GW高温调剖剂技术应用研究

2015-08-20汪小平潘卫国白文海

精细石油化工进展 2015年6期

顾宏，汪小平，潘卫国，白文海，齐鹏

(1.辽河油田金马油田开发公司，辽宁盘锦 124010;2.丹诺(北京)石油技术服务有限公司，北京 100015)

稠油油田吞吐开发后期采用蒸汽驱开发，由于储层的非均质性、油汽水密度、黏度的差异造成蒸汽超覆、指进、汽窜及层内层间受效不均等矛盾，直接影响蒸汽驱开发效果［1－3］。例如黑帝庙油田蒸汽驱3个井组中12口对应油井存在汽窜迹象，正常生产时12口油井产油96.0 t/d，含水率77.5%，井口温度48.3℃;出现汽窜迹象后，产油为 26.3 t/d，影响产量 69.7 t，含水率上升13.8%，井口温度平均上升7.7℃。针对蒸汽驱生产中对应油井汽窜问题，主要采用高温调剖技术来解决，从调剖机理上主要分为固体颗粒类调剖、高温凝胶类调剖、高温泡沫类调剖。凝胶类调剖剂中聚合物高于90℃后降解严重，限制了其在热采过程中的应用;无机颗粒类高温调剖剂耐高温，但只能在近井地带进行封堵;高温泡沫类调剖剂封堵有效期短，大孔道封堵效果差。随着稠油油藏蒸汽驱开发时间增长，地层非均质性越来越严重，单一调剖体系存在作用时间短、作用效果有限的问题［2，4－5］。对此，我们开展 GW 高温调剖剂研究，解决调剖剂体系耐温性能、封堵性能、调剖有效期和封堵半径。

1 GW高温调剖剂

GW调剖剂由无机复合堵剂组成，配制成悬浮液(长×宽×高)注入地层，通过复合堵剂的选择性进入大孔道，在一定时间固化，并与地层胶结，从而达到调剖封窜目的。

复合堵剂主剂为粉末状无机材料，不溶于水，平均粒径为15 μm;通过增黏剂、稳定剂在水中的悬浮作用使浆体成为稳定的悬浮液，为假塑性流体，具有良好的泵送效果;进入地层后静态黏度提高，有利于封堵，且通过促凝剂和缓凝剂的作用，能有效调节其凝固时间，达到有效封堵目的层作用。调堵液中所有组分均参加化学反应，水也是其中重要的反应物，最终以结晶水形式存在于固化体中，因而固化后体积不会因失水而收缩，最终产物为硅酸盐物质，该物质结晶强度高、胶结紧密。

GW 调剖剂基本性能:密度 1.19～1.20 g/cm3，可泵送时间12 h保持液态(60℃)，固化时间20 h转变为固体(65℃)，稳定性3 h上下密度差为0.01 g/cm3，固化后耐温350℃。

2 实验

2.1 实验条件

实验用油为大庆油田原油，65℃下黏度为9.8 mPa·s。实验用水为大庆油田清水和污水，其离子组成见表1。封堵实验用水为清水，双管并联驱油实验用水为污水。

表1 大庆油田水质分析

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，几何尺寸(长 ×宽 ×高)为15 cm ×4.5 cm ×4.5 cm，为了模拟地层中大孔道形成情况，沿岩心长度方向钻孔，孔深分别为3，6，9 cm，孔径分别为0.8，16.0，25.0 mm，填充石英砂，粒径为35～40目。

驱替实验设备主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。

实验温度:双管并联驱油实验为65℃，其他实验为常温。

2.2 抗压强度测定方法

将GW调剖剂倒入固化模具中，抹上黄油密封，放入65℃恒温水浴中养护一定时间，打开模具，取出固化体，保持2个端面平整，放在试验机上部支承块下面中心位置，下压1 cm时压力为其抗压强度，计算公式如下:

式中，P为试样抗压强度，N/cm2;F为试样下压1 cm时载荷，N;A为试样截面积，cm2。

2.3 封堵实验

分别测定钻孔前后、填砂前后岩心水相渗透率，将钻孔和未钻孔岩心并联，注入GW调剖液，将岩心在实验条件下放置24 h，水驱至注入压力稳定，计算渗透率和封堵率。

2.4 双管并联驱油实验

分别测定钻孔前、填砂后岩心水相渗透率;岩心饱和油，计算含油饱和度;钻孔和未钻孔岩心并联组成模型，水驱至含水率98%;将钻孔岩心注入GW调堵液;将钻孔岩心在实验条件下放置24 h;由钻孔岩心和未钻孔岩心并联组成模型，水驱至含水率98%，计算采收率和分流率。上述实验水驱过程注入速度为0.6 mL/min。

