巨厚塊狀稠油油藏高溫調剖技術研究與應用

張 思

(中國石油遼河油田公司特種油開發公司,遼寧盤錦 124010)

巨厚塊狀稠油油藏高溫調剖技術研究與應用

張 思

(中國石油遼河油田公司特種油開發公司,遼寧盤錦 124010)

厚塊狀稠油油藏往往在開發過程中油層動用程度嚴重不均，汽竄現象突出，開發效果差，為此，結合遼河油田巨厚塊狀稠油油藏特點，開展了高溫調剖技術研究，確定了調剖劑配方。礦場試驗表明，研制的高溫調剖劑能夠封堵高滲油層，同時注入驅油助排劑對低滲油層進行驅油助排，達到了改善吸汽剖面、提高油層縱向動用程度、改善蒸汽吞吐效果的目的。

遼河油田；巨厚油層；稠油油藏；高溫調剖劑

1 區塊概況

巖性以砂礫巖為主、儲層厚度大、埋藏深(1 500 m以上)的稠油油藏被稱為巨厚塊狀稠油油藏。以遼河巨厚塊狀稠油油藏區塊為試驗區塊，區塊存在汽竄井次逐年增加、汽竄程度越來越高的問題。目前，汽竄已經嚴重影響到了區塊的正常生產，不僅對采油井有影響，對注汽井也存在很大傷害。注汽井蒸汽竄入周圍采油井，導致部分蒸汽沿汽竄通道損失，蒸汽熱利用率降低，油井吞吐效果低于預期，油井液量和含水升高，產油降低，甚至為零，打亂了油井的生產平衡。2014年該區塊注汽汽竄47井次，被竄達83井次，造成注入蒸汽浪費及產量損失越來越大。因此，需要開展高溫調剖技術研究，以實現改善吸汽剖面、提高油層縱向動用程度、改善蒸汽吞吐效果的目的[1]。

2 高溫調剖機理及調剖劑材料確定

2.1 高溫調剖機理

復合段塞高溫調剖劑主段塞由耐溫的強凝膠堵劑和耐高溫封口劑組成，強凝膠堵劑能夠進入地層深部，封堵高滲透層或大孔道；耐高溫封口劑主要用于近井地帶封堵以提高調剖劑的耐溫及耐沖刷性能，從而達到迫使注入蒸汽轉向進入低滲油層、提高蒸汽波及體積、提高蒸汽吞吐效果的目的。在注汽前注入高溫驅油助排劑，可起到降黏、助排的作用，更好地動用低滲油層[2]。

2.2 高溫調剖劑配方篩選

稠油熱采區塊油井注蒸汽時，近井油層溫度在300 ℃以上，因此對封堵劑的耐溫性能和穩定性能具有較高要求；同時為了防止油層不被永久性封堵，又要求堵劑具有暫堵或堵后具有一定的滲透性。目前油田現場采用的高溫調剖劑有無機鹽類、聚合物類、泡沫類、樹脂類等，考慮到油井高溫調剖的目的是封堵高滲油層、動用低滲油層、實現高低滲透層分注合采，以及高溫調剖劑的強度、成本、耐溫等指標，最終決定采取由聚合物樹脂凝膠+無機封口組成的復合段塞高溫調剖劑[3]。主段塞配方采取不同濃度的高分子聚合物-酚醛樹脂交聯，并加入橡膠粉、樹皮粉等來提高堵劑強度和耐溫性能，無機封口劑采取水玻璃-氯化鈣雙液法或水玻璃單液法封堵劑，保證封口強度高、有效期長，提高措施的成功率[2-8]。

3 調剖封堵體系的性能評價

3.1 強凝膠堵劑室內實驗評價

在相同實驗條件下，分別改變部分水解聚丙烯酰胺、甲醛和酚的濃度，觀察堵劑的成膠時間，并用落球法對膠體強度做了簡單的對比測試，結果見表1、表2、表3[8]。

表1 水解聚丙烯酰胺濃度對性能的影響

表2 甲醛濃度對性能的影響

表3 混酚濃度對性能的影響

為降低堵劑成本，用混酚代替純酚進行了一系列室內實驗，實驗結果表明，在相同的濃度下，混合酚能夠達到和純酚相同的效果。

對實驗結果分析得知，隨著部分水解聚丙烯酰胺、甲醛和混酚濃度的增加，堵劑的成膠時間縮短、強度增大，但混酚濃度的增加比水解聚丙烯酰胺和甲醛的濃度增加對凝膠強度、成膠時間的影響要小一些。考慮到凝膠強度、堵劑的地面黏度、堵劑成本等因素，將水解聚丙烯酰胺的使用質量分數設計為0.8%～1.2%，甲醛的使用質量分數設計為1.5%～2.0%，混酚的使用質量分數設計為0.4%～0.6%。在滿足強度要求的前提下，改變部分水解聚丙烯酰胺、甲醛和混酚的濃度，可以對堵劑的成膠時間進行有效調節。

3.1.2 pH值對堵劑成膠時間的影響

在相同的實驗條件下，改變堵劑的pH值，觀察成膠時間的變化(表4)。實驗結果顯示，隨著pH值的升高，成膠時間延長，當pH值達到8以上時，堵劑很難成膠[4-6]。因此，在現場施工時，可以根據現場需要，利用調整pH值的方法來改變堵劑的成膠時間。

