新疆風城油田稠油熱采高溫封堵劑研究與現場試驗

周曉義， 肖武林， 王美成， 康承滿， 張 雷， 王正良

（1. 中國石油新疆油田分公司風城油田作業區, 新疆克拉瑪依 834000；2. 克拉瑪依啟森石油科技有限公司, 新疆克拉瑪依 834000；3. 長江大學化學與環境工程學院, 湖北荊州 434023）

新疆風城油田超稠油油藏埋深只有180～250 m，儲層巖性以中—細砂巖為主，屬辮狀河沉積，膠結程度低，油層平均孔隙度30.6%，平均滲透率1 627 mD，含油飽和度71%。平均油層厚度35.7 m，油藏原始地層溫度17～25 ℃，原始地層壓力系數0.987，地層溫度下原油黏度100～600 Pa·s，黏溫反應敏感，溫度每升高10℃原油黏度降低50%～70%，采用蒸汽吞吐和蒸汽驅取得了很好的開采效果。

但是，由于受構造、儲層非均質性、油藏埋藏淺以及蒸汽與稠油流度比差異大、地層出砂等因素的影響，注入高溫蒸汽易沿高滲透帶或大孔道發生竄流；使熱采效率嚴重下降，甚至出現蒸汽沿油層上部蓋層薄弱、存在淺部破損帶的地區竄漏出地表，發生地表汽竄[1]。蒸汽地下竄流和地表汽竄不僅嚴重影響產能水平，也會造成地面污染等問題。風城油田作業區自2008年以來，先后出現30多處地表竄漏點，導致地表竄漏點附近的井組不能正常生產，嚴重影響對應區塊的產能水平。因此，新疆風城油田迫切需要解決蒸汽地下竄流和地表汽竄問題，而最有效的方法是使用高溫封堵劑封堵汽竄通道。但稠油熱采注入蒸汽溫度可達280～300 ℃，對高溫封堵劑的耐溫性能要求很高。目前，高溫封堵劑的種類主要有高溫凍膠堵劑、高溫泡沫堵劑、樹脂類高溫堵劑、有機無機復合顆粒堵劑等[2-12]，這些高溫封堵劑存在耐溫能力有限、封堵強度不高的問題。因此，研究開發耐溫性能和封堵能力強的新型稠油熱采高溫封堵劑，對于新疆風城油田稠油熱采具有現實意義。

為解決上述問題，筆者采用有機胺作催化劑合成了油溶性酚醛樹脂OSR，并通過有機硅偶聯劑和環氧樹脂改性，研制了新型酚醛環氧樹脂類的高溫封堵劑HTD。室內性能評價和現場試驗都表明，HTD具有很好的抗溫和封堵性能，在風城油田高孔高滲淺層超稠油熱采中使用，可取得良好的經濟效益。

1 高溫封堵劑HTD的研制

1.1 研制思路

調研發現，酚醛樹脂類物質抗溫能力較為理想[13]，如果通過環氧樹脂及有機硅偶聯劑改性可進一步提高其抗溫性能[14-16]。合成酚醛樹脂時，一般采用無機酸和無機堿作為催化劑，采用強堿性的氫氧化鈉作為催化劑。合成酚醛樹脂反應速度較快，合成的酚醛樹脂固結溫度較低。而多乙烯多胺是一種有機弱堿，還可作為環氧樹脂固化劑。因此，研制高溫封堵劑的思路是：以弱堿性的有機胺和純堿為催化劑合成油溶性酚醛樹脂，并與環氧樹脂、有機硅偶聯劑、稀釋劑等復配，配制出新型酚醛環氧樹脂類高溫封堵劑。

1.2 試劑與儀器

試劑：苯酚，化學純；甲醛，化學純；碳酸鈉，分析純；四乙烯五胺，化學純；有機硅偶聯劑，工業品；稀釋劑，工業品；E44環氧樹脂，工業品。

儀器：DZF-6050臺式真空干燥箱；DV-Ⅱ+PRO黏度計；高溫高壓巖心流動試驗裝置；高溫老化罐，400 mL；萬能壓力試驗機。

1.3 研制過程

1）合成油溶性酚醛樹脂。將苯酚和醛按質量比1.0∶2.5～3.0加熱溶解混勻，加入1.5%有機胺及0.5%碳酸鈉作為催化劑，置于有機合成裝置中，將溫度升至84 ℃，在不斷攪拌條件下反應6 h，然后抽真空脫去低沸點物質，至無餾出液為止，所得產物為棕色透明的黏稠液體，即為油溶性酚醛樹脂（代號OSR）。

