活性油堵水剂室内岩心实验研究

张宝岩 孙振东 张志成

摘 要：针对国内大部分油田注水主力区块陆续进入高含水和特高含水开发阶段、剩余油分布零散挖潜难度大等问题。以油田现场高含水非均质储层为模拟对象，以注入压力、含水率和采收率为评价指标，开展了稠化油堵水室内岩心模拟验。结果表明，堵水剂进入储层高渗透的渗透层后，一方面可以对高渗透层的无效循环通道进行封堵，另一方面从后续水驱渗流阻力和吸液启动压力以及采收率的增加，判断出后续水进入岩心的中低渗透的层，起到扩大波及体积的效果。

关 键 词：高含水；稠化油；堵水；室内模拟；机理分析

中图分类号：TE 122 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-1748-03

Abstract： Most of main water injection blocks in domestic oil fields have entered high water cut development stage， the remaining oil distribution is scattered， so it is difficult to tap the potential. In this paper， taking high water cut heterogeneous reservoir in the oil field as a simulating object， using the injection pressure， water cut and recovery as evaluating indicators， the core simulation test of thickened oil blocking water was carried out. The results show that， after plugging agent enters into the reservoir layer with high permeability， on the one hand， the effective circulation channel of the high permeability layer can be blocked， on the other hand， from the increase of subsequent water flooding flow resistance and suction actuating pressure and recovery， whether the subsequent water enters into the low permeability layer in the core can be determined to expand the swept volume.

Key words： high water content； thickened oil； water plugging； indoor simulation； mechanism analysis

前目前國内勘探开发大部分油田均已进入中后期，存在后备优质储量严重不足、产量快速递减，含水不断上升。受储层非均质性强或微裂缝发育影响，水淹、水窜、底水锥进严重，含水上升速度快，由于已进入注水开发中后期，油井高含水情况严重，受底水、注入水及井况影响，出水原因复杂，急需堵水工艺以确保产量[1-4]。目前用于堵水的堵水剂主要分为两大类：一是非选择性堵水剂；二是选择性堵水剂。由于非选择性堵水剂无选择性，对于多层系开发的油藏，容易造成油层伤害，严重影响油井产能[5-7]。因此，选择性堵水剂成为主要研究对象，常用的堵水技术大都是非选择性堵剂，对于隔层小，井况差，找水难度大的油井，在堵水的同时也将油层堵死。目前选择性堵水剂主要以部分水解聚丙烯酰胺类、活化稠油类为主。其中活性油堵水剂是优质的具有选择性的堵水剂，当它进入含油层以后，会与地层原油相溶，并在正常生产中随原油返排出来，而当该堵水剂进入高含水层时，活性油会与地层孔道中的水相遇发生乳化现象，粘度得到大幅上升并形成堵塞[8-11]，实现堵水的目的，活性油堵水剂这种既可以保护油层产能，又能控制油井高含水的性能使其成为理想的选择性堵剂。为此，本文在结合活化稠油良好封堵性和单纯水溶液对储层无污染的基础上，开展了活性油堵水效果实验研究及其机理分析，这将为油田矿场实践技术决策提供实验依据。

1 实验内容

1.1 实验用品

乳化剂为粘土稳定剂，实验用水为某油田模拟注入水，用蒸馏水与不同类型电解质配制而成，其离子组成见表1。

实验用油为某油田提供原油，模拟油用原油与煤油按一定质量比混合配制而成。其模拟油在65 ℃时黏度为100 mPa·s。

实验所用岩心为石英砂与环氧树脂制作的人造岩心[12]，包含高、中、低3个渗透层，水测其渗透率分别为1 750×10-3、360×10-3和90×10-3μm2，平均渗透率750×10-3μm 2。岩心的尺寸为：宽×高×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2 实验设备

正采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪，用以测试堵水剂在实验条件下的黏度，转速为7 r/min。采用岩心驱替实验装置模拟堵水剂增油降水效果，装置主要由平流泵、测压表、岩心夹持器、手摇泵、中间容器以及采出液收集器等组成，置于65 ℃保温箱内。

