熱采吞吐用熱固性堵劑室內實驗研究

王少華 汪成 吳春洲 肖灑

摘 ?????要：渤海油田部分熱采井進入第三輪次熱吞吐，受邊底水影響，部分熱采井面臨高含水威脅，如何使熱流體熱不沿大孔道突進、提高熱波及體積是提高熱吞吐效果迫切需要研究和解決的難題，因此研制出熱固性堵劑并采用高溫老化箱、材料試驗機、巖心驅替裝置，考察了熱固性堵劑的耐高溫性能、封堵性能并對堵劑注入工藝參數進行優化。結果表明，在150、200及250 ℃條件下，成膠后的熱固性堵劑在300 ℃下加熱48 h其抗壓強度保留率均大于85%。熱流體溫度為300 ℃時熱固性堵劑的封堵壓差為1.2 MPa。隨著巖心滲透率由1達西增加至5達西，堵劑封堵壓差逐漸變小，從2 MPa降至0.6 MPa。隨著堵劑注入量的增加，熱流體驅油效率逐漸增加，堵劑最佳注入量為0.2 PV。巖心出現竄流時，堵劑可提高熱流體的驅油效率10%以上;堵劑的注入時機對熱流體驅替效率的影響在1.38%以內。

關 ?鍵 ?詞：多元熱流體;蒸汽吞吐;稠油熱采;熱固性堵劑;調剖堵水

中圖分類號：TE357.4 ?????文獻標識碼： A ??????文章編號：1671-0460（2019）06-1129-04

Abstract： Some thermal recovery wells in Bohai oilfield have entered the third round of thermal stimulation. Due to the influence of the bottom water， some thermal recovery wells are threatened by high water cut. How to make the thermal fluid heat not to rush along the large pores and increase the heat swept volume to improve the heat absorption effect is urgent problems to solve. Therefore， a thermosetting plugging agent was developed，and the high temperature aging box， material testing machine and core flooding device were used to investigate the high temperature resistance and plugging performance of the thermosetting plugging agent and optimize the plugging process parameters. The results showed that after thermosetting plugging agent after gelation at 150， 200 and 250 ℃ was heated at 300 ℃ for 48 h， its compressive strength retention rate was more than 85%. When the temperature of the hot fluid was 300 ℃， the plugging pressure difference of the thermosetting plugging agent was 1.2 MPa. As the core permeability increased from 1 Darcy to 5 Darcy， the plugging pressure was gradually reduced from 2 MPa to 0.6 MPa. With the increase of the amount of plugging agent injection， the efficiency of hot fluid flooding was gradually increased， and the optimal injection amount of plugging agent was 0.2 PV. When the core crossflow appeared， the plugging agent increased the oil displacement efficiency of the hot fluid by more than 10%; The injection timing of the plugging agent had effect on the thermal fluid displacement efficiency within 1.38%.

Key words：Multiple thermal fluids; Steam huff and puff;Heavy oil thermal recovery; Thermoset blocking agent; Profile control and water shutoff

自2008年，天津分公司首次在南堡35-2油田南區進行熱采作業[1]，取得了良好的增產效果[2-5]。熱采技術的應用為海上非常規稠油油田的有效、高效開發提供了技術支持。隨著海上稠油熱采的深入開展，部分熱采井進入第三輪次熱吞吐，同時受邊底水影響部分熱采井面臨高含水威脅，如何使注熱不沿大孔道突進、提高熱波及體積、降低熱采井含水，是下步提高熱吞吐效果迫切需要研究和解決的難題[6]。

因此，以南堡35-2油田為目標油田，開展多輪次注熱調堵工藝技術研究工作，針對多輪次吞吐中注熱剖面調整、中高含水熱采井施工措施研究，以及稠油注蒸汽熱采的高溫、高強度的特點，研發在稠油熱采后期開發封堵能力高、強度大、有效期長、耐高溫性能好，并且堵劑封堵高滲通道后可經受注入蒸汽反復沖刷仍然長期有效的高溫堵劑具有重要意義。