2）配制高溫封堵劑。取油溶性酚醛樹脂OSR與E44環氧樹脂，按質量比7∶3混合均勻，再加入混合了3%樹脂的有機硅偶聯劑、10%～15%樹脂的稀釋劑調節黏度，并充分攪勻，得到酚醛環氧樹脂類高溫封堵劑（代號HTD）。

1.4 基本性能測試

用DV-Ⅱ+PRO黏度計測HTD的黏度，結果為40～60 mPa·s。將HTD擠入模擬地層（用恒溫干燥箱模擬油藏高溫環境），在80～300 ℃溫度下經過6～12 h后，樹脂能成膠固化，形成較高強度的固結體，說明HTD能達到很好的高溫封堵效果。

2 高溫封堵劑HTD的性能評價

為進一步了解高溫封堵劑HTD的高溫固化性能、耐溫性能及高溫封堵性能，在實驗室內按如下基本步驟開展了評價試驗：1）篩選一定粒徑（20～40目）的石英砂，加入一定量的HTD，將其與石英砂攪拌均勻；2）將上述混合物充填于直徑30 mm、高40 mm的玻璃管里并進行壓實，置于高溫老化罐中，添加水浸沒樣品，密閉容器，在恒溫干燥箱中恒溫養護一定時間；3）取出觀察分析成膠固化情況，并切割打磨成規則的圓柱體，用萬能壓力試驗機測其抗壓強度等，然后使用高溫高壓巖心流動試驗裝置評價HTD的封堵性能。

2.1 高溫固化性能

2.1.1 石英砂用量的影響

在實驗室內，將20～40目石英砂與高溫封堵劑HTD充分混勻，使其在180 ℃下恒溫6 h后形成固結體。然后分析了不同石英砂含量對HTD固化性能的影響，結果如圖1所示。

圖1 石英砂含量對高溫封堵劑HTD固化性能的影響Fig.1 Effect of quartz sand content on the curing performance of HTD

由圖1可知，石英砂含量對石英砂與HTD所形成固結體的抗壓強度有一定影響，石英砂用量由低到高，固結體抗壓強度逐步升高。石英砂含量為70%時，固結體的抗壓強度最高，可達12.6 MPa；此后抗壓強度開始下降，石英砂含量達到80%后固結體的抗壓強度開始迅速下降。這是因為，石英砂含量較小時，HTD高溫固結后骨架支撐作用小，抗壓強度較低，隨著石英砂含量增大，骨架的支撐作用增強，固結體抗壓強度逐步升高，但石英砂含量較大時，HTD不足以把石英砂全部包裹固結好，因此固結體的抗壓強度會降低。

2.1.2 溫度的影響

通過試驗分析了不同溫度下高溫封堵劑HTD的固化性能（試驗條件：石英砂用量為70%，固化時間為8 h），結果如圖2所示。

圖2 溫度對高溫封堵劑HTD固化性能的影響Fig. 2 Effect of temperature on the curing performance of HTD

由圖2可知，溫度對石英砂與HTD所形成固結體的抗壓強度影響較大。溫度為80 ℃時，固結體的抗壓強度很低，但隨著溫度升高，固結體抗壓強度不斷提高，溫度達到160 ℃時固結體抗壓強度已達11.6 MPa，不過，此后溫度再升高，固結體抗壓強度的提高幅度變小。試驗發現，溫度高于180 ℃后，固結體出現了體積膨脹現象，與玻璃管膠結致密、牢固，這說明HTD可與砂巖地層很好地膠結，并具有很高的固結強度（高于12.8 MPa）。因此，HTD適合作為稠油熱采的封堵劑。

2.2 耐溫性能

稠油熱采時注入蒸汽的溫度可達260 ℃以上，因此，封堵劑在高溫下需要保持長久的穩定性。為此，在260，280和300 ℃溫度下進行了高溫封堵劑HTD與石英砂的固結體在長時間下的熱穩定性能試驗（試驗條件：石英砂用量為70%；恒溫時間為60，120和180 d），結果如圖3所示。

圖3 高溫封堵劑HTD耐溫性能評價結果Fig.3 Evaluation results of the temperature resistance performance of HTD

由圖3可知，在260～300 ℃溫度下，HTD與石英砂所形成固結體恒溫養護較長時間后，仍具有很高的抗壓強度。隨著溫度升高，抗壓強度有一定的下降，但下降幅度很小。如在300 ℃下恒溫放置180 d后，抗壓強度仍然高于12 MPa。這說明HTD具有良好的耐溫性能，抗溫能力可達300 ℃以上。

