高溫化堵技術在稠油古潛山的應用

杜延濤

摘 要：稠油古潛山高溫化學堵水技術是對于高含水、邊底水能量充足的生產井具有非常好的堵水效果，尤其對裂縫發育、底水大孔道、近井地帶虧空嚴重的高滲透層更為適宜。對由于注汽竄糟的高輪次蒸汽吞吐井也具有良好的改善吸汽剖面的作用，重點研究了該壓堵水體系的成膠液與礦化度、Ph值和溫度的關系，以及凝膠的自身特性等。

關鍵詞：遼河油田；高溫化堵技術用于稠油古潛山；樹脂栲膠粉

引言

“砂、蠟、水、稠”是困擾油田開發幾大難題。遼河油田擁有儲量豐富的稠油油藏，隨著蒸汽吞吐輪次的增加，油井含水急劇上升，造成稠油區塊很多油井因高含水關停。在曙一區稠油古潛山油藏，屬于邊底水和裂縫發育的塊狀稠油潛山油藏，具有油稠、底水能量充足、橫縱向裂縫均發育、油井含水上升速度快的特點，加上單井平均蒸汽吞吐輪次已經到6輪以上，油井含水逐年快速上升。如何控制含水繼續升高，提高油藏最終采收率成為目前潛山油藏面臨的最大難題。

1、高溫化堵技術

高溫化堵技術是針對曙一區稠油潛山油藏的發育特點以及生產現狀而開發的油井堵水工藝技術。該技術現場適應性廣，施工工藝簡單，在注汽情況下自然固化，不需要候凝，大大加快了施工進度，對于高含水、邊底水能量充足的生產井具有非常好的堵水效果，尤其對裂縫發育、底水大孔道、近井地帶虧空嚴重的高滲透層更為適宜。對由于注汽竄糟的高輪次蒸汽吞吐井也具有良好的改善吸汽剖面的作用。

1.1技術原理

該復合高溫堵劑主劑由天然高分子材料添加固化劑、增稠劑組成。對于高滲透裂縫型油藏，固體顆粒在一定壓力下擠入油層，遇熱膨脹，卡封空隙喉道與裂縫，從而達到堵水目的；助劑為自生泡沫材料與表面活性劑復配，在注汽環境下，可以用蒸汽作為它的汽相來發泡，自生泡沫材料生成大量氣體，在地層孔吼形成大量泡沫，并且隨著注汽量的增加，發泡量增加。泡沫在地層孔隙中形成賈敏效應，以此來封堵高滲透油層或汽竄層，強制蒸汽進入中、低滲透率油層，提高中、低滲透率油層儲量動用程度，達到封堵高滲透裂縫，提高原油采收率的目的；表面活性劑在高溫的環境下具有一定的洗油能力，在一定的程度上起到降粘洗油的作用。

1.2.1實驗原料配備

粉狀落葉松栲膠。

1.2.2 實驗內容

（1）膠凝反應時間測試

將配制好的堵劑置于高壓鋼筒，將鋼筒放入恒溫箱中。在120、150、180℃進行交聯實驗。膠凝時間的確定：加熱一段時間后，使容器迅速冷卻，取出樣品，觀察其是否喪失流動性。若已成膠，則在相同條件下縮短加熱時間，否則就延長加熱時間，直至得到準確的膠凝時間。

（2）凝膠強度的測定

凝膠強度采用突破真空度法來測定。

（3）成膠液的表觀粘度

用NDJ-7旋轉粘度計測定成膠液的表觀粘度。

1.2.3實驗結果與討論

（1）影響成膠的因素

①溫度對成膠的影響

由圖1可知，隨著反應溫度的升高，反應速度加快，凝膠時間縮短。

② PH值對成膠的影響

當pH <4時，栲膠沉淀；當pH >11時，栲膠水溶性變差，膠凝液不能成膠。因此適合的pH范圍為4～1。

③礦化度對交聯的影響

無機鹽（NaCl、MgCl2、CaCl2等）能顯著縮短栲膠的膠凝時間。栲膠溶液是一種低分子膠體溶液，電解質的加入可壓縮膠體粒子表面的雙電層，促使其交聯或聚沉。試驗得出，當NaCl含量超過5×104mg/L后，成膠強度急劇下降；而在此之前，成膠強度基本不受礦化度的影響。在NaCl含量達到105mg/L時，真空度仍能達到0.066MPa，由此可知，堵劑適用于高礦化度地層。

（2）膠凝液的粘度

典型配方膠凝液在25℃時的粘度為1.5mPa.s，用NDJ-7型旋轉粘度計測量粘度（使用皿號轉子組中因子為0.1的轉子，轉速為750r/min，剪切速率為3500S-1）。由此可知，改性落葉松栲膠高溫堵劑易于輸送和注入，適合于低滲透油田的調剖堵水作業。

①凝膠的熱穩定性

在密閉條件下，凝膠在120℃下放置48h，其質量變化在5%以內。由此可知，凝膠未脫水或溶解。180℃下放置120h，凝膠形態完好，質量變化在8%以內，可見其耐熱性能良好。

②凝膠抗酸、堿、鹽的能力

凝膠在5%HCl、5%NaOH和10%NaCl溶液中，加熱至250℃，6h后仍未溶解。這表明栲膠所生成的凝膠對酸、堿、鹽均有一定的抵抗能力，同時說明堵劑成膠后無法用酸、堿、鹽解堵。

1.3施工工藝技術指標

1.3.1注入排量和注入壓力

曙光采油廠熱采井蒸汽注入排量在8～18m3/h，注汽壓力最大可達16.5MPa，在施工中堵劑注入排量和注入壓力控制應為注汽參數的80%，即注入排量約7～14m3/h，注入壓力不能超過12MPa。這樣選擇注入參數有利于充分利用地層非均質特性，在地層內大量堵劑優先進入高滲透層位，而相對低滲透帶不會受到污染和傷害。

1.3.2現場施工步驟

（1）通井至人工井底；

（2）下高溫化堵施工管柱；

（3）正擠高溫調剖劑（干劑）（用0.3%高分子攜帶液攜帶）；

（4）用清水頂替油管、套管（頂替量按油管及油套環行空間體積計算）；

（5）按設計要求注汽。

2 現場實施情況

稠油古潛山高溫化學堵水技術從2003年開始進行室內實驗，2004年4月開始進入現場試驗， 2004年該技術在曙光采油廠共完成高溫化學堵水措施12口，措施有效率100%，與措施前相比，平均單井含水下降了14.7%，部分油井措施后，單井由措施前含水的100%下降到含水50%左右，初期最高日產油達20t以上。截止2006年12月未已累計增油18469.1t，目前措施井總日產量仍穩定在25t/d以上。

3結論和建議

（1）高溫堵劑為復合型堵劑，各種組分之間協同發揮作用，降水增油效果明顯。

（2）稠油古潛山高溫化學堵水技術能夠有效解決潛山油藏稠油井高含水問題，工藝措施簡單，措施成功率高，相對成本較低，降水增油效果明顯。

參考文獻：

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