1.3 方案设计

方案1-5均为非均质岩心，水驱至含水率为98%，计算采收率，反向分别注入0.05、0.1、0.2、0.3、0.4 PV的堵水剂（含水率为60%，乳化剂的浓度为0.6%）。静止48 h，后后续水驱至含水率至98%，计算总体采收率。

2 结果分析

2.1 采收率

在人造岩心上进行堵水实验，采收率数据见表2。

从表2可以看出，注入堵水剂的段塞尺寸越大，封堵效果越好，采收率越高，但随着段塞尺寸的增加采收率的增幅先增大后趋近于平缓，说明存在最佳的注入段塞尺寸0.3 PV。

2.2 堵水实验动态特征

实验过程中注入压力、含水率和与注入PV数关系对比见图1、图2。

从图1、图2和表2可以看出，随堵水剂注入量的增加，注入压力增加，扩大波及体积效果增强，含水率降幅增大，采收率提高。

由于储层自身纵向具有非均质特性，在注水驱替过程中高渗透层的水驱启动压力较低，，吸水量较多，中低渗流层需要的启动压力较高造成吸液量较少。随着注水过程持续增加，高渗透层采液量逐渐增加，水相渗透率增加，渗流阻力进一步减小，启动压力继续降低，这又导致吸液压差持续增加，吸液量增大。与此同时，中低渗透层吸液量逐渐减少，扩大波及体积效果变差，最终影响水驱开发效果。在实施注入堵水剂的初期，堵水剂会首先进入渗流阻力较小的高渗透层，并于在其中与水发生乳化现象，黏度不断增加，最终对高渗透层位达到封堵效果，导致注入压力升高。随注入压力升高，中低渗透层吸液量增大，对中低渗透层动用程度增加，起到扩大波及体积的效果，从而提高采收率。

进一步分析发现，随着活性油堵水剂注入量的增加，采收率增加的幅度随之呈现先增加后趋近于平缓，说明堵水效果存在一个上限值，即为活性油堵水剂注入量在0.3 PV时，采收率最高，采收率增幅越高。

3 结 论

（1）乳化剂为粘土稳定剂的活性油堵水剂能对高渗透层位起到良好的封堵效果，改变非均质地层的吸液剖面，达到扩大波及体积，增加原油采收率的效果。

（2）随着乳化剂为粘土稳定剂的活性油堵水剂用量的增加，注入压力增加，扩大波及体积效果增强，含水率降幅增大，采收率提高。

（3）从经济角度考虑，在堵水剂用量为0.3PV时，采收率增幅最高，收益最大。

参考文献：

[1] 王君，范毅.稠油油藏的开采技术和方法[J]. 西部探矿工程，2006，7（15）：84-85.

[2] 马青庄. 新型稠油选择性堵水剂的研究及应用[J]. 油气地质与采收率，2002，9（2）：74-75.

[3] 王桂勋，柴德民. 乳化原油选择性堵水室内研究[J]. 钻井工艺，2005：86-88.

[4] 高玉军. 高选择性乳化稠油堵水技术[J]，油田化学，1997，14（3）：224-229.

[5] 张淑华. 乳化稠油堵水剂理化性质研究[J]. 内蒙古石油化工，2008，13：85-86.

[6] 卫秀芬，陈凤. 大庆油田机械堵水技术的发展及展望[J]. 新疆石油天然气，2007，3（2）：43-46.

[7] 李宜坤，覃和，蔡磊. 国内堵水调剖的现状及发展趋势[J]. 钻采工艺，2006，29（5）：105- 106.

[8] 赵延茹，梁伟. 油田堵水调剖技术研究进展与发展趋势[J]. 内蒙古石油化工，2011 （1）：117-122.

[9] 將陈浩，张仕强. 薄层、底水油藏水锥控制技术研究与应用[J]. 天然气勘探与开发，2005，28（4）：43-45.

[10] 曹建坤，杨生柱. 底水油藏堵水技术研究[J]. 石油勘探与开发，2002：80-88.

[11] 周望，谢朝阳. 大庆油田化学堵水调剖技术的发展与应用[J]. 大庆石油地质与开发，1998，17（3）：32-34+53.

[12] 卢祥国，高振环，闫文华，等. 人造岩心制作及其影响因素实验研究[J]. 大庆石油地质与开发，1994，3（4）：53-55.