無機硅酸凝膠SC-1的封堵特性室內實驗評價

侯永利,趙仁保,岳湘安

(1.中海油田服務股份有限公司生產事業部,天津塘沽 300450; 2.中國石油大學(北京)提高采收率研究中心,北京 102249)

無機硅酸凝膠SC-1的封堵特性室內實驗評價

侯永利1,趙仁保2,岳湘安2

(1.中海油田服務股份有限公司生產事業部,天津塘沽 300450; 2.中國石油大學(北京)提高采收率研究中心,北京 102249)

針對渤海油田老區塊增油控水的現狀,提出在海上油田使用無機硅酸凝膠SC-1調剖體系。室內實驗結果表明,該凝膠體系的封堵效率可以達到89%以上,其封堵穩定性與滲透率有關,在滲透率為7.95μm2時,經過23 PV水沖刷后,封堵效率仍然可以達到99.24%,但是在滲透率為0.152μm2時,經過22 PV水沖刷后,封堵效率僅為4.13%。在平面非均質并聯管實驗中,該體系能夠高效封堵高滲水層,改善縱向矛盾,提高高、低滲層的采收率,分別為4.92%和6.45%。結合無機凝膠的污染小、成本低的特點,此凝膠體系在海上油田有很廣闊的應用前景。

無機硅酸鈉;CO2;調剖;采收率

我國大多數油藏的前期都經過了長期水驅沖刷,在油藏中形成眾多突進或者竄流通道,導致高滲透率地帶的含油飽和度極低,低滲透地帶的原油卻無法采出,進而影響采收率。穩油控水是海上油氣田延長生產壽命并提高原油采收率的主要途徑,調剖堵水又是穩油控水的主要措施之一。渤海油田主要作業區層間非均質性強,滲透率差異大,油水黏度比大,各小層、各防砂段吸水不均勻,隨著開采過程的進行,產油量下降快,含水上升速度加快,因此很有必要采用調剖手段封堵高滲層和竄流通道進而提高原油采收率。目前,注水井調剖主要有機械調剖和化學調剖,海上油田以分層注水機械調剖為主,但是機械調剖一般用于竄層比較明顯的水竄情況,且無法實現深部有效調剖。隨著海上油田含水率的上升和提高采收率的更高要求,化學調剖是實現區塊調剖的重要手段。

結合目前國際溫室氣體減排壓力[1-2]和海洋作業環境要求,很有必要從無機凝膠角度實現注水井調剖。本文通過使用CO2氣體作為活化劑與無機硅酸鈉溶液反應生成無機硅酸凝膠實現穩油控水。CO2氣體一方面作為活化劑促使無機硅酸鈉溶液膠凝,一方面還可以使稠油降黏、原油膨脹,從而實現調驅的目的。

1 實驗

1.1 SC-1無機硅酸凝膠成膠機理

無機硅酸凝膠是由無機硅酸溶膠轉變而成的一種失去流動性的凝膠體系,根據形成溶液的pH值可以分為酸性硅酸凝膠和堿性硅酸凝膠。陸慶瑋[3]等人認為,在堿性或微酸性(pH>2)溶液中,生成的硅酸膠體顆粒由帶負電荷轉變為帶正電荷,膠粒因帶同性電荷而相斥,形成相對穩定的溶膠,經過一定時間的靜置,溶膠轉變成凝膠。當CO2氣體被作為活化劑與硅酸鈉溶液反應時,由于CO2氣體的高壓、酸性特點,硅酸根離子與CO2水溶液電離出的H+結合生成單硅酸,形成的單硅酸中的硅原子再與OH-離子聚合形成二聚物或者三聚物。聚合鏈繼續下去,形成多聚硅酸的膠粒子。膠粒粒子進一步長大,形成硅酸凝膠。由于無機硅酸凝膠膠凝時間很短,因此建議在現場應用中可采用隔離段塞交替注入的方式。

1.2 實驗材料和儀器

硅酸鈉母液(濃度40%,密度1.36 g/cm3,模數2.8～3.2,河北廊坊廣山精細化工有限公司), CO2(北京海譜氣體公司,純度99.9%),人造巖心(自制),蒸餾水(自制),石英砂(40～60目,160～200目)。

巖心夾持器(江蘇海安石油設備有限公司),回壓閥(江蘇海安石油設備有限公司),2PB-00C平流泵(北京衛星制造廠),壓力傳感器(量程范圍內精度為±0.25%),手動壓力泵(江蘇海安石油設備有限公司),電子天平(日本SHIMADZU公司,精度達±0.1 mg),活塞式中間容器(江蘇海安石油設備有限公司),填砂管(Φ25 mm×300 mm)

