高溫高鹽環(huán)境下低黏固結可解凝膠堵調(diào)性能評價

中圖分類號：TE358

文獻標志碼：A 文章編號：1671-0460（2025）06-0959-04

渤海地區(qū)稠油探明地質(zhì)儲量占總探明地質(zhì)儲量 50% 以上[1-2]，隨著常規(guī)原油開采的深入，稠油資源開發(fā)成為未來油氣開采的重要方向[3]。不同于常規(guī)原油，稠油具有埋藏深、黏度高的特點[4]。在開采的過程中，稠油油藏受油水流度比高、儲層非均質(zhì)性高、儲層厚度不均勻的影響[5]，汽竄和指進的問題突出，出現(xiàn)嚴重的水竄通道，波及系數(shù)和熱能利用效率降低[6-8]，給正常的開采開發(fā)帶來損失。在高溫高鹽環(huán)境下，泡沫類調(diào)剖劑[9-11]利用其賈敏效應能夠有效地調(diào)整波及范圍，但在高滲透率的條件下，其封堵性能急劇下降；聚合物堵劑[12-14]黏彈性高，具有良好的封堵效果，但存在耐溫、耐鹽性能差的問題，高溫分解物易污染儲層；無機顆粒型堵劑[15]雖然耐高溫、封堵能力強，但是存在注入性差和近井地帶堆積的問題。低黏固結可解凝膠具有低溫流動性好、高溫固結封堵的優(yōu)異特性，具有良好的耐高溫、耐礦化度的性能。

制備了一種稠油熱采低黏固結可解凝膠，研究了高溫高鹽環(huán)境下低黏固結可解凝膠的耐高溫、耐礦化度的性能以及封堵性能。

1 實驗部分

1.1 藥品與儀器

鋁鈣雙層狀氫氧化物，自制；聚酰胺，純度99.9% ，國藥集團化學試劑有限公司；硫脲、過硫酸鈉，純度 99.0% ，國藥集團化學試劑有限公司；實驗室氣體為 N₂ ，純度 99.9% （體積分數(shù)）。

高溫高壓反應釜，大連通產(chǎn)高壓釜容器制造有限公司；萬能力學壓力機，上海斯瑪特實業(yè)有限公司；熱采一維模擬裝置，江蘇亦通石油科技有限公司；AX324ZH分析天平（ ±0.1mg ），奧豪斯公司；Quanta200環(huán)境掃描電子顯微鏡ESEM，荷蘭FEI公司。

1.2 實驗方法

低黏固結可解凝膠堵劑強度測定：將配成的成膠液裝在耐高溫水熱反應釜中，置于不同溫度恒溫烘箱老化成膠，將成膠后堵劑制成 的樣品，放置于萬能力學壓力機下對其抗壓強度進行測試分析。

低黏固結可解凝膠堵劑降低巖心滲透率能力測試：參考《采油用凍膠型堵水調(diào)剖劑性能評價方法》（Q/SY1752—2014）及行業(yè)慣用標準進行測試，具體步驟如下：

1）選取40＼～80目（ 0.18～0.38mm ）的石英砂，

清洗和烘干石英砂，以待使用。2）用干燥的石英砂填充填砂管。在常溫下，用

地層水使填砂管飽和并測量所制作填砂管的水相滲

透率。3）稱量填砂管飽和水后的質(zhì)量，減去空管和填

充石英砂的質(zhì)量，計算填砂管的孔隙體積PV。4）將烘箱升溫至所需溫度并保持恒溫。5）以 1.5mL?min^-1 速度向填砂管反向注入堵劑。6以 1.5mL?min^-1 速度向填砂管反向注入模擬水。7）待凝膠溶液形成凝膠體后，以 1.5mL?min^-1

的速度向填砂管正向注入地層水，然后測量并記錄填砂管兩端的壓差。

測試低黏固結可解凝膠對不同非均質(zhì)地層的封堵能力實驗步驟同上。

2 結果與討論

2.1溫度對堵劑性能的影響

將該體系（ 20% 主劑 +2% 促凝劑 +1% 穩(wěn)定劑）置于80、100、120、140、160 C 溫度下，研究溫度對凝膠形成時間和膠體強度的影響，結果如圖1所示。

