氮气泡沫凝胶复合堵水体系在中海油LD-52油田的应用

刘冬冬，李大勇，张永

氮气泡沫凝胶复合堵水体系在中海油LD-52油田的应用

刘冬冬，李大勇，张永

（山东瑞恒兴域石油技术开发有限公司，山东 青岛 266000）

氮气泡沫凝胶体系由氮气起泡剂发泡，泡沫外相为高分子聚合物与交联剂形成的凝胶构成，相对于常规的氮气泡沫，泡沫强度更大、封堵周期长，同时具有更高的热稳定性和耐剪切性，贾敏效应更为突出。通过对起泡剂和凝胶体系的优选得出一种泡沫凝胶复合堵水体系，并在中海油LD-52油田B26H井进行了应用，应用后该井的含水率由原来的90%降低至76%，取得了非常好的堵水效果，从而证明了所优选的氮气泡沫凝胶复合堵水体系在堵水增产方面具有非常好的应用前景。

泡沫凝胶；起泡剂；堵水效果；应用

中海油LD5-2油田位于渤海的辽东湾海域，与在产的SZ36-1油田毗邻，所处海域水深约30 m，油田共计划钻生产井22口，最高产能1 526 m3·d-1。LD5-2油田的B26H井位于辽东湾下辽河坳陷、辽西低凸起中段，辽西1号断层西部，该井完钻井深2 615 m（垂深1 408.2 m），孔隙率29.8%~32.5%，渗透率为2 231.8~8 280.8 mD，原油密度（50℃） 0.95 g·mL-1，原油黏度（50 ℃）1 063 mPa·S，原始含油饱和度68.9%~82.4%，为高孔、高渗、普通稠油油藏。B26H井开采初期产液量稳定在63 m³·d-1，产油量最高45 m³·d-1，含水率呈快速上升的趋势，应用施工前，该井日产液量为198 m³，其中产油量20 m³，含水率90%。分析原因为A20注水井注入水推进速度过快，导致B26H井边底水发育，形成快速水通道，可采用氮气泡沫凝胶复合堵水体系进行堵水增产，室内对复合体系的起泡剂和凝胶体系进行优化，应用后B26H井含水率降低14个百分点，含水率为76%，日增油量20~36 m³，起到了非常好的堵水效果。

1 技术原理

氮气泡沫凝胶复合堵水体系有高效起泡剂、凝胶体系复合而成，在氮气的作用下形成大量泡沫，该体系与常规的氮气泡沫不同之处在于气泡的外相由凝胶相取代了水相，使泡沫具有更长的半衰期和更好的稳定性，起到了长期有效封堵的效果。泡沫凝胶产生的贾敏效应和分流作用更为突出，对高渗水流通道的封堵作用强，并提高了通道的阻力因子，“堵大不堵小”效果明显，泡沫进入低渗区域后遇油消泡，释放出的氮气有增能作用，原油在表面活性剂的作用下形成水包油乳化颗粒，提高了原油的采收率。

氮气泡沫凝胶复合体系中主要组成部分是起泡剂和凝胶体系，室内对起泡剂和凝胶体系进行了筛选优化，以进一步提高泡沫凝胶复合体系的封堵效果。

1.1 起泡剂的筛选优化

起泡剂是泡沫凝胶复合体系的重要组成部分，一般为高表面活性的有机物和稳泡剂混配而成，按一定比例与水混合后经搅拌能形成大量稳定的泡沫，其封堵性能的优劣受起泡剂的起泡性能和泡沫的稳定性影响。李宾飞研究提出将起泡体积和半衰期之乘积定义为泡沫综合值，以反映起泡剂起泡能力和泡沫稳定性的综合性能，作为氮气泡沫调驱用起泡剂筛选的主要参数。室内通过对HY-2、HY-3、AES、OP-10、SL-2五种起泡剂进行了筛选试验，方法为：分别将五种起泡剂配制成0.3%、0.5%和1%的溶液，然后在搅拌杯内以8 000 r·min-1的搅拌速度搅拌3 min，搅拌结束后迅速将泡沫转移至500 mL的量筒内，读取发泡体积、析液半衰期和泡沫综合值，起泡剂指标对比见表1。

由表1可知，起泡剂HY-2在0.5%质量分数的发泡体积、析液半衰期和泡沫综合值均优于其他起泡剂，故起泡剂HY-2为最佳起泡剂选择，其使用质量分数为0.5%~1%。

表1 起泡剂指标对比

1.2 凝胶体系

单纯的泡沫体系虽费用较低、施工简单，但堵水强度低、有效期短，其增油效果有限，一般有效期低于一个月。冻胶（凝胶）堵水体系与氮气泡沫混注后，能在地层中形成稳定的蜂窝状泡沫，不仅能大幅度增加封堵大孔道的能力，同时能有效延长泡沫半衰期，既大大提高堵水成功率，又大幅度减少堵剂用量。

部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）堵剂，对油和水有明显的选择性，它降低油的渗透率最高不超过10%，而降低水的渗透率超过90%，在油井中HPAM堵水的选择性表现在4个方面：①优先进入含水饱和度高的地层；②进入地层的HPAM将优先吸附在由于出水冲刷暴露出来的岩石表面；③HPAM分子中未被吸附部分可在水中伸展，降低水相渗透率；④HPAM随水流动时为地层结构的喉部所捕集，产生堵塞。HPAM的这种按含水饱和度的大小进入油层，并按含水饱和度的大小调整地层对流体渗透性的特征，是其它选择性堵剂所没有的。

