封堵率有较大幅度的下降。因此，憋压候凝对凝胶封堵性具有较大程度的影响，即动态压力的存在对堵水效果影响较大。这是因为动态压力使得凝胶在地层中处于运动状态，其成胶时间变长，且在安装投产后，部分凝胶未完全成胶，综合堵水效果变差，即降水幅度降低、有效期缩短。

将真实砂岩微观模型WYZ-1和WYZ-2抽真空后饱和地层水3 h，然后向微观模型中注入一定体积的HV高强度凝胶，并注入少量清水顶替；后续分别按照泄压和憋压2种方式候凝24 h，反向注入地层水驱替微观模型，观测凝胶形态随驱替的变化。实验结果如图 1和图 2所示。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 微观模型WYZ-1水驱前、后状态 Fig. 1 State diagrams before and after water flooding of WYZ-1

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 微观模型WYZ-2候凝前、后状态 Fig. 2 State diagrams before and after gelling of WYZ-2

通过图 1与图 2对比，从微观模型WYZ-1和WYZ-2观察得到，在泄压后的候凝微观模型中，WYZ-1凝胶状态比较完整，边界清晰，而在憋压候凝微观模型中，凝胶发生缓慢移动，凝胶边界颜色变淡、模糊，且凝胶分散面积变大，有部分孔隙凝胶不能完全充满，只在岩石颗粒表面分布。水驱之后，在WYZ-1微观模型中，凝胶整体性较好，凝胶边缘在驱替过程中变化不明显，成胶形态完好，而在WYZ-2微观模型中，边缘凝胶颜色变淡，凝胶内部颜色较为稳定，成胶形态不完整。可见，泄压候凝凝胶整体性好，凝胶边缘及凝胶整体强度高，而憋压候凝凝胶稳定性较差，边缘易被冲刷，抗剪切作用弱，凝胶整体强度弱。

因此，从不同压力条件下的微观模型成胶可以得出：当凝胶在岩石孔缝及交联成胶过程中，动态压力的存在会降低边缘凝胶的稳定性和抗剪切能力，从而降低成胶强度，减弱凝胶成胶后的封堵性能。

为减小管柱内动态压力及地层因素对凝胶整体性能的影响，可在不影响凝胶性能和保证现场施工安全的前提下，大大缩短凝胶的成胶时间，即在凝胶注入地层后使其快速成胶。凝胶堵剂随黏度的急剧增加，在管柱动态压力作用下基本不发生运移，其凝胶的完整性不受影响，这就增加了凝胶堵剂在地下成胶的可靠性，同时减小了地层因素对凝胶的影响。经室内研制得到一种LCR促进剂，它可大幅缩短HV高强度凝胶堵剂的成胶时间。

为优选HV凝胶体系中LCR促进剂的最佳浓度，在原有凝胶配方的基础上，分别添加质量浓度为0.004%，0.008%，0.012%和0.014%的LCR促进剂进行4组优选实验。这4组实验按照配方配定400 mL改进型HV凝胶放于密封烧杯，置于55 ℃水浴锅中，测定成胶时间和强度，并将其作为评价标准（图 3）。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 LCR促进剂对HV高强度凝胶堵剂的影响 Fig. 3 Influences of LCR promoter on HV high-strength gel blocking agent

从图 3可以看出：在HV高强度凝胶堵剂配方中不添加LCR促进剂时，刚开始黏度增加幅度较小，8 h后大幅上升，最终成胶时间为14 h；在添加一定量的LCR促进剂时，成胶时间大幅缩短，凝胶黏度上升，当LCR促进剂质量浓度大于0.012%时，该趋势变缓；当LCR促进剂质量浓度达到0.014%时，3 h后凝胶黏度急剧上升，6 h达到最大，后续由于凝胶脱水收缩而强度降低。最终，优选出LCR促进剂的质量浓度为0.012%。该凝胶体系从3 h开始黏度急剧上升，5 h后强度达299 450 mPa·s，且随时间的增加凝胶强度具有一定的上升空间，凝胶稳定，没有脱水现象，符合优选条件。

为研究改进型HV高强度凝胶体系经老化作用后的稳定性，将3.1中优选的凝胶配制400 mL，放置密封在55 ℃的水浴环境中老化90 d，观察凝胶状态并测取黏度值（表 2）。