1.3 SC-1無機硅酸凝膠封堵能力評價實驗

實驗在巖心流動實驗裝置(圖1)進行,抽真空,飽和水,水測滲透率;注入堵劑溶液,直至溶液浸滿巖心;為避免溶液由于重力下沉沒有波及到巖心上沿,在堵劑注入后期憋壓,以保證溶液全部波及到巖心;關閉巖心夾持器出口,低速注入CO2氣體,保證體系能夠在CO2的高壓環境下反應成膠;靜置12 h,水測堵后巖心滲透率;為避免由于壓力突降造成的巖體或者膠體結構的破壞,且能增加物理模擬與油藏環境的相似系數,在夾持器出口端增加與反應壓力環境相同的回壓環節。實驗參數:成膠溫度45℃,成膠時間12 h,反應壓力4 MPa,回壓4 MPa,注入堵劑體積1 PV。

圖1 巖心流動實驗裝置Fig.1 Core flow experimental equipments

1.4 SC-1無機硅酸凝膠封堵穩定性實驗

本實驗從凝膠體系在長期水沖刷的條件下評價了凝膠的穩定性。通過測定填砂管在封堵前后的水測滲透率,然后通過滲透率的下降程度來決定封堵效果;再以一定的流速長期反向水驅,測定滲透率,以此判斷此體系的封堵穩定性,實驗分別采用封堵后的填砂模型(滲透率較高)和壓制模型(滲透率較低)作為研究對象。具體實驗過程如下:

多孔介質抽真空、飽和水;水驅,待驅替壓力穩定后,計算其水測滲透率;注入體系溶液,低速注入CO2氣體,候凝12 h;反向長期水驅并計算滲透率。

1.5 SC-1無機硅酸凝膠選擇性封堵實驗

封堵選擇性決定著此無機封竄體系進入高滲層的能力以及對低滲層的傷害程度,亦即封堵大孔道的能力,這對于無機硅酸凝膠調剖有很好的參考價值和借鑒意義。本實驗用30 cm填砂管并聯模擬實際油藏條件下平面上的非均質情況,其中高滲管采用40～60目的石英砂,低滲管采用160～200目的石英砂填充。分別將兩根填砂管飽和水,水測滲透率。將煤油注入到填砂管中,直至出口100%為煤油;將0.35 PV的SC-1溶液注入到高、低滲并聯填砂管中,通過出油水體積來計量SC-1的分流率;在填砂管中緩慢注入CO2氣體并通過回壓閥使砂管內反應壓力保持在2 MPa,反應時間12 h,水測滲透率。改變注入順序,研究了兩種注入方式下SC-1和CO2體系的封堵效果。

1.6 SC-1無機硅酸凝膠封竄驅油實驗

在并聯管實驗中,水驅至雙管不出油時,采用先注入SC-1,后注入CO2氣體的方式注入凝膠體系,考察了凝膠對于高、低滲填砂管的封堵效果以及提高采收率情況,實驗過程同上實驗。恒溫箱溫度60℃,反應壓力2.4 MPa;SC-1凝膠溶液0.35 PV。

2 實驗結果與分析

在室內實驗中,通常選擇封堵效率S作為凝膠封堵強度的一個判斷指標。封堵效率S表示封堵前后滲透率的下降程度,其計算式如下:

式中:S為封堵率;K0為注入凝膠前的水測滲透率,μm2;K1為凝膠膠凝后的水測滲透率,μm2。

2.1 SC-1無機硅酸凝膠封堵能力

實驗結果(表1)表明,在特定巖心和滲透率范圍之內,此凝膠能夠大幅度地降低巖心滲透率,即有效地限制了注入水指進,且封堵效果隨著堵劑溶液濃度的增大而愈發明顯,封堵效率可以達到89%以上。無機凝膠封堵的主要機理是硅酸凝膠以顆粒的形式分布在大孔道或者竄流通道中,限制驅替流體的運移。由于體系具有“易分散”的性質,導致體系在實驗封堵過程中出現封堵強度不是很高的現象,因此該凝膠在調剖作業中能夠保持“堵而不死”的特性。

表1 不同濃度SC-1體系封堵效果Tab.1 Plugging efficiency of SC-1 gel systems with different concentrations