熱固性堵劑是由低分子物質經過縮聚反應產生的高分子物質[7]，在常溫下將堵劑擠入地層高滲透層帶，堵劑在地層溫度下固化形成凝硬性非滲透樹脂，封堵高滲透層位和汽竄通道[8]，具有強度高、有效期長等優點，適用于封堵裂縫、孔洞、大孔道和高滲透層。

因此選擇適合南堡35-2油田多元熱流體吞吐的熱固性堵劑尤為重要。本文針對南堡油田稠油熱采井的高孔高滲特點，結合多元熱流體技術特點與注入氣體組成，對熱固性堵劑進行靜態和動態性能評價，考察熱固性堵劑耐高溫能力、封堵效果，并優化最佳的凝膠質量濃度和注入量，最終確定適用于多元熱流體吞吐技術的熱固性堵劑，為現場的多輪次熱采調堵提供指導。

1 ?實驗部分

1.1 ?主要儀器及材料

儀器：熱采多功能巖心驅替裝置，包括恒溫箱、注入泵、填砂管（Φ38 mm×300 mm）、中間容器（1 000 mL）、壓力傳感器等;烘箱、高溫老化罐。油樣：南堡35-2油田A-X井原油，地面脫氣原油50 ℃時黏度為2 094 mPa?s。水樣：A-X井模擬地層水，水型為CaCl2，礦化度為7 165 mg/L;其中（Na++K+）質量濃度為2 270 mg/L，Ca2+為124 mg/L，Mg2+為151 mg/L，Cl-為3 341 mg/L，HCO3-為870 mg/L， SO42-為394 mg/L。藥劑與氣體：熱固性堵劑、二氧化碳與氮氣（純度99.9%）;

1.2 ?實驗方法

1.2.1 ?堵劑抗壓強度性能實驗

熱固性堵劑成膠后固化形成硬度很大的非滲透樹脂，抗壓強度評價方法參照國標《GB/T 13465.3-2014 不透性石墨材料試驗方法 第3部分：抗壓強度》執行。

1.2.2 ?一維巖心驅替實驗

實驗方法按中華人民共和國石油天然氣行業標準SY/T 6315-2017《稠油油藏高溫相對滲透率及驅油效率測定方法》執行。

2 ?結果與討論

2.1 ?熱固性堵劑高溫老化實驗

熱固性堵劑在高溫下成膠形成黑色半固體凝膠，將在150、200及250 ℃條件下成膠的熱固性堵劑放置于300℃的高溫烘箱中恒溫48 h，定時取出，冷卻至室溫，測量其膠體強度，考察其熱穩定性。

圖1是熱固性堵劑在不同溫度下成膠后的抗壓強度。由圖1可知，150、200及250 ℃條件下固結后的膠體，經過300 ℃高溫條件下熱老化48 h后，固結體的抗壓強度變化幅度較小。150 ℃下成膠的熱固性堵劑其抗壓強度從2.5 MPa逐漸降至2.2 MPa后趨于穩定，抗壓強度保留率為88%。200 ℃下成膠的熱固性堵劑其抗壓強度從1.5 MPa逐漸降至1.3 MPa后趨于穩定，抗壓強度保留率為87%。250 ℃下成膠的熱固性堵劑其抗壓強度從1.0 MPa逐漸降至0.85 MPa后趨于穩定，抗壓強度保留率為85%?？梢娫?50、200及250 ℃條件下成膠后熱固性堵劑均有很好的耐熱性，其抗壓強度保留率均大于85%。另外隨著成膠溫度從150 ℃升至250 ℃，熱固性堵劑的抗壓強度從2.2 MPa降至0.85 MPa，原因是熱固性堵劑是由低分子物質經過縮聚反應產生的高分子物質，成膠環境溫度高，高分子受熱會有部分降解，因此成膠后強度降低。

2.2 ?熱固性堵劑的封堵能力評價

利用單管填砂模型對熱固性堵劑的封堵能力進行評價，考察熱固性堵劑的封堵性能。實驗研究熱固性堵劑在不同溫度下（150、200、250 ℃），不同滲透率（1、3、5達西）下的封堵性能。