表 2(Table 2)

表 2 改进型HV高强度凝胶稳定性评价结果 Table 2 Evaluation results of stability of modified HV high-strength gel 时间/d 黏度/mPa·s 凝胶状态 10 300 214 完整，未脱水 20 300 202 完整，未脱水 30 300 187 完整，未脱水 40 300 169 完整，未脱水 50 300 151 完整，未脱水 60 300 140 完整，未脱水 70 300 121 完整，未脱水 80 300 117 完整，未脱水 90 300 106 完整，未脱水

下载CSV 表 2 改进型HV高强度凝胶稳定性评价结果 Table 2 Evaluation results of stability of modified HV high-strength gel

结果表明，经过长时间的静态老化作用，凝胶黏度基本维持稳定，90 d后的凝胶强度测定为300 106 mPa·s，满足现场需求，且凝胶长时间老化未发生脱水，状态保持完整。因此，改进型HV高强度凝胶体系具有良好的稳定性，抗老化能力强，可满足实际需求。

根据改进后的配方配置凝胶溶液500 mL待用，选取与WY-1和WY-2在同一岩心柱上的岩心WY-3，参照2.1实验方法，不泄压候凝，最终反向驱替计算得到封堵率，并评价其耐剪切性（表 3）。

表 3(Table 3)

表 3 动态压力对改进型HV高强度凝胶性能的影响 Table 3 Influences of dynamic pressure on modified HV high-strength gel 样品 岩心封堵率/ % 4 PV 8 PV 12 PV 16 PV 20 PV 24 PV 28 PV 32 PV 36 PV WY-3 95.4 94.9 94.5 94.1 93.8 93.7 93.5 93.4 93.3

下载CSV 表 3 动态压力对改进型HV高强度凝胶性能的影响 Table 3 Influences of dynamic pressure on modified HV high-strength gel

表 1与表 3对比可知，改进后的凝胶配方封堵能力得到增强，在反驱36 PV后封堵率为93.3%，比未改进配方的80.4%高出12.9%。分析认为，改进后的配方成胶时间短，模拟压力作用下凝胶基本不发生运移，凝胶成胶强度高，同时岩心封堵率较WY-1岩心放压候凝情况下的91.5%高出1.8%。这是由于凝胶堵剂在短时间内黏度大幅上升并成胶，减弱了地层水的稀释及流经岩石表面的吸附，使得改进型HV高强度凝胶体系具有较强的抗剪切能力，有效抑制了不同流体的剪切冲刷作用，符合实际需求。

由于改进后的凝胶成胶时间较短，施工现场一般采用2个10 m³的自搅拌水池进行交替配液施工，考虑施工时可能出现的最低排水量（5 m³/h），凝胶必须在地面水池温度条件下2 h不发生稠化。为保证正常泵注施工，将配置好的凝胶溶液放入恒温箱（30 ℃）中，模拟地面水池最高温度，静置养护观察，并测取黏度值（图 4）。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 地面温度下改进型HV高强度黏度的变化 Fig. 4 Change of viscosity of modified HV high-strength gel at the formation temperature

从图 4可以看出：在3 h前凝胶黏度上升幅度很小，相比初始黏度（30 mPa·s）变化不大，改进型HV高强度凝胶体系在开始时间内流动能力强，便于施工过程中的注入。按最低排水量5 m³/h计算，泵注地面搅拌池内10 m³堵剂需2 h。可见，在凝胶较大幅度稠化前已经泵注完毕，可满足实际施工要求。

在施工过程中已经泵注到地层的凝胶堵剂，在油藏平均温度为55 ℃的环境下，其动态成胶时间关系到施工的安全性，一般整个堵水作业最长施工时间为7 h。考虑到泵注过程中可能出现的最低注入速度，估算油藏中的平均流速为0.20 m/h，凝胶溶液在油藏孔隙中流动剪切速率大约为40 s^-1。为此，将70 mL凝胶溶液置入规定容器中，前7 h维持剪切速率为40.23 s^-1（模拟凝胶泵注过程受到的剪切作用），7 h后剪切速率为2.08 s^-1（模拟动态压力的剪切作用）。设置容器环境温度为55 ℃，并隔一段时间测取黏度值，观察在动态剪切下凝胶的成胶状况（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 剪切速率对改进型HV高强度凝胶性能的影响 Fig. 5 Influence of shear rate on ability of modified HV high-strength gel