2.2 SC-1無機硅酸凝膠封堵穩定性

凝膠的封堵穩定性是凝膠封堵能力之外評價凝膠性能的又一個重要指標。穩定性越強,凝膠體系作用的有效期越長。

就填砂模型而言,體系成膠前填砂管水測滲透率為7.95μm2,孔隙體積為43 mL,封堵后水測滲透率為0.055μm2,其封堵效率為99.31%,說明封堵體系在此滲透率條件下具有很好的封堵能力。以流量為0.4 mL/min的流速向填砂管中反向注入1 000 mL水,水測滲透率最后穩定在0.060μm2左右,封堵效率為99.24%,說明此體系在注入23 PV水后,仍具有很強的穩定性和抗沖刷能力,從圖2可以看出,經過41 h的沖刷,此體系仍能保持良好的封堵性能(中間凸起部分為換水環節)。

就壓制模型而言,巖心封堵前后的水測滲透率分別為0.152μm2和0.016μm2,封堵效率為89.78%。以0.5 mL/min的流速向巖心中不間斷注入模擬地層水評價封堵穩定性,實驗主要通過巖心兩端的驅替穩定壓差的變化評價凝膠體系在水沖刷后的穩定性(圖3)。結果表明,隨著注入水量的增加,凝膠體系受到不間斷的沖刷,考慮到無機凝膠的潰散性,因此凝膠的結構遭到破壞,從而導致穩定壓力逐漸降低。

通過上述不同模型的穩定性評價實驗同樣可以發現,SC-1無機硅酸凝膠對于多孔介質的封堵能力及其穩定性與多孔介質的結構以及滲透率有關。根據SY/T6285—1997中關于巖石滲透率的分類方法,我們認為,SC-1無機硅酸凝膠對于特高滲多孔介質或者裂縫竄流通道的封堵穩定性很強,在滲透率為7.95μm2時,經過23 PV水沖刷后,封堵效率仍然可以達到99.24%,但是在中滲多孔介質中,SC-1無機硅酸凝膠在長期水沖刷條件下的封堵穩定性越來越低,在滲透率為0.152μm2時,經過22 PV水沖刷后,封堵效率僅為4.13%。因此,該凝膠體系對于滲透率的選擇性較為明顯,能夠有效穩定封堵高滲層或者裂縫通道,且對中低滲層的封堵作用隨著注水時間的延長逐漸削弱,因而有利于低滲層儲量的動用。

圖2 SC-1無機硅酸凝膠封堵后凝膠穩定性研究Fig.2 The plugging stability of SC-1 gel system

圖3 累計注入水對于凝膠穩定性的影響Fig.3 The effect of accumulative injected water on gel stability

2.3 SC-1無機硅酸凝膠封堵選擇性

根據CO2在水油中溶解度及與SC-1的反應特性的差別,對CO2和SC-1體系的選擇性封堵性能進行了初步評價。

(1)注入順序為SC-1和CO2,實驗結果見表2。第1次SC-1注入量為0.35 PV,其中高滲管中進入0.29 PV,低滲管中進入0.06 PV。水驅油后高滲管中殘余油飽和度為16.7%,低滲管中殘余油飽和度為44.7%。第2次SC-1注入量為0.35 PV,其中高滲管中進入0.25 PV,低滲管中進入0.10 PV。水驅油后高滲管中殘余油飽和度為35.3%,低滲管中殘余油飽和度為43.8%。

(2)注入順序為CO2和SC-1,實驗結果見表3。第1次SC-1注入量為0.35 PV,其中高滲管中進入0.24 PV,低滲管中進入0.11 PV。水驅油后高滲管中殘余油飽和度為18.8%,低滲管中殘余油飽和度為11.6%。第2次SC-1注入量為0.35 PV,其中高滲管中進入0.22 PV,低滲管中進入0.13 PV。高滲管中殘余油飽和度為32.9%,低滲管中殘余油飽和度為19.6%。

