GW高溫調剖劑技術應用研究

顧 宏，汪小平，潘衛國，白文海，齊 鵬

(1.遼河油田金馬油田開發公司，遼寧盤錦 124010;2.丹諾(北京)石油技術服務有限公司，北京 100015)

稠油油田吞吐開發后期采用蒸汽驅開發，由于儲層的非均質性、油汽水密度、黏度的差異造成蒸汽超覆、指進、汽竄及層內層間受效不均等矛盾，直接影響蒸汽驅開發效果［1－3］。例如黑帝廟油田蒸汽驅3個井組中12口對應油井存在汽竄跡象，正常生產時12口油井產油96.0 t/d，含水率77.5%，井口溫度48.3℃;出現汽竄跡象后，產油為 26.3 t/d，影響產量 69.7 t，含水率上升13.8%，井口溫度平均上升7.7℃。針對蒸汽驅生產中對應油井汽竄問題，主要采用高溫調剖技術來解決，從調剖機理上主要分為固體顆粒類調剖、高溫凝膠類調剖、高溫泡沫類調剖。凝膠類調剖劑中聚合物高于90℃后降解嚴重，限制了其在熱采過程中的應用;無機顆粒類高溫調剖劑耐高溫，但只能在近井地帶進行封堵;高溫泡沫類調剖劑封堵有效期短，大孔道封堵效果差。隨著稠油油藏蒸汽驅開發時間增長，地層非均質性越來越嚴重，單一調剖體系存在作用時間短、作用效果有限的問題［2，4－5］。對此，我們開展 GW 高溫調剖劑研究，解決調剖劑體系耐溫性能、封堵性能、調剖有效期和封堵半徑。

1 GW高溫調剖劑

GW調剖劑由無機復合堵劑組成，配制成懸浮液(長×寬×高)注入地層，通過復合堵劑的選擇性進入大孔道，在一定時間固化，并與地層膠結，從而達到調剖封竄目的。

復合堵劑主劑為粉末狀無機材料，不溶于水，平均粒徑為15 μm;通過增黏劑、穩定劑在水中的懸浮作用使漿體成為穩定的懸浮液，為假塑性流體，具有良好的泵送效果;進入地層后靜態黏度提高，有利于封堵，且通過促凝劑和緩凝劑的作用，能有效調節其凝固時間，達到有效封堵目的層作用。調堵液中所有組分均參加化學反應，水也是其中重要的反應物，最終以結晶水形式存在于固化體中，因而固化后體積不會因失水而收縮，最終產物為硅酸鹽物質，該物質結晶強度高、膠結緊密。

GW 調剖劑基本性能:密度 1.19～1.20 g/cm3，可泵送時間12 h保持液態(60℃)，固化時間20 h轉變為固體(65℃)，穩定性3 h上下密度差為0.01 g/cm3，固化后耐溫350℃。

2 實驗

2.1 實驗條件

實驗用油為大慶油田原油，65℃下黏度為9.8 mPa·s。實驗用水為大慶油田清水和污水，其離子組成見表1。封堵實驗用水為清水，雙管并聯驅油實驗用水為污水。

表1 大慶油田水質分析

實驗巖心為石英砂環氧樹脂膠結人造巖心，幾何尺寸(長 ×寬 ×高)為15 cm ×4.5 cm ×4.5 cm，為了模擬地層中大孔道形成情況，沿巖心長度方向鉆孔，孔深分別為3，6，9 cm，孔徑分別為0.8，16.0，25.0 mm，填充石英砂，粒徑為35～40目。

驅替實驗設備主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。

實驗溫度:雙管并聯驅油實驗為65℃，其他實驗為常溫。

2.2 抗壓強度測定方法

將GW調剖劑倒入固化模具中，抹上黃油密封，放入65℃恒溫水浴中養護一定時間，打開模具，取出固化體，保持2個端面平整，放在試驗機上部支承塊下面中心位置，下壓1 cm時壓力為其抗壓強度，計算公式如下:

式中，P為試樣抗壓強度，N/cm2;F為試樣下壓1 cm時載荷，N;A為試樣截面積，cm2。

2.3 封堵實驗

分別測定鉆孔前后、填砂前后巖心水相滲透率，將鉆孔和未鉆孔巖心并聯，注入GW調剖液，將巖心在實驗條件下放置24 h，水驅至注入壓力穩定，計算滲透率和封堵率。

2.4 雙管并聯驅油實驗

分別測定鉆孔前、填砂后巖心水相滲透率;巖心飽和油，計算含油飽和度;鉆孔和未鉆孔巖心并聯組成模型，水驅至含水率98%;將鉆孔巖心注入GW調堵液;將鉆孔巖心在實驗條件下放置24 h;由鉆孔巖心和未鉆孔巖心并聯組成模型，水驅至含水率98%，計算采收率和分流率。上述實驗水驅過程注入速度為0.6 mL/min。

2.5 耐高溫性能實驗

配制GW調剖液，注入1.0 PV GW調剖液，在120℃下養護48 h，注入2.0 PV清水測定巖心滲透率，將巖心放入高溫高壓鋼瓶中，在300℃恒溫箱中加熱7 d，注入2.0 PV清水測定水相滲透率，計算封堵率。