主要交联剂体系有：① 甲醛交联冻胶体系，广泛应用于油井堵水，但堵水强度较弱；② Cr3+交联冻胶体系，在体系中添加不同的稳定剂，可以得到不同类型冻胶体系；③ 以锆离子为交联剂的双液法注入体系，这种冻胶体系与砂粒间有良好的黏接吸附性；④ 酚醛树脂交联体系，其耐温性好。

综上所述，氮气泡沫凝胶复合堵水体系的凝胶采用HPAM与有机镉交联剂体系，能有效防止泡沫冻胶堵剂的返吐，延长堵水有效期。经试验筛选出凝胶体系的技术指标要求如表2所示。

表2 凝胶体系的性能指标

2 LD5-2油田B26H井应用

2.1 LD5-2油田B26H井的生产情况

LD5-2油田B26h井2011年4月25日投产，层位东二上段Ⅲ油组，采用电潜泵生产，泵排量 150 m3·d-1，扬程1 500 m，下入普合生产管柱。

B26h井投产初期产液量稳定在63 m3·d-1左右，产油量最高45 m3·d-1，含水率呈快速上升趋势。2012年5月23日，该井因平台关断停泵，复产后换相序，产液量明显上升，含水率明显下降，初期产液量 167 m3·d-1，产油量100 m3·d-1，含水率40%，随后含水率呈快速上升趋势。该井为A20井注弱凝胶调驱受效井，2014年初曾短期受效。B26H井的基础数据见表3。

表3 B26H井的基础数据

2.2 存在的问题及解决方式

B26h井目前以42 Hz生产，产液量198 m3·d-1，产油量20 m3·d-1，含水率90%。目前B26H井存在问题主要有以下几方面：①平台关断停泵，复产初期产液量167 m3·d-1，产油量100 m3·d-1，含水率40%，含水率低，随后含水率呈快速上升趋势。②B26H井目前含水率突破到90%左右，综合含水高，注采关系清楚，边底水发育，突进较快。③B26H井周围有3口水井，A20、A29、B15井。A20井东二段Ⅲ油组吸水量对A25S1井影响程度较小，大部分注入水驱向B26H井。该井含水上升主要原因之一是受A20井注入水推进速度过快影响所致。

经过对问题的分析，提出采用氮气泡沫凝胶复合堵水体系进行堵调的解决办法，设计三段塞注入方式，即氮气泡沫+冻胶+强化剂复合堵水体系。

2.3 施工情况

本次施工采用三段塞式注入，第一段塞注入200 m3氮气泡沫液、3.6×104Nm3氮气；第二段塞注入600 m3泡沫凝胶、5.4×104Nm3氮气；第三段塞注入120 m3强泡沫凝胶液。施工结束时，套压保持在7.8 MPa左右，油管压力在10 MPa。

2.4 效果评价

施工6个多月的生产数据显示，含水率由90%降到76%左右，日增油20~36 m3，产液量基本保持不变，取得了不错的降水增油的效果。这说明氮气泡沫凝胶复合堵水体系具有较好的堵水性能，选择性强，强度高，有效期长。施工后动态生产数据如图表1所示。

3 结 论

1）氮气泡沫凝胶复合体系是以凝胶为外相的泡沫，具有更好的贾敏效应，泡沫稳定性更强，封堵效果好，封堵时间长。

2）氮气泡沫凝胶体系泡沫剂选择和凝胶体系的选择对整个体系的封堵效果非常关键，应用时须进行起泡剂的优化和凝胶配方的确定。

3）对于高孔高渗、存在大孔道的油藏，采用氮气泡沫凝胶复合堵水体系效果明显

[1] 孟强.蒸汽驱氮气泡沫凝胶调驱技术研究与应用[J].油气藏评价与开发，2016，6（3）:46-49.

[2] 蒋晓波.超稠油氮气泡沫凝胶调剖体系的研究与应用[J].中外能源，2012，17（3）：61-64.

[3] 许丹.泡沫凝胶调剖技术在超稠油油藏研究与应用[J].当代化工，2011，40（11）：1163-1165.

Application of Nitrogen Foam-Gel Composite Water Plugging System in CNOOC LD-52 Oil Field

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（Shandong Ruiheng Xingyu Petrolum Technology Development Co., Ltd., Qingdao Shandong 266000, China）

The nitrogen foam-gel is composed of foaming agent and gel system, foamed by nitrogen and the foam outer phase is gel which is generated by ployer and crosslinking angent. Compared with conventional nitrogen foam, the foam gel shows larger strength, higher thermal stability and shear resistance and more prominent Jarmin effect. A foam-gel composite water plugging system was obtained by optimizing the foaming agent and gel system, and it was adopted to well B26H of CNOOC LD-52 oilfield. The pilot application showed that the water cut of this well decreased from 90% to 76%, very good water plugging effect was achieved. It has been proved that the optimized system of nitrogen foam gel composite for water plugging has a very good application prospect in the field of water plugging and oil stimulation.

Foam gel; Foam agent; Water plugging; Application

2020-04-29

刘冬冬（1987-），男，工程师，河南省商丘市人，2010年毕业于北京化工大学化学工程与工艺专业，研究方向：油气田增产技术。

李大勇（1978-），男，工程师，研究方向：油气田开发。

TE357.4

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1004-0935（2020）09-1170-03