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摘要：针对春风油田排6南高含水的问题，研发了适合热采水平井的耐高温复合凝胶堵水剂，其配方主要由0.3%聚丙烯酰胺+3.5%交联剂+7.0%添加剂A+13%添加剂B组成。室内研究表明复合体系具有良好的耐温度性、耐盐性、热稳定性、调剖性能以及封堵性能等。现场取得了良好的增油效果。
关键词：高温凝胶；氮气泡沫；堵水；水平井；春风油田
春风油田排6南区埋深410m～620m，油藏温度下脱气原油粘度19683mPa·s，油层厚度4～10m，孔隙度35%，渗透率5000～8000×10-3um2，主要采用水平井精密滤砂管方式完井，辅助蒸汽吞吐开采。春风油田为强边底水侵驱稠油油藏，如何有效的治理高含水，成为春风油田稳产的重要手段。
1 复合凝胶体系优化
复合凝胶堵水体系由聚丙烯酰胺、交联剂、添加剂A和添加剂B组成，属于耐温抗盐堵剂。聚丙烯酰胺，注入过程中，对油和水有不同的流动阻力，起到选择性堵水。添加剂A由富含单宁的植物原料经水浸提和浓缩、磺化引入磺酸基（—SO3H）的反应过程制得的粉状物质，水解后可得到多元酚羧酸。交联剂为醛类，主要是来交联聚合物、添加剂A水解的多元酚，形成酚醛类树脂、醛类交联聚合物，进一步缩聚形成成胶耐温体系；添加剂B是耐温水溶膨胀的无机材料，提供复合体系的骨架，增强复合体系的强度，使复合体系具有更强的耐冲刷能力[1-3]。
1.1 复合凝胶体系配方优化
（1）聚丙烯酰胺/交联剂浓度的影响
选定交联剂3.0%+添加剂A8.0%+添加剂B13.0%，改变水解聚丙烯酰胺的浓度，放入70℃的水浴进行实验表明：随着聚丙烯酰胺浓度的增加，胶体强度增强，成胶时间缩短（表1）。选取聚丙烯酰胺浓度为0.25～0.30%。
根据结果，选定聚丙烯酰胺0.3%+添加剂A8.0%+添加剂B13.0%，改变交联剂的浓度，进行成胶实验表明：随着交联剂浓度的增加，胶体强度增强增加，成胶时间缩短（表2），选取交联剂浓度为3.5%。
（2）添加剂A/添加剂B浓度的影响
选定聚丙烯酰胺0.3%+交联剂3.5%+添加剂B13.0%，改变添加剂A的浓度，进行成胶实验表明：随着添加剂A浓度增加，胶体强度增强，成胶时间变化不大（表3），选取添加剂A的浓度为7.0%。
根据结果，选定聚丙烯酰胺0.3%+交联剂3.5%+添加剂A7.0%，改变添加剂B的浓度，进行成胶实验。表明：随着添加剂B浓度增加，成胶时间变化不大，胶体强度增强，当添加剂浓度大于13.0%后，堵水强度下降 （表4）。选取添加剂B的浓度为13%。
确定体系配方：0.3%聚丙烯酰胺+3.5%交联剂+7.0%添加剂A+13%添加剂B。
1.2 温度/矿化度对复合凝胶体系成胶时间/强度的评价
复合堵水体系在不同温度和矿化度下进行成胶实验表明：随着温度升高，胶凝时间急剧缩短，胶体强度增大（表5）；随着矿化度浓度增大，成胶时间和胶体强度均变化不大，说明堵剂耐盐性较好（表6）。
1.3 复合凝胶体系热稳定性评价
將复合堵水体系放入280℃的恒温箱中进行强度测试表明，配方堵剂热稳定性很好，在高温环境，胶体强度不变（表7）。
1.4 复合凝胶体系封堵性能评价
采用岩心流动实验装置，在130℃恒温箱中进行水驱，监测突破压力封堵率等参数。1号为单管岩心封堵实验，2号为并联岩心封堵实验（表8、图2）。
1）单管岩心后续水驱封堵率99.01%，水驱近10PV后残余阻力系数为95.88；并联岩心后续水驱封堵率为98.29%，水驱5PV后残余阻力系数为58.31；可见复合凝胶体系具有较好的封堵率和耐冲刷性能。
2）从并联岩心分流曲线可知，注复合体前高、低渗岩心分流率均为95%，注复合体系后，高渗岩心分流率为10%，低渗岩心分流率为90%，水驱7pv后，高、低渗岩心分流率保持不变；可见复合凝胶体具有良好的调剖性能和封堵性能。
2 现场试验
2015年在P6-P39井上开展了热采水平井氮气泡沫复合凝胶堵水技术现场试验。复合凝胶堵水剂体系分两段注入330m3，关井侯凝72h，注入氮气泡沫辅助蒸汽吞吐段塞。实施前该井高含水99%；堵水后峰值日产液38.6m3/d，日产油22.9t/d，含水40.6%，含水下降59.4%（图2）。
3 结论
1）优选的复合凝胶堵水体系具有良好的温度、矿化度、热稳定性、调剖和封堵性能。
2）现场应用效果表明，能够有效的封堵水窜、汽窜通道，提高了热采井吞吐效果，具有良好的降水增油效果。
参考文献：
[1]王斌.高含水油井堵水用复合颗粒堵剂[J].油田化学，2002.19（3）230-232.
[2]刘翔鹗.油田堵水技术论文集[M].北京：石油工业出版社，1998：94.