由图 5可知：在剪切速率为40.23 s^-1的剪切作用下，凝胶黏度没有大幅增加，中间有一段小幅降低，在8 h后凝胶黏度达到50 mPa·s，较起始黏度增加幅度较小，可满足现场泵注施工需求。当剪切速率大幅下降后，施工结束，凝胶黏度急剧上升，过渡时间约为2 h，在10 h时凝胶强度为287 944 mPa· s，基本完全成胶。虽然较静态凝胶强度有所降低，但仍可满足矿场封堵和施工过程的安全要求。

根据现场油井生产动态，筛选了一口延10生产井，该井初始产量高，油层较厚，生产时间短，具有较好的增油潜力。油井基本数据如表 4所列。

表 4(Table 4)

表 4 WQ-116油井基本数据 Table 4 Basic data of well WQ-116 井号 层位 射孔井段/m 深度/m 渗透率/mD 孔隙度/% 含油饱和度/% 产液/m3 产油/m3 初始 目前 初始 目前 WQ-116 延10 1 746~1 748 1 745.9~1 760.9 29.7 11.8 33.1 15 11.5 10 0.69

下载CSV 表 4 WQ-116油井基本数据 Table 4 Basic data of well WQ-116

用改进后的HV高强度凝胶堵剂对该井实施堵水作业，具体施工工艺过程如下：①清水大排量洗井至进出口水质一致，并用活性水20 m³大排量挤注，清洗地层，减小油污对凝胶堵剂的影响；②注入改性聚合物主剂溶液，减小地层水对后续凝胶堵剂的稀释；③以恒排量15 m³/h向地层泵注改进型HV高强度凝胶堵剂；④清水顶替，将施工管柱中凝胶堵剂顶替进地层，防止管柱内成胶；⑤关井候凝48 h。具体工作液用量以及配方如表 5所列。

表 5(Table 5)

表 5 工作液用量及配方 Table 5 Dosage and formula of working fluid 工作液 配方 用量/m3 活性水 0.4% JFC 20 前置液 0.8%改性聚合物主剂 20 改进型HV高强度凝胶堵剂 0.8%改性聚合物主剂+ 5.5%低聚酚醛树脂交联剂+ 0.03%助剂+ 0.012% LCR促进剂 100 顶替液 清水 10

下载CSV 表 5 工作液用量及配方 Table 5 Dosage and formula of working fluid

候凝结束后第3 d按设计安装投产，经过5 d排液后见油，且含水一直下降，直至15 d后稳定，措施井生产曲线如图 6所示。总体平均含水较作业前的94%下降了37.8%，含水下降明显；措施井平均日产油为3.47 t，较作业前的0.58 t日增油2.89 t，增油效果显著；作业后措施井整体产量较为稳定，到目前有效期已达9个月，取得了非常好的增油、降水效果。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 措施井（WQ-116）生产曲线 Fig. 6 Production curves of well WQ-116 after measure

（1）提出并验证了关井后管柱内动态压力对堵水效果的影响。在岩心实验中，憋压候凝岩心封堵率较泄压候凝岩心封堵率低，且在驱替36 PV后相差11.1%。对真实砂岩微观模型机理进行研究，认识到在憋压候凝的动态压力作用下，注入的凝胶堵剂会产生移动，导致凝胶边界受到地层水的稀释，凝胶过度分散，部分孔隙堵剂未完全填充只分布在岩石颗粒表面；泄压候凝的微观模型凝胶不产生移动，胶体完整，驱替后的泄压候凝微观模型凝胶整体颜色稳定，抗剪切性强，而憋压候凝微观模型凝胶边缘颜色逐渐变淡，即凝胶冲刷失效。

（2）在添加室内自制的LCR促进剂的基础上，优化得到了改进型HV高强度凝胶堵水技术，该技术成胶强度高，长达90 d依然保持稳定，2 h过渡时间内快速成胶，可大幅提高成胶速度，具有一定的抗剪切能力。同时，对施工安全性进行了评价，均能达到施工要求。

（3）通过改进型HV高强度凝胶堵水技术现场作业后，措施井（WQ-116井）最高降水幅度可达37.8%，平均日增油2.89 t，有效期到目前为9个月，效果十分显著。