新疆风城油田稠油热采高温封堵剂研究与现场试验

2021-01-02周晓义肖武林王美成康承满王正良

石油钻探技术 2021年6期

周晓义，肖武林，王美成，康承满，张雷，王正良

（1. 中国石油新疆油田分公司风城油田作业区, 新疆克拉玛依 834000；2. 克拉玛依启森石油科技有限公司, 新疆克拉玛依 834000；3. 长江大学化学与环境工程学院, 湖北荆州 434023）

新疆风城油田超稠油油藏埋深只有180～250 m，储层岩性以中—细砂岩为主，属辫状河沉积，胶结程度低，油层平均孔隙度30.6%，平均渗透率1 627 mD，含油饱和度71%。平均油层厚度35.7 m，油藏原始地层温度17～25 ℃，原始地层压力系数0.987，地层温度下原油黏度100～600 Pa·s，黏温反应敏感，温度每升高10℃原油黏度降低50%～70%，采用蒸汽吞吐和蒸汽驱取得了很好的开采效果。

但是，由于受构造、储层非均质性、油藏埋藏浅以及蒸汽与稠油流度比差异大、地层出砂等因素的影响，注入高温蒸汽易沿高渗透带或大孔道发生窜流；使热采效率严重下降，甚至出现蒸汽沿油层上部盖层薄弱、存在浅部破损带的地区窜漏出地表，发生地表汽窜[1]。蒸汽地下窜流和地表汽窜不仅严重影响产能水平，也会造成地面污染等问题。风城油田作业区自2008年以来，先后出现30多处地表窜漏点，导致地表窜漏点附近的井组不能正常生产，严重影响对应区块的产能水平。因此，新疆风城油田迫切需要解决蒸汽地下窜流和地表汽窜问题，而最有效的方法是使用高温封堵剂封堵汽窜通道。但稠油热采注入蒸汽温度可达280～300 ℃，对高温封堵剂的耐温性能要求很高。目前，高温封堵剂的种类主要有高温冻胶堵剂、高温泡沫堵剂、树脂类高温堵剂、有机无机复合颗粒堵剂等[2-12]，这些高温封堵剂存在耐温能力有限、封堵强度不高的问题。因此，研究开发耐温性能和封堵能力强的新型稠油热采高温封堵剂，对于新疆风城油田稠油热采具有现实意义。

为解决上述问题，笔者采用有机胺作催化剂合成了油溶性酚醛树脂OSR，并通过有机硅偶联剂和环氧树脂改性，研制了新型酚醛环氧树脂类的高温封堵剂HTD。室内性能评价和现场试验都表明，HTD具有很好的抗温和封堵性能，在风城油田高孔高渗浅层超稠油热采中使用，可取得良好的经济效益。

1 高温封堵剂HTD的研制

1.1 研制思路

调研发现，酚醛树脂类物质抗温能力较为理想[13]，如果通过环氧树脂及有机硅偶联剂改性可进一步提高其抗温性能[14-16]。合成酚醛树脂时，一般采用无机酸和无机碱作为催化剂，采用强碱性的氢氧化钠作为催化剂。合成酚醛树脂反应速度较快，合成的酚醛树脂固结温度较低。而多乙烯多胺是一种有机弱碱，还可作为环氧树脂固化剂。因此，研制高温封堵剂的思路是：以弱碱性的有机胺和纯碱为催化剂合成油溶性酚醛树脂，并与环氧树脂、有机硅偶联剂、稀释剂等复配，配制出新型酚醛环氧树脂类高温封堵剂。