3 結果與討論

3.1 養護時間對抗壓強度的影響

配制GW調剖液，養護溫度65℃，稠化時間35 h，考察養護時間對其抗壓強度的影響，結果見表2。隨著養護時間延長，抗壓強度增加，從而提高其封堵能力和有效性。

表2 養護時間對抗壓強度的影響

3.2 封堵試驗結果

封堵試驗結果見表3。對于單塊巖心，鉆孔巖心封堵率高于未鉆孔巖心的;對于鉆孔巖心，隨著孔長度增加，封堵率增加;孔長度相同條件下，隨著孔徑增加，封堵率增加。對于并聯巖心物理模型，當鉆孔巖心尺寸為φ25 mm ×9 cm時，候凝24 h，封堵率可達78.1%，表現出較強的封堵能力。

由于調堵液中顆粒不溶于水，且平均粒徑為15 μm，因此，調堵液的主劑粒徑使其具有自主選擇進入大孔道的特性［3，6］。

表3 封堵試驗結果

3.3 雙管并聯驅油實驗結果

巖心孔尺寸為φ16 mm×9 cm，雙管并聯驅油實驗結果見表4。

從表4看出，水驅結束注調堵液后，模型各小層采收率呈現不同程度增加，其中未鉆孔巖心采收率增幅較大，鉆孔巖心采收率增幅較小。與水驅采收率比較，調驅采收率年均增幅18.2%，表現出較好的調剖效果。

表4 雙管并聯驅油實驗結果

在水驅階段，隨著注入量增加，高滲透層分流率增加，低滲透層降低。在注入調剖液后續水驅階段，隨著注入量增加，高滲透層分流率先減小后增大，低滲透層分流率先增大后減小。在后續水驅結束時，與水驅結束時比較，高滲層分流率從99.0%降至79.6%，表現出了較強的液流轉向能力。

雙管并聯驅油實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入量的關系見圖1。在水驅階段，注入壓力逐漸降低，含水率和采收率快速上升。注入調堵液后續水驅階段，注入壓力升高后降低，含水率降低后升高，采收率明顯升高。與水驅階段相比較，注入調堵液后注入壓力升幅、含水率降幅和采收率增幅較大，表現了較強的封堵能力。

圖1 含水率、采收率和注入壓力與注入量的關系

3.4 耐高溫性能

采用40目填砂管進行耐高溫封堵實驗，結果見表5。

表5 300℃加溫后巖心封堵率

從表5看出，高溫后封堵率平均在90%以上，說明耐高溫調堵劑固結體經高溫高壓后，封堵率完全能滿足稠油熱采高溫調堵的要求。

4 現場試驗效果

2013年在黑帝廟油田蒸汽驅對應生產井上實施高溫調剖5口井，5口汽竄井封堵前汽竄嚴重，井口出液溫度最高達90℃，封堵后溫度大幅下降，平均單井降溫33℃，說明對汽竄通道封堵效果好。封堵汽竄通道，使油井近井地帶汽驅方向改變、擴大了蒸汽驅油面積，使鄰井得到注汽能量補充。供液能力提高，產油增加、含水率下降。緩解了平面矛盾。措施后增油957.3 t，10口間接受效井增油 1 171.9 t，累計增油 2 129.2 t，至2014年10月底，投入產出比1∶4.3。

其中M25井于2013年11月1日進行高溫調剖試驗，以封堵竄流通道，降低油井水含水率，提高縱向動用程度。施工壓力上升3.5 MPa，竄流通道得到有效封堵。頂替液處理范圍0～3 m，可保持近井地帶壓降曲線不受影響。注汽壓力上升3.4 MPa，油層動用程度提高。本周期生產119 d，累計產油量203 t，產水量2 590 m3，周期最高產油 4.6 t/d，含水率 87.4% ，階段增油 154 t。

5 結論

1)GW高溫調剖劑具有良好的懸浮性、耐溫性和封堵強度，可以實現地層深部調堵。

2)GW高溫調剖劑平均粒徑為15 μm，不能進入孔喉小于15μm的普通油層，可實現對大孔道有效封堵。

3)現場試驗表明，GW高溫調剖措施后，平均有效期達1 a以上，對比其他高溫調剖體系具有明顯優勢。

［1］高博.汽驅動態調控技術及在齊40塊井組中的應用［J］.石油地質與工程，2010，24(1):84 －90.

［2］趙修太，付敏杰，王增寶，等.稠油熱采調堵體系研究進展綜述［J］.特種油氣藏，2013，20(4):1 －4.

［3］宋春紅，趙長喜，吳荷香，等.泌淺10斷塊蒸汽驅整體調剖堵竄技術應用研究［J］.石油地質與工程，2010，24(1):101－103.

［4］劉清華，裴海華，王洋，等.高溫調剖劑研究進展［J］.油田化學，2013，30(1):145 －149.

［5］佟爽，劉永建.蒸汽熱力采油中抗高溫調剖堵劑的應用與展望［J］.中外能源，2012，17(1):47 －50.

［6］潘赳奔，欒林明，張國榮，等.稠油注汽井用高溫調剖封竄劑的研制與應用［J］.精細石油化工進展，2003，4(4):15－17.