在稠油熱采過程會采用多輪次循環(huán)注汽，該過程大致分可為3個階段：地層預熱、燜井、開井生產(chǎn)。由圖1可以看出，成膠時間隨著老化溫度的升高逐漸縮短，當老化溫度在 120°C 以上時成膠時間會急劇縮短，且隨著老化溫度的升高成膠強度也會逐漸增強。

2.2礦化度對堵劑性能的影響

為了進一步擴大該體系的適用面，考察了礦化度對該體系的影響，分別將該體系（ 20% 主劑 +2% 促凝劑 +1% 穩(wěn)定劑）置于 4000，8000，15000，20000 30000、 35000mg?L^-1 礦化度的模擬地層水中，放入130°C 恒溫烘箱老化成膠，研究地層水礦化度對凝膠形成時間和膠體強度的影響，結果如圖2所示。

由圖2可以看出，隨著體系礦化度升高成膠時間縮短，成膠強度會隨著地層水礦化度的升高而逐漸增強，但變化幅度不大。礦化度對堵劑性能影響較小，故低黏固結可解凝膠堵劑具有良好的耐礦化度性能。

2.3低黏固結可解凝膠堵劑突破壓力測試

實驗室用 ?25mm×300mm 填砂管，按式（1） 計算填砂管有效體積 V_o

將石英砂填入管中，稱取未飽和水時填砂管質(zhì)量，記為 G₁ 。填砂管保持 10MPa 回壓，以恒定流量 1.5mL?min^-1 向填砂管中注人水，穩(wěn)定后測定填砂管壓差 Δp ，由達西公式（2）計算出填砂管的水相滲透率；然后使用電子秤稱取填砂管飽和水后的質(zhì)量，記為 G₂ 。按式（3）式（4）用 G₁ 和 G₂ 計算填砂管的孔隙體積 u_p 及孔隙度 ? 。

式中： K 一填砂管滲透率， μm² 一注入流量， mL^?s^-1 ·A 一巖心截面積， cm² μ 一通過巖心流體黏度， .Δp 一流體通過巖心前后壓力差， MPa .L 一巖心長度， cm. □

以 1.5mL?min^-1 的流量注入1PV以上的堵劑，放置不同溫度恒溫烘箱中固化，然后再移入不同溫度烘箱中長期老化后進行封堵測試。

用蒸汽發(fā)生器以 1.5mL?min^-1 的排量向中間容器的底部注入蒸汽。觀察和記錄填砂管兩端的壓力變化，當壓力變化趨于平穩(wěn)時，取壓差的平均值作為該流量下的基準壓差 Δp₁ 低黏固結可解凝膠體系在 350‰ 固化后，用恒流泵以 1.5mL?min^-1 的排量向中間容器的底部注入水。觀察和記錄填砂管兩端的壓力變化，直到第一滴油被驅(qū)出，記錄填砂管的突破壓力，記為 p_to 壓差平穩(wěn)后，記錄封堵壓差 Δp₂ 用式（5）計算低黏固結可解凝膠體系的封堵率 R 。

式中：R—封堵率， % Δp₁ 一基礎壓差， MPa Δp₂ 一堵劑的封堵壓差， MPa （20號

堵劑突破壓力測試結果如圖3所示。由圖3可以看出，在350 C 下堵劑初始突破壓力為 4.35MPa 老化后5天突破壓力為 4.21MPa ，老化后30天突破壓力為 3.96MPa ，突破壓力保留率大于 92.5% ，封堵率大于 98% 。低黏固結可解凝膠堵劑在高溫環(huán)境下具有優(yōu)異的耐沖刷性和耐高溫封堵性能。