表4 pH值對堵劑成膠時間的影響

3.1.3 溫度對凝膠體的影響

將成膠后的堵劑裝入廣口瓶中密封，在60 ℃條件下放置90 d，然后裝入烘箱中，分別在高于220 ℃的不同溫度下條件放置7 d，觀察膠體的變化情況(表5)。在220 ℃條件下凝膠無水珠析出，并且球落在膠體上部，說明堵劑沒有破膠，高于220 ℃后，膠體均有不同程度量的水珠出現，而且球落的部位也不相同，膠體遭到了不同程度的破壞，說明強凝膠調剖劑隨著溫度的升高開始降解，當到達280 ℃時降解量可達75%以上。

簡單來說，以往日本的創新政策主要聚焦于促進產學官合作下的研究開發活動，但近年來的政策正在逐漸由技術合作向促進開創新業態方向發展。在以往的線性創新活動模式的基礎研究、應用研究、產品開發、量產化過程中，大學和國立研究機構承擔技術研究，應用研究由大學和大企業共同進行，然后由企業進行商品化。但是近年來，政府正在通過政策調整促進這種線性模式發生變化，主要的做法是先選擇適當的領域，然后將企業間、企業與用戶間的合作加入到創新活動中。

表5 強凝膠調剖耐溫實驗

3.2 驅油助排劑優選

為進一步改善調剖后蒸汽吞吐效果，在注完調剖劑后，注入高溫驅油助排劑，利用其高效洗油、降黏能力，提高低滲油層動用程度[3-7]。

驅油助排劑的篩選條件：①較好的耐高溫性能；②較高的表面活性及潤濕反轉能力；③與集輸系統使用的破乳劑配伍性好；④用量少、便宜、易配制。

考慮到地層中的黏土顆粒通常帶負電，采用包含直鏈烷基、支鏈烷基、烷基苯基的陰離子-非離子表面活性劑與一般表面活性劑復配而成，該驅油助排劑穩定性高，相溶性好。

(1)防乳破乳性能。將稠油與不同濃度的驅油助排劑混合，放入高壓釜中，恒溫24 h后觀察乳化情況，結果見表6。實驗結果表明，加入驅油助排劑后可防止油水乳化，并對已形成的乳狀液有破乳作用，防乳破乳效果明顯。

表6 驅油助排劑的防乳破乳性能

(2)降黏性能。將不同濃度的藥劑與同體積原油均勻混合后，在地層溫度(60 ℃)條件下測量黏度變化，結果見表7。實驗表明該藥劑有很好的降黏作用[4-8]。

表7 降黏實驗結果

3.3 固相顆粒粒徑的確定

決定顆粒大小的主要因素為地層孔喉大小，根據孔喉比對地層滲透率的影響公式，得出孔喉半徑。

式中：K——滲透率，10-3μm2；Rpt——孔喉比(5～10)；rt——孔喉半徑，μm；φ——孔隙度，%；τ——孔隙迂回度，%。

區塊平均滲透率為1138×10-3μm2，平均孔隙度23%，可計算出不同孔喉比時的孔喉半徑及對應的固相顆粒粒徑：固相顆粒粒徑在50～100目。由于計算時孔、滲參數采用的是平均值，此結果適合于區塊大部分區域，見表8。

表8 不同孔喉比下的顆粒大小

4 現場應用

2014年，高溫調剖技術在試驗區塊現場實施了4井次。截至到2014年12月30日，4口井累計增液2 249.2 t，增油855.5 t，單井平均增油213.9 t。目前正在生產的3口井每天仍有7 t的增油量，措施增產效果相對較好，注汽壓力都高于上輪，說明高滲層得到了封堵，注入蒸汽進入低滲油層，導致注汽壓力升高。

某措施井于1989年4月投產，吞吐5輪次，累積注汽量1.6234×104t，累積產油量1.7619×104t，累積產水量0.367×104t，采出程度約57%，剩余油飽和度約為25.8%，采出程度相對較高。考慮到該井完井方式為礫石充填，確定了采取聚合物凝膠段塞+高溫封口+高溫發泡助排劑相結合的施工方案。實施高溫調剖后，已生產了106天，累產油是上輪次的2.7倍，累產液是上輪次的4倍。初期注汽壓力比上輪次高了6 MPa，后期注汽壓力比上輪次高了3.6 MPa，調剖效果比較成功，高溫調剖劑有效封堵了高滲油層，迫使注入蒸汽轉向進入低滲油層，有效開發了低滲油層，使油井產量得到較大提升。

5 結論

(1)強凝膠堵劑與無機高溫封口劑的有效結合，提高了調剖劑的耐溫、耐沖刷性能，同時也降低了措施成本。

(2)固相顆粒的加入，不僅可以提高調剖劑的耐溫性能及強度，而且停留在孔道中的固相顆粒在以后的生產及吞吐中仍可起到持續封堵作用，并具有疊加效應。

(3)高溫調剖技術與高效驅油助排技術有機結合，實現了高滲透油層封堵、低滲透油層驅油的目的，能更好地動用低滲透油層，提高蒸汽吞吐效果。

(4)高溫調剖后的注汽作業中，在排量不高于上輪的情況下，注汽壓力增加幅度不超過上輪次平均注汽壓力的30%，低滲油層得到較好開發。

[1] 潘赳奔.稠油注汽井用高溫調剖封竄劑的研制與應用[J].特種油氣藏，2003,(4)：15-17.

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[8] 張紅霞.遼河油田蒸汽驅配套技術及下步攻關方向[J].內蒙古石油化工，2012,25(1):98-100.

編輯：李金華

1673-8217(2015)04-0105-03

2015-03-20

張思，1988年生，2010年畢業于重慶科技學院石油工程專業，現從事特種油開發研究工作。

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