1.2 试剂与仪器

试剂：苯酚，化学纯；甲醛，化学纯；碳酸钠，分析纯；四乙烯五胺，化学纯；有机硅偶联剂，工业品；稀释剂，工业品；E44环氧树脂，工业品。

仪器：DZF-6050台式真空干燥箱；DV-Ⅱ+PRO黏度计；高温高压岩心流动试验装置；高温老化罐，400 mL；万能压力试验机。

1.3 研制过程

1）合成油溶性酚醛树脂。将苯酚和醛按质量比1.0∶2.5～3.0加热溶解混匀，加入1.5%有机胺及0.5%碳酸钠作为催化剂，置于有机合成装置中，将温度升至84 ℃，在不断搅拌条件下反应6 h，然后抽真空脱去低沸点物质，至无馏出液为止，所得产物为棕色透明的黏稠液体，即为油溶性酚醛树脂（代号OSR）。

2）配制高温封堵剂。取油溶性酚醛树脂OSR与E44环氧树脂，按质量比7∶3混合均匀，再加入混合了3%树脂的有机硅偶联剂、10%～15%树脂的稀释剂调节黏度，并充分搅匀，得到酚醛环氧树脂类高温封堵剂（代号HTD）。

1.4 基本性能测试

用DV-Ⅱ+PRO黏度计测HTD的黏度，结果为40～60 mPa·s。将HTD挤入模拟地层（用恒温干燥箱模拟油藏高温环境），在80～300 ℃温度下经过6～12 h后，树脂能成胶固化，形成较高强度的固结体，说明HTD能达到很好的高温封堵效果。

2 高温封堵剂HTD的性能评价

为进一步了解高温封堵剂HTD的高温固化性能、耐温性能及高温封堵性能，在实验室内按如下基本步骤开展了评价试验：1）筛选一定粒径（20～40目）的石英砂，加入一定量的HTD，将其与石英砂搅拌均匀；2）将上述混合物充填于直径30 mm、高40 mm的玻璃管里并进行压实，置于高温老化罐中，添加水浸没样品，密闭容器，在恒温干燥箱中恒温养护一定时间；3）取出观察分析成胶固化情况，并切割打磨成规则的圆柱体，用万能压力试验机测其抗压强度等，然后使用高温高压岩心流动试验装置评价HTD的封堵性能。

2.1 高温固化性能

2.1.1 石英砂用量的影响

在实验室内，将20～40目石英砂与高温封堵剂HTD充分混匀，使其在180 ℃下恒温6 h后形成固结体。然后分析了不同石英砂含量对HTD固化性能的影响，结果如图1所示。

图1 石英砂含量对高温封堵剂HTD固化性能的影响Fig.1 Effect of quartz sand content on the curing performance of HTD

由图1可知，石英砂含量对石英砂与HTD所形成固结体的抗压强度有一定影响，石英砂用量由低到高，固结体抗压强度逐步升高。石英砂含量为70%时，固结体的抗压强度最高，可达12.6 MPa；此后抗压强度开始下降，石英砂含量达到80%后固结体的抗压强度开始迅速下降。这是因为，石英砂含量较小时，HTD高温固结后骨架支撑作用小，抗压强度较低，随着石英砂含量增大，骨架的支撑作用增强，固结体抗压强度逐步升高，但石英砂含量较大时，HTD不足以把石英砂全部包裹固结好，因此固结体的抗压强度会降低。

2.1.2 温度的影响

通过试验分析了不同温度下高温封堵剂HTD的固化性能（试验条件：石英砂用量为70%，固化时间为8 h），结果如图2所示。

图2 温度对高温封堵剂HTD固化性能的影响Fig. 2 Effect of temperature on the curing performance of HTD

由图2可知，温度对石英砂与HTD所形成固结体的抗压强度影响较大。温度为80 ℃时，固结体的抗压强度很低，但随着温度升高，固结体抗压强度不断提高，温度达到160 ℃时固结体抗压强度已达11.6 MPa，不过，此后温度再升高，固结体抗压强度的提高幅度变小。试验发现，温度高于180 ℃后，固结体出现了体积膨胀现象，与玻璃管胶结致密、牢固，这说明HTD可与砂岩地层很好地胶结，并具有很高的固结强度（高于12.8 MPa）。因此，HTD适合作为稠油热采的封堵剂。

