无机硅酸凝胶SC-1的封堵特性室内实验评价

侯永利,赵仁保,岳湘安

(1.中海油田服务股份有限公司生产事业部,天津塘沽 300450; 2.中国石油大学(北京)提高采收率研究中心,北京 102249)

无机硅酸凝胶SC-1的封堵特性室内实验评价

侯永利1,赵仁保2,岳湘安2

(1.中海油田服务股份有限公司生产事业部,天津塘沽 300450; 2.中国石油大学(北京)提高采收率研究中心,北京 102249)

针对渤海油田老区块增油控水的现状,提出在海上油田使用无机硅酸凝胶SC-1调剖体系。室内实验结果表明,该凝胶体系的封堵效率可以达到89%以上,其封堵稳定性与渗透率有关,在渗透率为7.95μm2时,经过23 PV水冲刷后,封堵效率仍然可以达到99.24%,但是在渗透率为0.152μm2时,经过22 PV水冲刷后,封堵效率仅为4.13%。在平面非均质并联管实验中,该体系能够高效封堵高渗水层,改善纵向矛盾,提高高、低渗层的采收率,分别为4.92%和6.45%。结合无机凝胶的污染小、成本低的特点,此凝胶体系在海上油田有很广阔的应用前景。

无机硅酸钠;CO2;调剖;采收率

我国大多数油藏的前期都经过了长期水驱冲刷,在油藏中形成众多突进或者窜流通道,导致高渗透率地带的含油饱和度极低,低渗透地带的原油却无法采出,进而影响采收率。稳油控水是海上油气田延长生产寿命并提高原油采收率的主要途径,调剖堵水又是稳油控水的主要措施之一。渤海油田主要作业区层间非均质性强,渗透率差异大,油水黏度比大,各小层、各防砂段吸水不均匀,随着开采过程的进行,产油量下降快,含水上升速度加快,因此很有必要采用调剖手段封堵高渗层和窜流通道进而提高原油采收率。目前,注水井调剖主要有机械调剖和化学调剖,海上油田以分层注水机械调剖为主,但是机械调剖一般用于窜层比较明显的水窜情况,且无法实现深部有效调剖。随着海上油田含水率的上升和提高采收率的更高要求,化学调剖是实现区块调剖的重要手段。

结合目前国际温室气体减排压力[1-2]和海洋作业环境要求,很有必要从无机凝胶角度实现注水井调剖。本文通过使用CO2气体作为活化剂与无机硅酸钠溶液反应生成无机硅酸凝胶实现稳油控水。CO2气体一方面作为活化剂促使无机硅酸钠溶液胶凝,一方面还可以使稠油降黏、原油膨胀,从而实现调驱的目的。

1 实验

1.1 SC-1无机硅酸凝胶成胶机理

无机硅酸凝胶是由无机硅酸溶胶转变而成的一种失去流动性的凝胶体系,根据形成溶液的pH值可以分为酸性硅酸凝胶和碱性硅酸凝胶。陆庆玮[3]等人认为,在碱性或微酸性(pH>2)溶液中,生成的硅酸胶体颗粒由带负电荷转变为带正电荷,胶粒因带同性电荷而相斥,形成相对稳定的溶胶,经过一定时间的静置,溶胶转变成凝胶。当CO2气体被作为活化剂与硅酸钠溶液反应时,由于CO2气体的高压、酸性特点,硅酸根离子与CO2水溶液电离出的H+结合生成单硅酸,形成的单硅酸中的硅原子再与OH-离子聚合形成二聚物或者三聚物。聚合链继续下去,形成多聚硅酸的胶粒子。胶粒粒子进一步长大,形成硅酸凝胶。由于无机硅酸凝胶胶凝时间很短,因此建议在现场应用中可采用隔离段塞交替注入的方式。

1.2 实验材料和仪器

硅酸钠母液(浓度40%,密度1.36 g/cm3,模数2.8～3.2,河北廊坊广山精细化工有限公司), CO2(北京海谱气体公司,纯度99.9%),人造岩心(自制),蒸馏水(自制),石英砂(40～60目,160～200目)。

岩心夹持器(江苏海安石油设备有限公司),回压阀(江苏海安石油设备有限公司),2PB-00C平流泵(北京卫星制造厂),压力传感器(量程范围内精度为±0.25%),手动压力泵(江苏海安石油设备有限公司),电子天平(日本SHIMADZU公司,精度达±0.1 mg),活塞式中间容器(江苏海安石油设备有限公司),填砂管(Φ25 mm×300 mm)