2.4低黏固結可解凝膠堵劑對非均質(zhì)儲層封堵能 力測試

由于高滲透率填砂管的滲透性高，流動阻力小，低黏固結可解凝膠體系會首先進入高滲透率填砂管模型。注入低黏固結可解凝膠體系后，形成的凝固膠體會堵塞高滲透率填砂管中的孔道，造成較大的流動阻力，使高滲透率填砂管的滲透性大大降低。測試了不同滲透率級差時堵劑分流率，結果如圖4至圖6所示。由圖4可以看出，在注入低黏固結可解凝膠體系之前，高滲透率填砂管中的產(chǎn)液量明顯大于低滲透率填砂管中的產(chǎn)液量；注入低黏固結可解凝膠體系后，隨著注入流體的增加，低滲透率填砂管模型中的產(chǎn)液量增加，高滲透率填砂管模型中的產(chǎn)液量減少，之后高滲透率填砂管和低滲透率填砂管中的產(chǎn)液量趨于穩(wěn)定。高滲透率填砂管液體體積分數(shù)由水驅(qū)的 91% 降至 9% 。由圖5可以看出，滲透率級差為18.45時，注入低黏固結可解凝膠體系之前高滲管的分流率明顯大于低滲管，當注入低黏固結可解凝膠體系后，隨著注水量的增加，高滲透率填砂管模型出液體積分數(shù)由水驅(qū)的 96% 降至 31% ，低滲透率填砂管模型產(chǎn)液量上升，之后高、低滲透率填砂管模型產(chǎn)液量趨于穩(wěn)定。由圖6可以看出，滲透率級差為44.15時，注堵劑之前高滲管的分流率明顯大于低滲管，當注入堵劑后，隨著注水量的增加，高滲管出液體積分數(shù)由水驅(qū)的 98% 降至 44% ，產(chǎn)液量在低滲透率管道模型中上升，在高滲透率管道模型中下降，之后高滲透率管道和低滲透率管道的產(chǎn)量趨于平穩(wěn)，盡管在高滲透率極差的情況下儲層的非均質(zhì)性得到有效調(diào)整，但在高滲透率管道模型中，高滲透率管道和低滲透率管道的產(chǎn)量趨于均勻化。但是，堵調(diào)效果相對于滲透率級差為8.66時要差得多，說明滲透率級差為8.66時，堵劑可起到良好的分流效果，從而有效避免蒸汽驅(qū)過程中汽竄的產(chǎn)生。

在不同的滲透率極差條件下，低黏固結可解凝膠體系對高、低滲透率填砂管模型的封堵效果是不同的。對于非均質(zhì)性程度較低的雙管模型，低黏固結可解凝膠體系表現(xiàn)出較好的封堵能力，可以大大提高高、低滲透率填砂管模型的產(chǎn)液比。對于非均質(zhì)性較嚴重（級差大于10）的雙管模型，低黏固結可解凝膠體系的調(diào)節(jié)能力較低，雖然能提高高、低滲透率填砂管模型的產(chǎn)液比，由于高滲透率填砂管的滲透率較高，低黏固結可解凝膠體系形成的封堵壓差較低，難以達到低滲透率填砂管模型的流動壓力，不能很好地起到堵截高滲透層和提高低滲透層液量的作用，堵劑的調(diào)節(jié)能力較低滲透模型的油藏差。

3結論

1）低黏固結可解凝膠堵劑體系在160 C 高溫、35000mg?L^-1 高礦化度下，成膠強度均高于 100kPa 在高溫、高礦化度下仍具有良好的封堵性能

2）低黏固結可解凝膠堵劑體系在 350°C 下堵劑初始突破壓力為 4.35MPa ，老化后5天突破壓力為 4.21MPa ，老化后30天突破壓力為 3.96MPa ，突破壓力保留率 gt;92.5% ，封堵率大于 98% ，表明該體系在高溫環(huán)境下具有優(yōu)異的耐沖刷性和耐高溫封堵性能。

3）低黏固結可解凝膠堵劑體系對于非均質(zhì)程度較低的工況，堵劑表現(xiàn)出較好的封堵調(diào)剖能力；對于非均質(zhì)較嚴重（級差 gt;10 ）的工況，與滲透率級差較低的儲層工況相比，其調(diào)剖的能力較差。

參考文獻：

[1]李廷禮，張墨，吳婷婷，等.渤海不同類型稠油油藏開發(fā)策略研究[J].天然氣與石油，2023，41（6）：110-116.

