氮氣泡沫凝膠復合堵水體系在中海油LD-52油田的應用

劉冬冬，李大勇，張永

氮氣泡沫凝膠復合堵水體系在中海油LD-52油田的應用

劉冬冬，李大勇，張永

（山東瑞恒興域石油技術開發有限公司，山東 青島 266000）

氮氣泡沫凝膠體系由氮氣起泡劑發泡，泡沫外相為高分子聚合物與交聯劑形成的凝膠構成，相對于常規的氮氣泡沫，泡沫強度更大、封堵周期長，同時具有更高的熱穩定性和耐剪切性，賈敏效應更為突出。通過對起泡劑和凝膠體系的優選得出一種泡沫凝膠復合堵水體系，并在中海油LD-52油田B26H井進行了應用，應用后該井的含水率由原來的90%降低至76%，取得了非常好的堵水效果，從而證明了所優選的氮氣泡沫凝膠復合堵水體系在堵水增產方面具有非常好的應用前景。

泡沫凝膠；起泡劑；堵水效果；應用

中海油LD5-2油田位于渤海的遼東灣海域，與在產的SZ36-1油田毗鄰，所處海域水深約30 m，油田共計劃鉆生產井22口，最高產能1 526 m3·d-1。LD5-2油田的B26H井位于遼東灣下遼河坳陷、遼西低凸起中段，遼西1號斷層西部，該井完鉆井深2 615 m（垂深1 408.2 m），孔隙率29.8%~32.5%，滲透率為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，原始含油飽和度68.9%~82.4%，為高孔、高滲、普通稠油油藏。B26H井開采初期產液量穩定在63 m3·d-1，產油量最高45 m3·d-1，含水率呈快速上升的趨勢，應用施工前，該井日產液量為198 m3，其中產油量20 m3，含水率90%。分析原因為A20注水井注入水推進速度過快，導致B26H井邊底水發育，形成快速水通道，可采用氮氣泡沫凝膠復合堵水體系進行堵水增產，室內對復合體系的起泡劑和凝膠體系進行優化，應用后B26H井含水率降低14個百分點，含水率為76%，日增油量20~36 m3，起到了非常好的堵水效果。

1 技術原理

氮氣泡沫凝膠復合堵水體系有高效起泡劑、凝膠體系復合而成，在氮氣的作用下形成大量泡沫，該體系與常規的氮氣泡沫不同之處在于氣泡的外相由凝膠相取代了水相，使泡沫具有更長的半衰期和更好的穩定性，起到了長期有效封堵的效果。泡沫凝膠產生的賈敏效應和分流作用更為突出，對高滲水流通道的封堵作用強，并提高了通道的阻力因子，“堵大不堵小”效果明顯，泡沫進入低滲區域后遇油消泡，釋放出的氮氣有增能作用，原油在表面活性劑的作用下形成水包油乳化顆粒，提高了原油的采收率。

氮氣泡沫凝膠復合體系中主要組成部分是起泡劑和凝膠體系，室內對起泡劑和凝膠體系進行了篩選優化，以進一步提高泡沫凝膠復合體系的封堵效果。

1.1 起泡劑的篩選優化

起泡劑是泡沫凝膠復合體系的重要組成部分，一般為高表面活性的有機物和穩泡劑混配而成，按一定比例與水混合后經攪拌能形成大量穩定的泡沫，其封堵性能的優劣受起泡劑的起泡性能和泡沫的穩定性影響。李賓飛研究提出將起泡體積和半衰期之乘積定義為泡沫綜合值，以反映起泡劑起泡能力和泡沫穩定性的綜合性能，作為氮氣泡沫調驅用起泡劑篩選的主要參數。室內通過對HY-2、HY-3、AES、OP-10、SL-2五種起泡劑進行了篩選試驗，方法為：分別將五種起泡劑配制成0.3%、0.5%和1%的溶液，然后在攪拌杯內以8 000 r·min-1的攪拌速度攪拌3 min，攪拌結束后迅速將泡沫轉移至500 mL的量筒內，讀取發泡體積、析液半衰期和泡沫綜合值，起泡劑指標對比見表1。

由表1可知，起泡劑HY-2在0.5%質量分數的發泡體積、析液半衰期和泡沫綜合值均優于其他起泡劑，故起泡劑HY-2為最佳起泡劑選擇，其使用質量分數為0.5%~1%。

表1 起泡劑指標對比

1.2 凝膠體系

單純的泡沫體系雖費用較低、施工簡單，但堵水強度低、有效期短，其增油效果有限，一般有效期低于一個月。凍膠（凝膠）堵水體系與氮氣泡沫混注后，能在地層中形成穩定的蜂窩狀泡沫，不僅能大幅度增加封堵大孔道的能力，同時能有效延長泡沫半衰期，既大大提高堵水成功率，又大幅度減少堵劑用量。