[3]刘一江 王香增.化学调剖堵水技术[M]. 北京：石油工业出版社，1999：127.
作者简介：杨胜利，男（1981-），在中石化胜利油田石油工程技术研究院从事油气田开发技术工作.
关键词：高温凝胶；氮气泡沫；堵水；水平井；春风油田
春风油田排6南区埋深410m～620m，油藏温度下脱气原油粘度19683mPa·s，油层厚度4～10m，孔隙度35%，渗透率5000～8000×10-3um2，主要采用水平井精密滤砂管方式完井，辅助蒸汽吞吐开采。春风油田为强边底水侵驱稠油油藏，如何有效的治理高含水，成为春风油田稳产的重要手段。
1 复合凝胶体系优化
复合凝胶堵水体系由聚丙烯酰胺、交联剂、添加剂A和添加剂B组成，属于耐温抗盐堵剂。聚丙烯酰胺，注入过程中，对油和水有不同的流动阻力，起到选择性堵水。添加剂A由富含单宁的植物原料经水浸提和浓缩、磺化引入磺酸基（—SO3H）的反应过程制得的粉状物质，水解后可得到多元酚羧酸。交联剂为醛类，主要是来交联聚合物、添加剂A水解的多元酚，形成酚醛类树脂、醛类交联聚合物，进一步缩聚形成成胶耐温体系；添加剂B是耐温水溶膨胀的无机材料，提供复合体系的骨架，增强复合体系的强度，使复合体系具有更强的耐冲刷能力[1-3]。
1.1 复合凝胶体系配方优化
（1）聚丙烯酰胺/交联剂浓度的影响
选定交联剂3.0%+添加剂A8.0%+添加剂B13.0%，改变水解聚丙烯酰胺的浓度，放入70℃的水浴进行实验表明：随着聚丙烯酰胺浓度的增加，胶体强度增强，成胶时间缩短（表1）。选取聚丙烯酰胺浓度为0.25～0.30%。
根据结果，选定聚丙烯酰胺0.3%+添加剂A8.0%+添加剂B13.0%，改变交联剂的浓度，进行成胶实验表明：随着交联剂浓度的增加，胶体强度增强增加，成胶时间缩短（表2），选取交联剂浓度为3.5%。
（2）添加剂A/添加剂B浓度的影响
选定聚丙烯酰胺0.3%+交联剂3.5%+添加剂B13.0%，改变添加剂A的浓度，进行成胶实验表明：随着添加剂A浓度增加，胶体强度增强，成胶时间变化不大（表3），选取添加剂A的浓度为7.0%。
根据结果，选定聚丙烯酰胺0.3%+交联剂3.5%+添加剂A7.0%，改变添加剂B的浓度，进行成胶实验。表明：随着添加剂B浓度增加，成胶时间变化不大，胶体强度增强，当添加剂浓度大于13.0%后，堵水强度下降 （表4）。选取添加剂B的浓度为13%。
确定体系配方：0.3%聚丙烯酰胺+3.5%交联剂+7.0%添加剂A+13%添加剂B。
1.2 温度/矿化度对复合凝胶体系成胶时间/强度的评价
复合堵水体系在不同温度和矿化度下进行成胶实验表明：随着温度升高，胶凝时间急剧缩短，胶体强度增大（表5）；随着矿化度浓度增大，成胶时间和胶体强度均变化不大，说明堵剂耐盐性较好（表6）。
1.3 复合凝胶体系热稳定性评价
將复合堵水体系放入280℃的恒温箱中进行强度测试表明，配方堵剂热稳定性很好，在高温环境，胶体强度不变（表7）。
1.4 复合凝胶体系封堵性能评价
采用岩心流动实验装置，在130℃恒温箱中进行水驱，监测突破压力封堵率等参数。1号为单管岩心封堵实验，2号为并联岩心封堵实验（表8、图2）。
1）单管岩心后续水驱封堵率99.01%，水驱近10PV后残余阻力系数为95.88；并联岩心后续水驱封堵率为98.29%，水驱5PV后残余阻力系数为58.31；可见复合凝胶体系具有较好的封堵率和耐冲刷性能。
2）从并联岩心分流曲线可知，注复合体前高、低渗岩心分流率均为95%，注复合体系后，高渗岩心分流率为10%，低渗岩心分流率为90%，水驱7pv后，高、低渗岩心分流率保持不变；可见复合凝胶体具有良好的调剖性能和封堵性能。
2 现场试验
2015年在P6-P39井上开展了热采水平井氮气泡沫复合凝胶堵水技术现场试验。复合凝胶堵水剂体系分两段注入330m3，关井侯凝72h，注入氮气泡沫辅助蒸汽吞吐段塞。实施前该井高含水99%；堵水后峰值日产液38.6m3/d，日产油22.9t/d，含水40.6%，含水下降59.4%（图2）。
3 结论
1）优选的复合凝胶堵水体系具有良好的温度、矿化度、热稳定性、调剖和封堵性能。
2）现场应用效果表明，能够有效的封堵水窜、汽窜通道，提高了热采井吞吐效果，具有良好的降水增油效果。
参考文献：
[1]王斌.高含水油井堵水用复合颗粒堵剂[J].油田化学，2002.19（3）230-232.
[2]刘翔鹗.油田堵水技术论文集[M].北京：石油工业出版社，1998：94.
[3]刘一江 王香增.化学调剖堵水技术[M]. 北京：石油工业出版社，1999：127.
作者简介：杨胜利，男（1981-），在中石化胜利油田石油工程技术研究院从事油气田开发技术工作.