2.2.1 ?熱固型堵劑對不同溫度的熱流體封堵性能

實驗條件：巖心滲透率3達西左右，熱流體注入速度分別為：水3 mL/min、氮氣0.163 L/min、二氧化碳0.031 L/min、尾壓控制4 MPa。由圖2可以看出，在注入熱流體溫度為250 ℃時熱固性堵劑的封堵壓差為1.65 MPa，熱流體溫度為300 ℃時熱固性堵劑的封堵壓差為1.2 MPa。熱固性堵劑在不同溫度下均具有較好的封堵性能，但隨著注入溫度的升高封堵性能略有下降。

2.2.2 ?熱固型堵劑對不同滲透率巖心的封堵性能

圖3為熱固型堵劑對不同滲透率巖心的封堵壓差。由圖3可知，隨著巖心滲透率由1達西逐漸增加至5達西，封堵壓差逐漸變小，從2 MPa降至0.6 MPa。

2.3 ?熱固型堵劑注入工藝參數優化

2.3.1 ?熱固性堵劑注入量優化研究

考察了不同注入量條件下熱固性堵劑對驅替效率的影響，堵劑注入量分別設定為0.1、0.2、0.3以及0.4 PV。其他實驗條件基本控制一致，巖心滲透率控制在3達西左右，流體注入速度分別為：水3 mL/min、氮氣0.163 L/min、二氧化碳0.031 L/min、尾壓控制4 MPa（表1）。

表2為堵劑注入量對熱流體采收率的影響、由表2可知，在250 ℃多元熱流體驅替4PV（此時巖心含水率為98%以上，已經形成竄流通道）后進行不同量的熱固性堵劑調剖，熱流體驅油效率都得到了一定的提高;0.2 PV堵劑注入量可提高熱流體驅替效率11.64%，0.4 PV注入量可提高驅替效率14.09%，0.6 PV注入量可提高驅替效率13.74%，0.8 PV注入量可提高驅替效率15.82%。從實驗結果看，熱固性堵劑注入對提高驅替效率有著明顯幫助、隨著堵劑注入量從0.1 PV增加至0.4 PV，熱流體的采收率分別為11.64%、14.09%、14.74%和15.82%。推薦堵劑的最佳注入量為0.2 PV。

2.3.2 ?熱固性堵劑注入時機對驅油效率的影響

考察了熱固性堵劑注入時機對驅替效率的影響，熱固性堵劑使用濃度為1.0%，使用量為0.5 PV，注入時機分別設定在熱流體注入量為2、4以及6 PV。巖心滲透率控制在3達西左右，流體注入速度分別為：水3 mL/min、氮氣0.163 L/min、二氧化碳0.031 L/min、尾壓控制4 MPa（表3）。

由表4可知在管式模型驅替2PV時，巖心已經進入高含水階段，含水率達到98%以上，也就是巖心出現竄流的情況下，此時注入熱固性堵劑堵調對驅替效率起到了顯著的作用，堵劑可提高熱流體的驅油效率10%以上，堵劑的注入時機對熱流體驅替效率的影響在1.38%以內。

3 ?結 論

（1）熱固性堵劑在高溫下成膠形成黑色半固體凝膠，將在150、200及250 ℃條件下成膠的熱固性堵劑放置于300 ℃的高溫烘箱中恒溫48 h，其抗壓強度保留率均大于85%。

（2）熱流體溫度為300 ℃時熱固性堵劑的封堵壓差為1.2 MPa。隨著巖心滲透率由1達西增加至5達西，堵劑封堵壓差逐漸變小，從2 MPa降至0.6 MPa。

（3）隨著堵劑注入量的增加，熱流體驅油效率逐漸增加，堵劑最佳注入量為0.2 PV，提高驅油效率達14.09%。巖心出現竄流時，堵劑可提高熱流體的驅油效率10%以上;堵劑的注入時機對熱流體驅替效率的影響在1.38%以內。

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