用于稠油熱采井的耐溫凝膠堵劑研制與評(píng)價(jià)
——以春光油田為例

趙長(zhǎng)喜,程紅曉,耿 超,徐麗娜,王曉東,趙一潞

(中國(guó)石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院,河南南陽(yáng) 473132)

河南春光稠油油田主力生產(chǎn)層系為新近系沙灣組,油砂體疊置發(fā)育,自下而上依次為Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅱ3三個(gè)小層,各小層相互獨(dú)立,具有不同的油水系統(tǒng)。由于油層與下部水層距離近、隔夾層薄及邊水逐漸推進(jìn)等原因,部分井投產(chǎn)后相繼出現(xiàn)高含水現(xiàn)象,使得油井產(chǎn)能無(wú)法有效發(fā)揮。據(jù)統(tǒng)計(jì),含水大于90%的井已達(dá)64口,高含水井比例由開(kāi)發(fā)初期的18.8%上升至治理前的54.7%。

河南油田春光稠油主要采用水平井開(kāi)發(fā),其中篩管完井占比為73.5%,篩管精度為0.15～0.20 mm,水平段長(zhǎng)度200～300 m,地層水礦化度高達(dá)80 000 mg/L以上。受油藏及開(kāi)發(fā)條件限制,對(duì)該區(qū)水竄封堵提出了更高要求。國(guó)內(nèi)學(xué)者針對(duì)高溫高鹽油藏出水問(wèn)題開(kāi)展了耐高溫堵劑的研究探索[1-6],也針對(duì)水平井水竄堵水方面開(kāi)展了一序列研究[7-12]。凝膠因其流動(dòng)性好、固結(jié)強(qiáng)度高在水平井封堵方面具有良好的發(fā)展?jié)摿?但因其耐高溫和耐高鹽性能較差又制約了其在高礦化度稠油油藏中的應(yīng)用,本文針對(duì)春光油田高鹽、水平井以及篩管完井等特點(diǎn)對(duì)耐高溫高鹽凝膠堵水體系開(kāi)展了針對(duì)性研究。

1 耐高溫高鹽凝膠堵水體系研制

針對(duì)春光稠油油藏特點(diǎn)、出水特征及封堵需求,開(kāi)展了耐高溫、高鹽,注入性能好的凝膠堵水體系研制。

1.1 主劑選擇及濃度優(yōu)選

木質(zhì)素體系中含有耐溫的剛性結(jié)構(gòu),其豐富的酚羥基和游離羥基等活性基團(tuán)可以發(fā)生結(jié)構(gòu)單元之間的交聯(lián),交聯(lián)后的結(jié)構(gòu)是空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu),在高溫下反應(yīng)生成的樹(shù)脂又填充于其中,使體系具有更優(yōu)良的封堵及耐溫性能。因此作為耐高溫高鹽封堵劑配方的主劑。

固定交聯(lián)劑濃度5%,開(kāi)展主劑適用濃度優(yōu)選研究,實(shí)驗(yàn)溫度80 ℃。實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖1)表明,主劑濃度6%為最佳。

圖1 主劑濃度對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響

1.2 交聯(lián)劑適用濃度優(yōu)選

交聯(lián)劑能夠與堿木質(zhì)素分子中酚羥基交聯(lián)形成有機(jī)凝膠,為了考察交聯(lián)劑濃度對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響,開(kāi)展了交聯(lián)劑適用濃度優(yōu)選研究。主劑濃度6%,實(shí)驗(yàn)溫度80 ℃,實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖2、圖3)表明,交聯(lián)劑濃度4%～6%為佳,在此濃度下,成膠時(shí)間8～24 h可調(diào),可以根據(jù)注劑深度確定合理的交聯(lián)劑濃度。

圖2 交聯(lián)劑濃度對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響

圖3 交聯(lián)劑濃度對(duì)成膠時(shí)間的影響

1.3 增強(qiáng)劑優(yōu)化及濃度優(yōu)選

為考察增強(qiáng)劑濃度對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響,開(kāi)展了增強(qiáng)劑優(yōu)化及濃度優(yōu)選。實(shí)驗(yàn)條件為溫度80 ℃,主劑濃度6%,交聯(lián)劑濃度5%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖4)表明,增強(qiáng)劑濃度可以明顯增加凝膠的強(qiáng)度,增強(qiáng)劑濃度為3%～6%較為適宜,在此濃度下,凝膠的突破真空度可以達(dá)到0.07 MPa以上。