部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）堵劑，對油和水有明顯的選擇性，它降低油的滲透率最高不超過10%，而降低水的滲透率超過90%，在油井中HPAM堵水的選擇性表現在4個方面：①優先進入含水飽和度高的地層；②進入地層的HPAM將優先吸附在由于出水沖刷暴露出來的巖石表面；③HPAM分子中未被吸附部分可在水中伸展，降低水相滲透率；④HPAM隨水流動時為地層結構的喉部所捕集，產生堵塞。HPAM的這種按含水飽和度的大小進入油層，并按含水飽和度的大小調整地層對流體滲透性的特征，是其它選擇性堵劑所沒有的。

主要交聯劑體系有：① 甲醛交聯凍膠體系，廣泛應用于油井堵水，但堵水強度較弱；② Cr3+交聯凍膠體系，在體系中添加不同的穩定劑，可以得到不同類型凍膠體系；③ 以鋯離子為交聯劑的雙液法注入體系，這種凍膠體系與砂粒間有良好的黏接吸附性；④ 酚醛樹脂交聯體系，其耐溫性好。

綜上所述，氮氣泡沫凝膠復合堵水體系的凝膠采用HPAM與有機鎘交聯劑體系，能有效防止泡沫凍膠堵劑的返吐，延長堵水有效期。經試驗篩選出凝膠體系的技術指標要求如表2所示。

表2 凝膠體系的性能指標

2 LD5-2油田B26H井應用

2.1 LD5-2油田B26H井的生產情況

LD5-2油田B26h井2011年4月25日投產，層位東二上段Ⅲ油組，采用電潛泵生產，泵排量 150 m3·d-1，揚程1 500 m，下入普合生產管柱。

B26h井投產初期產液量穩定在63 m3·d-1左右，產油量最高45 m3·d-1，含水率呈快速上升趨勢。2012年5月23日，該井因平臺關斷停泵，復產后換相序，產液量明顯上升，含水率明顯下降，初期產液量 167 m3·d-1，產油量100 m3·d-1，含水率40%，隨后含水率呈快速上升趨勢。該井為A20井注弱凝膠調驅受效井，2014年初曾短期受效。B26H井的基礎數據見表3。

表3 B26H井的基礎數據

2.2 存在的問題及解決方式

B26h井目前以42 Hz生產，產液量198 m3·d-1，產油量20 m3·d-1，含水率90%。目前B26H井存在問題主要有以下幾方面：①平臺關斷停泵，復產初期產液量167 m3·d-1，產油量100 m3·d-1，含水率40%，含水率低，隨后含水率呈快速上升趨勢。②B26H井目前含水率突破到90%左右，綜合含水高，注采關系清楚，邊底水發育，突進較快。③B26H井周圍有3口水井，A20、A29、B15井。A20井東二段Ⅲ油組吸水量對A25S1井影響程度較小，大部分注入水驅向B26H井。該井含水上升主要原因之一是受A20井注入水推進速度過快影響所致。

經過對問題的分析，提出采用氮氣泡沫凝膠復合堵水體系進行堵調的解決辦法，設計三段塞注入方式，即氮氣泡沫+凍膠+強化劑復合堵水體系。

2.3 施工情況

本次施工采用三段塞式注入，第一段塞注入200 m3氮氣泡沫液、3.6×104Nm3氮氣；第二段塞注入600 m3泡沫凝膠、5.4×104Nm3氮氣；第三段塞注入120 m3強泡沫凝膠液。施工結束時，套壓保持在7.8 MPa左右，油管壓力在10 MPa。

2.4 效果評價

施工6個多月的生產數據顯示，含水率由90%降到76%左右，日增油20~36 m3，產液量基本保持不變，取得了不錯的降水增油的效果。這說明氮氣泡沫凝膠復合堵水體系具有較好的堵水性能，選擇性強，強度高，有效期長。施工后動態生產數據如圖表1所示。

3 結 論

1）氮氣泡沫凝膠復合體系是以凝膠為外相的泡沫，具有更好的賈敏效應，泡沫穩定性更強，封堵效果好，封堵時間長。

2）氮氣泡沫凝膠體系泡沫劑選擇和凝膠體系的選擇對整個體系的封堵效果非常關鍵，應用時須進行起泡劑的優化和凝膠配方的確定。

3）對于高孔高滲、存在大孔道的油藏，采用氮氣泡沫凝膠復合堵水體系效果明顯

[1] 孟強.蒸汽驅氮氣泡沫凝膠調驅技術研究與應用[J].油氣藏評價與開發，2016，6（3）:46-49.

[2] 蔣曉波.超稠油氮氣泡沫凝膠調剖體系的研究與應用[J].中外能源，2012，17（3）：61-64.

[3] 許丹.泡沫凝膠調剖技術在超稠油油藏研究與應用[J].當代化工，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

劉冬冬（1987-），男，工程師，河南省商丘市人，2010年畢業于北京化工大學化學工程與工藝專業，研究方向：油氣田增產技術。

李大勇（1978-），男，工程師，研究方向：油氣田開發。

TE357.4

A

1004-0935（2020）09-1170-03