1.3 SC-1无机硅酸凝胶封堵能力评价实验

实验在岩心流动实验装置(图1)进行,抽真空,饱和水,水测渗透率;注入堵剂溶液,直至溶液浸满岩心;为避免溶液由于重力下沉没有波及到岩心上沿,在堵剂注入后期憋压,以保证溶液全部波及到岩心;关闭岩心夹持器出口,低速注入CO2气体,保证体系能够在CO2的高压环境下反应成胶;静置12 h,水测堵后岩心渗透率;为避免由于压力突降造成的岩体或者胶体结构的破坏,且能增加物理模拟与油藏环境的相似系数,在夹持器出口端增加与反应压力环境相同的回压环节。实验参数:成胶温度45℃,成胶时间12 h,反应压力4 MPa,回压4 MPa,注入堵剂体积1 PV。

图1 岩心流动实验装置Fig.1 Core flow experimental equipments

1.4 SC-1无机硅酸凝胶封堵稳定性实验

本实验从凝胶体系在长期水冲刷的条件下评价了凝胶的稳定性。通过测定填砂管在封堵前后的水测渗透率,然后通过渗透率的下降程度来决定封堵效果;再以一定的流速长期反向水驱,测定渗透率,以此判断此体系的封堵稳定性,实验分别采用封堵后的填砂模型(渗透率较高)和压制模型(渗透率较低)作为研究对象。具体实验过程如下:

多孔介质抽真空、饱和水;水驱,待驱替压力稳定后,计算其水测渗透率;注入体系溶液,低速注入CO2气体,候凝12 h;反向长期水驱并计算渗透率。

1.5 SC-1无机硅酸凝胶选择性封堵实验

封堵选择性决定着此无机封窜体系进入高渗层的能力以及对低渗层的伤害程度,亦即封堵大孔道的能力,这对于无机硅酸凝胶调剖有很好的参考价值和借鉴意义。本实验用30 cm填砂管并联模拟实际油藏条件下平面上的非均质情况,其中高渗管采用40～60目的石英砂,低渗管采用160～200目的石英砂填充。分别将两根填砂管饱和水,水测渗透率。将煤油注入到填砂管中,直至出口100%为煤油;将0.35 PV的SC-1溶液注入到高、低渗并联填砂管中,通过出油水体积来计量SC-1的分流率;在填砂管中缓慢注入CO2气体并通过回压阀使砂管内反应压力保持在2 MPa,反应时间12 h,水测渗透率。改变注入顺序,研究了两种注入方式下SC-1和CO2体系的封堵效果。

1.6 SC-1无机硅酸凝胶封窜驱油实验

在并联管实验中,水驱至双管不出油时,采用先注入SC-1,后注入CO2气体的方式注入凝胶体系,考察了凝胶对于高、低渗填砂管的封堵效果以及提高采收率情况,实验过程同上实验。恒温箱温度60℃,反应压力2.4 MPa;SC-1凝胶溶液0.35 PV。

2 实验结果与分析

在室内实验中,通常选择封堵效率S作为凝胶封堵强度的一个判断指标。封堵效率S表示封堵前后渗透率的下降程度,其计算式如下:

式中:S为封堵率;K0为注入凝胶前的水测渗透率,μm2;K1为凝胶胶凝后的水测渗透率,μm2。

2.1 SC-1无机硅酸凝胶封堵能力

实验结果(表1)表明,在特定岩心和渗透率范围之内,此凝胶能够大幅度地降低岩心渗透率,即有效地限制了注入水指进,且封堵效果随着堵剂溶液浓度的增大而愈发明显,封堵效率可以达到89%以上。无机凝胶封堵的主要机理是硅酸凝胶以颗粒的形式分布在大孔道或者窜流通道中,限制驱替流体的运移。由于体系具有“易分散”的性质,导致体系在实验封堵过程中出现封堵强度不是很高的现象,因此该凝胶在调剖作业中能够保持“堵而不死”的特性。

表1 不同浓度SC-1体系封堵效果Tab.1 Plugging efficiency of SC-1 gel systems with different concentrations