[2]于連東.世界稠油資源的分布及其開采技術的現(xiàn)狀與展望[J].特種油氣藏，2001（2）：98-103.

[3]孫煥泉，劉慧卿，王海濤，等.中國稠油熱采開發(fā)技術與發(fā)展方向[J].石油學報，2022，43（11）：1664-1674.

[4]蔣琪，游紅娟，潘竟軍，等.稠油開采技術現(xiàn)狀與發(fā)展方向初步探討[J].特種油氣藏，2020，27（6）：30-39.

[5]楊元亮.淺薄層超稠油水平井蒸汽驅(qū)汽竄控制因素研究[J].特種油氣藏，2016，23（6）：68-71.

[6]榮根，李繼堯.氮氣泡沫輔助蒸汽吞吐在稠油油藏的新進展[J].當代化工，2021，50（9）：2149-2152.

[7]劉暉，李翔，徐國瑞，等.海上油田泡沫堵水技術研究與應用[J].海洋石油，2012，32（2）：59-63.

[8]王佩華.泡沫堵水調(diào)剖技術綜述[J].鉆采工藝，2000（2）：60-68.

[9] 張莉，祝仰文，王友啟.稠油熱采新技術研究現(xiàn)狀及展望[J].鉆采工藝，2023，46（4）：64-70.

[10]黃波，陳維余，孟科全，等.縫洞型油藏瀝青質(zhì)增強凝膠聚合物體系的堵水性能試驗研究[J].當代化工，2021，50（10）：2287-2290.

[11]張光明，王正良，周曉俊，等.聚合物延遲交聯(lián)深部調(diào)剖堵水技術研究[J].石油與天然氣化工，2000（6）：308-310.

[12]吳文明，秦飛，李亮，等.塔河碎屑巖儲層超細碳酸鈣顆粒分選與封堵實驗[J].鉆井液與完井液，2013，30（5）：92-94.

[13]張浩，張世鋒，姚靖，等.氧化石墨烯封堵龍馬溪組泥頁巖機理研究[J].精細化工，2020，37（5）：1038-1044.

[14]李澤鋒，邵秀麗，錢濤.耐酸顆粒堵劑在低滲透油田注水井中的應用[J].油田化學，2019，36（3）：434-439.

[15]李雪嬌，付美龍，李亮，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏覆膜型體膨顆粒堵劑卡封機理微觀可視化研究及注入?yún)?shù)優(yōu)化[J].石油鉆采工藝，2019，41（6）：788-795.

Evaluation on Plugging Performance of Low Viscosity Solidified Gel in High Temperature and High Salt Environment

ZHANG Wei '， YUAN Yujing '， WANG Shaohua 2，3.4， WANG Cheng '， WANG Cheng 2.3.4.

MAO Qi 2.34， LI Siyuan 1， LI Yu2，34

（1.CNOOC （China） Co.，Ltd. Tianjin Branch， Tianjin 300459， China; 2. National Key Laboratory of Efficient Offshore Oil and Gas Development， Tianjin 30o73，China; 3.KeyLaboratoryof OffshoreHeavy OilThermal Recovery，Tianjin 3ooo73，China; 4.China Oilfield Services Co.，Ltd.， Tianjin 300459， China）

Abstract：Alooesiosoidgl（G）wasprepaed，itstmperatureandsaltsistane asvauated，ndtheetolo cohesionsolidifiedgel insimulatedformationunderhightemperatureandhighsaltenvironmentwas tested.Theexperimentalresults showed that the gel strength of LSG was 120kPa at 350°C . At 35000mg?L^-1 salinity， the gel strength of LSG was 102kPa the breakthrough pressure could reach 4.35MPa at 350°C ， the retention rate of breakthrough pressure was 92.5% after aging， and the plugging rate was greater than 98% ， showing good plugging performance in high temperature environment. Key words： Low viscosity; Gel; Plugging