2.2 耐温性能

稠油热采时注入蒸汽的温度可达260 ℃以上，因此，封堵剂在高温下需要保持长久的稳定性。为此，在260，280和300 ℃温度下进行了高温封堵剂HTD与石英砂的固结体在长时间下的热稳定性能试验（试验条件：石英砂用量为70%；恒温时间为60，120和180 d），结果如图3所示。

图3 高温封堵剂HTD耐温性能评价结果Fig.3 Evaluation results of the temperature resistance performance of HTD

由图3可知，在260～300 ℃温度下，HTD与石英砂所形成固结体恒温养护较长时间后，仍具有很高的抗压强度。随着温度升高，抗压强度有一定的下降，但下降幅度很小。如在300 ℃下恒温放置180 d后，抗压强度仍然高于12 MPa。这说明HTD具有良好的耐温性能，抗温能力可达300 ℃以上。

2.3 高温封堵性能

利用高温高压岩心流动试验装置，通过岩心流动试验分析了高温封堵剂HTD对不同渗透率的填砂管岩心的封堵效果。考虑有稠油热采蒸汽窜流通道，地层渗透率有较大幅度升高，因此采用填砂管制作了高渗透率岩心，先将其抽真空，测水相渗透率Kw1，再挤入高温封堵剂HTD，挤入HTD的体积为砂管岩心的1倍孔隙体积；然后关紧岩心两端的进出口，在指定温度下恒温8 h，再测岩心的水相渗透率Kw2，记录承压强度，计算水相封堵率及突破压力梯度，结果见表1。

表1 高温封堵剂HTD的高温封堵性能试验结果Table 1 Experimental result of high temperature plugging performance of HTD

由表1可知，高温封堵剂HTD对高渗透率岩心的封堵效果很好。将H T D挤入岩心后，在220～300 ℃温度条件下恒温8 h后，高渗透率岩心的封堵率高于99.5%，突破压力梯度大于35 MPa/m。新疆风城油田蒸汽注入压力大多低于15.0 MPa，因此HTD可满足稠油热采封堵和抑制蒸汽窜流的要求。

3 现场试验

风城油田F-109井区于2010年投产，采用稠油蒸汽吞吐开采方式，在经过4轮吞吐后，蒸汽沿着上覆地层裂缝通道突破至近地表，在覆盖层薄弱区形成地面窜漏。受地面蒸汽窜漏影响，区内14口井不能正常注汽生产，产油量下降。该井区之前采用膨润土-水泥及聚合物冻胶进行了封堵试验，发现封堵承压能力低，有效期短。为此，2018年9月，在风城油田F-109井区地表窜漏区域进行了高温封堵剂HTD的现场试验。试验前，经过电位法通道监测研究，确定窜漏通道上3口关联井是F-109井、F-145井和F-110井（见图4，图例中ρ为电阻率，Ω·m），需对油井窜漏通道进行高温封堵。

图4 F-109井区窜漏通道监测结果Fig.4 Monitoring results of the leaking channel in the F-109 well block

现场试验前，3口关联井（F-109井、F-145井和F-110井）处于关井状态，井口油套压均为0。进行现场试验时，前置液采用无机和有机复合堵剂，交替注入800～1 100 m3该堵剂，后置封口采用高温封堵剂HTD，用量15～20 m3，施工时泵注压力由0逐步升高，并稳定在4.5～5.0 MPa（见图5）。

图5 F-109井区3口试验井封堵泵注压力曲线Fig.5 Curves of plugging and pumping injection pressure for three test wells in the F-109 well block

措施后，F-109井区地面不再发生蒸汽窜漏，受地面窜漏影响的14口井恢复了正常注汽吞吐生产，平均单井日注汽量100 m3，注汽压力3.5～5.5 MPa，产油量得到提高。截至2020年底，该区域产油能力提高至62.12 t/d，平均日增油22.7 t，说明高温封堵剂HTD有效封堵了蒸汽地面窜漏和地下窜流通道，增大了蒸汽波及体积，提高了油井产能，施工有效期长达2年以上，取得了良好的经济效益。