2.2 SC-1无机硅酸凝胶封堵稳定性

凝胶的封堵稳定性是凝胶封堵能力之外评价凝胶性能的又一个重要指标。稳定性越强,凝胶体系作用的有效期越长。

就填砂模型而言,体系成胶前填砂管水测渗透率为7.95μm2,孔隙体积为43 mL,封堵后水测渗透率为0.055μm2,其封堵效率为99.31%,说明封堵体系在此渗透率条件下具有很好的封堵能力。以流量为0.4 mL/min的流速向填砂管中反向注入1 000 mL水,水测渗透率最后稳定在0.060μm2左右,封堵效率为99.24%,说明此体系在注入23 PV水后,仍具有很强的稳定性和抗冲刷能力,从图2可以看出,经过41 h的冲刷,此体系仍能保持良好的封堵性能(中间凸起部分为换水环节)。

就压制模型而言,岩心封堵前后的水测渗透率分别为0.152μm2和0.016μm2,封堵效率为89.78%。以0.5 mL/min的流速向岩心中不间断注入模拟地层水评价封堵稳定性,实验主要通过岩心两端的驱替稳定压差的变化评价凝胶体系在水冲刷后的稳定性(图3)。结果表明,随着注入水量的增加,凝胶体系受到不间断的冲刷,考虑到无机凝胶的溃散性,因此凝胶的结构遭到破坏,从而导致稳定压力逐渐降低。

通过上述不同模型的稳定性评价实验同样可以发现,SC-1无机硅酸凝胶对于多孔介质的封堵能力及其稳定性与多孔介质的结构以及渗透率有关。根据SY/T6285—1997中关于岩石渗透率的分类方法,我们认为,SC-1无机硅酸凝胶对于特高渗多孔介质或者裂缝窜流通道的封堵稳定性很强,在渗透率为7.95μm2时,经过23 PV水冲刷后,封堵效率仍然可以达到99.24%,但是在中渗多孔介质中,SC-1无机硅酸凝胶在长期水冲刷条件下的封堵稳定性越来越低,在渗透率为0.152μm2时,经过22 PV水冲刷后,封堵效率仅为4.13%。因此,该凝胶体系对于渗透率的选择性较为明显,能够有效稳定封堵高渗层或者裂缝通道,且对中低渗层的封堵作用随着注水时间的延长逐渐削弱,因而有利于低渗层储量的动用。

图2 SC-1无机硅酸凝胶封堵后凝胶稳定性研究Fig.2 The plugging stability of SC-1 gel system

图3 累计注入水对于凝胶稳定性的影响Fig.3 The effect of accumulative injected water on gel stability

2.3 SC-1无机硅酸凝胶封堵选择性

根据CO2在水油中溶解度及与SC-1的反应特性的差别,对CO2和SC-1体系的选择性封堵性能进行了初步评价。

(1)注入顺序为SC-1和CO2,实验结果见表2。第1次SC-1注入量为0.35 PV,其中高渗管中进入0.29 PV,低渗管中进入0.06 PV。水驱油后高渗管中残余油饱和度为16.7%,低渗管中残余油饱和度为44.7%。第2次SC-1注入量为0.35 PV,其中高渗管中进入0.25 PV,低渗管中进入0.10 PV。水驱油后高渗管中残余油饱和度为35.3%,低渗管中残余油饱和度为43.8%。

(2)注入顺序为CO2和SC-1,实验结果见表3。第1次SC-1注入量为0.35 PV,其中高渗管中进入0.24 PV,低渗管中进入0.11 PV。水驱油后高渗管中残余油饱和度为18.8%,低渗管中残余油饱和度为11.6%。第2次SC-1注入量为0.35 PV,其中高渗管中进入0.22 PV,低渗管中进入0.13 PV。高渗管中残余油饱和度为32.9%,低渗管中残余油饱和度为19.6%。