表2 SC-1和CO2體系選擇性封堵實驗結果Tab.2 The selective plugging effect of SC-1/CO2gel system

表3 CO2和SC-1體系選擇性封堵實驗結果Tab.3 The selective plugging effect of CO2/SC-1 gel system

從表2和表3可以看出,兩種注入方式下CO2和SC-1體系對高滲層都有較強的封堵效果,平均封堵率可以達到97.5%,因此注入方式對于凝膠強度的影響甚微。由表2可以看出,當水驅后低滲管內的殘余油飽和度高于高滲管時,注入凝膠體系后,凝膠對低滲管并沒有形成有效的封堵,反而出現滲透率略微增大的現象。但是當水驅后低滲管內的殘余油飽和度低于高滲管時(表3),注入凝膠體系后,凝膠對于低滲管的平均封堵效率達到了87.4%。渤海油田特別是高孔高滲油田,由于層間非均質性嚴重,水沿高滲層突進,導致低滲層的大量殘余油無法開采,通過注入SC-1無機凝膠可以有效封堵高滲透水竄層,使得后續流體轉向進入低滲透層,解決了非均質油藏由于層間矛盾導致水驅開發效率低的問題。

2.4 SC-1無機硅酸凝膠調剖驅油實驗

實驗結果見表4。從中可以看出,該封堵體系能夠有效地調整平面矛盾,對高滲層的封堵效率達到了97.11%,且調整矛盾后,能夠有效地提高高、低滲層的原油采收率,分別達到4.92%和6.45%。結合渤海油田老油田穩水增油技術的現狀及無機硅酸凝膠的“低本高效”,采用該無機硅酸凝膠實現調剖增油有很好的發展潛力。

表4 無機硅酸凝膠在并聯填砂管中調剖驅油實驗Tab.4 The profile control and flooding effect of SC-1 gel system in parallel sand packs

3 結論與建議

(1)SC-1無機凝膠在多孔介質中以顆粒的形式的存在,極大地限制了驅替流體的流動,從而有效地控制了驅替相的流度。通過實驗表明,采用SC-1凝膠可以使巖心的封堵效率達到89%以上,但是由于體系本身的潰散性,封堵強度有待提高。

(2)穩定性實驗表明,SC-1無機硅酸凝膠對于特高滲多孔介質或者裂縫竄流通道的封堵穩定性很強,在滲透率為7.95μm2時,經過23 PV水沖刷后,封堵效率仍然可以達到99.24%,但是在中滲多孔介質中,SC-1無機硅酸凝膠在根據其水沖刷條件下的封堵穩定性越來越低,在滲透率為0.152μm2時,經過22 PV水沖刷后,封堵效率僅為4.13%,并且SC-1無機凝膠具有很好的油水選擇性,含油飽和度越高,凝膠強度越弱;

(3)SC-1無機凝膠能夠有效地調整平面矛盾,對高滲層的封堵效率達到了97.11%,且能夠有效地提高高、低滲層的原油采收率,分別達到4.92%和6.45%。

[1]Caldeira K,Rau G H.Accelerating carbonate dissolution to sequester carbon dioxide in the ocean:Geochemical implications [J].Geophysical Research Letters,2000,27(2):225-228.

[2]錢伯章.碳捕捉與封存(CCS)技術的發展現狀與前景[J].中國環保產業,2008,(12):57-61.

[3]陸慶瑋,王一兵,海爾漢.硅酸凝膠生成條件與機理探討[J].內蒙古工業大學學報,1994,13(3):17-21.

Experimental evaluations on the plugging performances of SC-1 silicic acid gel system

Hou Yongli1,Zhao Renbao2,Yue Xiang’an2
(1.Production Optimization,China Oilf ield Services Limited,Tanggu,300450;2.Enhance Oil Recovery Research Center,China University of Petroleum,Beijing102249)

A kind of silicic acid gel was developed as a profile control system to increase oil production and control water production in Bohai offshore oilfields.The experiments indicated that the plugging efficiency of the gel system could be above 89%.The retention rate of plugging efficiency was 99.24%and 4.13% respectively corresponding to water measuring permeability of 7.95μm2and 0.152μm2when 23 PV and 22 PV water was injected respectively.Easily getting into high perm eability formation and large pores, increasing with the increase of permeability.In the parallel sand packs,the gel system could preferentially enter high-permeability layer and form effective plugging,which thus improved vertical profile and enhanced oil recovery in the high and low-permeability pack by 4.92%and 6.45%respectively. Considering its low cost and low pollution,the gel system performed great application prospect in offshore oilfields.

silicic acid gel;carbon dioxide;profile control;recovery

book=6,ebook=40

TE357.43

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.048

1008-2336(2010)02-0048-05

2009-12-28;改回日期:2010-01-25

侯永利,1984年生,男,2009年獲得中國石油大學(北京)油氣田開發工程專業碩士學位,現從事提高采收率工作。E-mail: houyl@cosl.com.cn。