圖4 增強(qiáng)劑濃度對(duì)凝膠強(qiáng)度的影響

2 堵劑性能評(píng)價(jià)

2.1 耐鹽能力評(píng)價(jià)

春光油田熱采區(qū)塊地層水礦化度高達(dá)8.4×104mg/L,要求堵劑具有較強(qiáng)的耐鹽能力。為考察不同礦化度對(duì)堵劑強(qiáng)度的影響,以不同礦化度模擬地層水配制堵劑樣品進(jìn)行實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)條件為溫度80 ℃,主劑濃度6%,交聯(lián)劑濃度5%,增強(qiáng)劑濃度5%。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表1)表明,堵劑在不同礦化度條件下,尤其是在礦化度高達(dá)1.0×105mg/L、鈣鎂離子濃度達(dá)2 000 mg/L時(shí),仍然可以保持較高的強(qiáng)度。表明該堵劑的耐鹽能力可滿足春光油田高礦化度地層水條件下的使用要求。

表1 礦化度對(duì)堵劑性能的影響

2.2 耐溫性能評(píng)價(jià)

為滿足注蒸汽開(kāi)發(fā)需要,開(kāi)展了凝膠耐溫性能評(píng)價(jià)(圖5)。在密閉條件下,凝膠在350 ℃下老化,老化過(guò)程初期,凝膠強(qiáng)度有所下降,然后達(dá)到平穩(wěn),老化時(shí)間60 d,突破真空度大于0.065 MPa,依然保持較高的強(qiáng)度,說(shuō)明堵劑具有良好的耐高溫性能。

圖5 溫度對(duì)成膠強(qiáng)度的影響

2.3 封堵性能評(píng)價(jià)

選用不同滲透率的人造巖心(φ30 mm×300 mm)進(jìn)行堵水效果實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表2)表明,堵劑封堵率均大于95%,突破壓力梯度大于7.0 MPa/m,說(shuō)明堵劑具有較強(qiáng)的封堵能力。

表2 耐高溫凝膠體系封堵能力評(píng)價(jià)

3 雙封定位封堵配套工藝

為了把堵劑準(zhǔn)確注入到水平井水竄位置,配套了小直徑大膨脹比擴(kuò)張式封隔器的雙封定位凝膠封堵工藝,工藝管柱如圖6所示。施工管柱由K341型封隔器、橋式單流閥、丟手接頭、泄壓閥等組成,其中封隔器膠筒膨脹比可達(dá)1.6,外徑僅φ105 mm,有利于管柱解封起出,防止篩管外凝膠堵劑竄出對(duì)其解封影響。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

當(dāng)確定出水位置后,采用耐溫耐鹽凝膠定位封堵技術(shù)在春光油田熱采區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用8井次,措施后油井平均日產(chǎn)油量由1.57 t上升到3.39 t,綜合含水率由89.8%降低到81.2%,油汽比由0.14提高到0.22,累計(jì)增油2 295.4 t,措施有效期最長(zhǎng)達(dá)到三個(gè)輪次,降水增油成效明顯,表明該技術(shù)能有效延緩稠油水平井水竄速度,改善稠油熱采水平井開(kāi)發(fā)效果,為高鹽、篩管完井的稠油熱采水平井封竄堵水提供了性能良好的新技術(shù)。

5 結(jié)論

1)通過(guò)研究形成了稠油熱采水平井耐高溫凝膠堵水技術(shù),實(shí)現(xiàn)了稠油熱采篩管完井水平井水竄的有效治理。

2)研制的耐高溫凝膠封堵劑耐溫達(dá)到350 ℃、耐礦化度高達(dá)1.0×105mg/L,并具有較高的封堵能力,可以滿足高礦化度熱采井出水層段的封堵。