表2 SC-1和CO2体系选择性封堵实验结果Tab.2 The selective plugging effect of SC-1/CO2gel system

表3 CO2和SC-1体系选择性封堵实验结果Tab.3 The selective plugging effect of CO2/SC-1 gel system

从表2和表3可以看出,两种注入方式下CO2和SC-1体系对高渗层都有较强的封堵效果,平均封堵率可以达到97.5%,因此注入方式对于凝胶强度的影响甚微。由表2可以看出,当水驱后低渗管内的残余油饱和度高于高渗管时,注入凝胶体系后,凝胶对低渗管并没有形成有效的封堵,反而出现渗透率略微增大的现象。但是当水驱后低渗管内的残余油饱和度低于高渗管时(表3),注入凝胶体系后,凝胶对于低渗管的平均封堵效率达到了87.4%。渤海油田特别是高孔高渗油田,由于层间非均质性严重,水沿高渗层突进,导致低渗层的大量残余油无法开采,通过注入SC-1无机凝胶可以有效封堵高渗透水窜层,使得后续流体转向进入低渗透层,解决了非均质油藏由于层间矛盾导致水驱开发效率低的问题。

2.4 SC-1无机硅酸凝胶调剖驱油实验

实验结果见表4。从中可以看出,该封堵体系能够有效地调整平面矛盾,对高渗层的封堵效率达到了97.11%,且调整矛盾后,能够有效地提高高、低渗层的原油采收率,分别达到4.92%和6.45%。结合渤海油田老油田稳水增油技术的现状及无机硅酸凝胶的“低本高效”,采用该无机硅酸凝胶实现调剖增油有很好的发展潜力。

表4 无机硅酸凝胶在并联填砂管中调剖驱油实验Tab.4 The profile control and flooding effect of SC-1 gel system in parallel sand packs

3 结论与建议

(1)SC-1无机凝胶在多孔介质中以颗粒的形式的存在,极大地限制了驱替流体的流动,从而有效地控制了驱替相的流度。通过实验表明,采用SC-1凝胶可以使岩心的封堵效率达到89%以上,但是由于体系本身的溃散性,封堵强度有待提高。

(2)稳定性实验表明,SC-1无机硅酸凝胶对于特高渗多孔介质或者裂缝窜流通道的封堵稳定性很强,在渗透率为7.95μm2时,经过23 PV水冲刷后,封堵效率仍然可以达到99.24%,但是在中渗多孔介质中,SC-1无机硅酸凝胶在根据其水冲刷条件下的封堵稳定性越来越低,在渗透率为0.152μm2时,经过22 PV水冲刷后,封堵效率仅为4.13%,并且SC-1无机凝胶具有很好的油水选择性,含油饱和度越高,凝胶强度越弱;

(3)SC-1无机凝胶能够有效地调整平面矛盾,对高渗层的封堵效率达到了97.11%,且能够有效地提高高、低渗层的原油采收率,分别达到4.92%和6.45%。

[1]Caldeira K,Rau G H.Accelerating carbonate dissolution to sequester carbon dioxide in the ocean:Geochemical implications [J].Geophysical Research Letters,2000,27(2):225-228.

[2]钱伯章.碳捕捉与封存(CCS)技术的发展现状与前景[J].中国环保产业,2008,(12):57-61.

[3]陆庆玮,王一兵,海尔汉.硅酸凝胶生成条件与机理探讨[J].内蒙古工业大学学报,1994,13(3):17-21.

Experimental evaluations on the plugging performances of SC-1 silicic acid gel system

Hou Yongli1,Zhao Renbao2,Yue Xiang’an2
(1.Production Optimization,China Oilf ield Services Limited,Tanggu,300450;2.Enhance Oil Recovery Research Center,China University of Petroleum,Beijing102249)

A kind of silicic acid gel was developed as a profile control system to increase oil production and control water production in Bohai offshore oilfields.The experiments indicated that the plugging efficiency of the gel system could be above 89%.The retention rate of plugging efficiency was 99.24%and 4.13% respectively corresponding to water measuring permeability of 7.95μm2and 0.152μm2when 23 PV and 22 PV water was injected respectively.Easily getting into high perm eability formation and large pores, increasing with the increase of permeability.In the parallel sand packs,the gel system could preferentially enter high-permeability layer and form effective plugging,which thus improved vertical profile and enhanced oil recovery in the high and low-permeability pack by 4.92%and 6.45%respectively. Considering its low cost and low pollution,the gel system performed great application prospect in offshore oilfields.

silicic acid gel;carbon dioxide;profile control;recovery

book=6,ebook=40

TE357.43

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.048

1008-2336(2010)02-0048-05

2009-12-28;改回日期:2010-01-25

侯永利,1984年生,男,2009年获得中国石油大学(北京)油气田开发工程专业硕士学位,现从事提高采收率工作。E-mail: houyl@cosl.com.cn。