2.3 高溫封堵性能

利用高溫高壓巖心流動試驗裝置，通過巖心流動試驗分析了高溫封堵劑HTD對不同滲透率的填砂管巖心的封堵效果。考慮有稠油熱采蒸汽竄流通道，地層滲透率有較大幅度升高，因此采用填砂管制作了高滲透率巖心，先將其抽真空，測水相滲透率Kw1，再擠入高溫封堵劑HTD，擠入HTD的體積為砂管巖心的1倍孔隙體積；然后關緊巖心兩端的進出口，在指定溫度下恒溫8 h，再測巖心的水相滲透率Kw2，記錄承壓強度，計算水相封堵率及突破壓力梯度，結果見表1。

表1 高溫封堵劑HTD的高溫封堵性能試驗結果Table 1 Experimental result of high temperature plugging performance of HTD

由表1可知，高溫封堵劑HTD對高滲透率巖心的封堵效果很好。將H T D擠入巖心后，在220～300 ℃溫度條件下恒溫8 h后，高滲透率巖心的封堵率高于99.5%，突破壓力梯度大于35 MPa/m。新疆風城油田蒸汽注入壓力大多低于15.0 MPa，因此HTD可滿足稠油熱采封堵和抑制蒸汽竄流的要求。

3 現場試驗

風城油田F-109井區于2010年投產，采用稠油蒸汽吞吐開采方式，在經過4輪吞吐后，蒸汽沿著上覆地層裂縫通道突破至近地表，在覆蓋層薄弱區形成地面竄漏。受地面蒸汽竄漏影響，區內14口井不能正常注汽生產，產油量下降。該井區之前采用膨潤土-水泥及聚合物凍膠進行了封堵試驗，發現封堵承壓能力低，有效期短。為此，2018年9月，在風城油田F-109井區地表竄漏區域進行了高溫封堵劑HTD的現場試驗。試驗前，經過電位法通道監測研究，確定竄漏通道上3口關聯井是F-109井、F-145井和F-110井（見圖4，圖例中ρ為電阻率，Ω·m），需對油井竄漏通道進行高溫封堵。

圖4 F-109井區竄漏通道監測結果Fig.4 Monitoring results of the leaking channel in the F-109 well block

現場試驗前，3口關聯井（F-109井、F-145井和F-110井）處于關井狀態，井口油套壓均為0。進行現場試驗時，前置液采用無機和有機復合堵劑，交替注入800～1 100 m3該堵劑，后置封口采用高溫封堵劑HTD，用量15～20 m3，施工時泵注壓力由0逐步升高，并穩定在4.5～5.0 MPa（見圖5）。

圖5 F-109井區3口試驗井封堵泵注壓力曲線Fig.5 Curves of plugging and pumping injection pressure for three test wells in the F-109 well block

措施后，F-109井區地面不再發生蒸汽竄漏，受地面竄漏影響的14口井恢復了正常注汽吞吐生產，平均單井日注汽量100 m3，注汽壓力3.5～5.5 MPa，產油量得到提高。截至2020年底，該區域產油能力提高至62.12 t/d，平均日增油22.7 t，說明高溫封堵劑HTD有效封堵了蒸汽地面竄漏和地下竄流通道，增大了蒸汽波及體積，提高了油井產能，施工有效期長達2年以上，取得了良好的經濟效益。

4 結 論

1）針對新疆風城油田稠油熱采中蒸汽地下竄流和地表汽竄的問題，以有機胺為催化劑合成了油溶性酚醛樹脂OSR，并與環氧樹脂、有機硅偶聯劑、稀釋劑等復配，研制了新型酚醛環氧樹脂類高溫封堵劑HTD。

2）在石英砂用量為70%時，高溫封堵劑HTD與石英砂固結體的固結強度最高；膠結溫度在180 ℃以上時固結體的抗壓強度高于12.8 MPa，與砂巖地層膠結良好，說明適宜膠結溫度在180 ℃以上。

3）高溫封堵劑HTD與石英砂的固結體，在260～300 ℃溫度下經過長時間養護后仍具有很高的抗壓強度（高于12 MPa），說明HTD的抗溫能力可達300 ℃以上。

4）在220～300 ℃溫度下，高溫封堵劑HTD對高滲透率填砂管巖心的封堵率大于99.5%，突破壓力梯度大于35 MPa/m，可滿足風城油田稠油熱采抑制蒸汽竄流的要求。

5）現場試驗結果表明，高溫封堵劑HTD可有效封堵蒸汽地表竄漏和地下竄流通道，增大蒸汽波及體積，提高產油水平，施工有效期長達2年以上，取得了良好的經濟效益。