2.5 耐高温性能实验

配制GW调剖液，注入1.0 PV GW调剖液，在120℃下养护48 h，注入2.0 PV清水测定岩心渗透率，将岩心放入高温高压钢瓶中，在300℃恒温箱中加热7 d，注入2.0 PV清水测定水相渗透率，计算封堵率。

3 结果与讨论

3.1 养护时间对抗压强度的影响

配制GW调剖液，养护温度65℃，稠化时间35 h，考察养护时间对其抗压强度的影响，结果见表2。随着养护时间延长，抗压强度增加，从而提高其封堵能力和有效性。

表2 养护时间对抗压强度的影响

3.2 封堵试验结果

封堵试验结果见表3。对于单块岩心，钻孔岩心封堵率高于未钻孔岩心的;对于钻孔岩心，随着孔长度增加，封堵率增加;孔长度相同条件下，随着孔径增加，封堵率增加。对于并联岩心物理模型，当钻孔岩心尺寸为φ25 mm ×9 cm时，候凝24 h，封堵率可达78.1%，表现出较强的封堵能力。

由于调堵液中颗粒不溶于水，且平均粒径为15 μm，因此，调堵液的主剂粒径使其具有自主选择进入大孔道的特性［3，6］。

表3 封堵试验结果

3.3 双管并联驱油实验结果

岩心孔尺寸为φ16 mm×9 cm，双管并联驱油实验结果见表4。

从表4看出，水驱结束注调堵液后，模型各小层采收率呈现不同程度增加，其中未钻孔岩心采收率增幅较大，钻孔岩心采收率增幅较小。与水驱采收率比较，调驱采收率年均增幅18.2%，表现出较好的调剖效果。

表4 双管并联驱油实验结果

在水驱阶段，随着注入量增加，高渗透层分流率增加，低渗透层降低。在注入调剖液后续水驱阶段，随着注入量增加，高渗透层分流率先减小后增大，低渗透层分流率先增大后减小。在后续水驱结束时，与水驱结束时比较，高渗层分流率从99.0%降至79.6%，表现出了较强的液流转向能力。

双管并联驱油实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入量的关系见图1。在水驱阶段，注入压力逐渐降低，含水率和采收率快速上升。注入调堵液后续水驱阶段，注入压力升高后降低，含水率降低后升高，采收率明显升高。与水驱阶段相比较，注入调堵液后注入压力升幅、含水率降幅和采收率增幅较大，表现了较强的封堵能力。

图1 含水率、采收率和注入压力与注入量的关系

3.4 耐高温性能

采用40目填砂管进行耐高温封堵实验，结果见表5。

表5 300℃加温后岩心封堵率

从表5看出，高温后封堵率平均在90%以上，说明耐高温调堵剂固结体经高温高压后，封堵率完全能满足稠油热采高温调堵的要求。

4 现场试验效果

2013年在黑帝庙油田蒸汽驱对应生产井上实施高温调剖5口井，5口汽窜井封堵前汽窜严重，井口出液温度最高达90℃，封堵后温度大幅下降，平均单井降温33℃，说明对汽窜通道封堵效果好。封堵汽窜通道，使油井近井地带汽驱方向改变、扩大了蒸汽驱油面积，使邻井得到注汽能量补充。供液能力提高，产油增加、含水率下降。缓解了平面矛盾。措施后增油957.3 t，10口间接受效井增油 1 171.9 t，累计增油 2 129.2 t，至2014年10月底，投入产出比1∶4.3。

其中M25井于2013年11月1日进行高温调剖试验，以封堵窜流通道，降低油井水含水率，提高纵向动用程度。施工压力上升3.5 MPa，窜流通道得到有效封堵。顶替液处理范围0～3 m，可保持近井地带压降曲线不受影响。注汽压力上升3.4 MPa，油层动用程度提高。本周期生产119 d，累计产油量203 t，产水量2 590 m3，周期最高产油 4.6 t/d，含水率 87.4% ，阶段增油 154 t。