用于稠油熱采井的耐溫凝膠堵劑研制與評價
——以春光油田為例

趙長喜,程紅曉,耿 超,徐麗娜,王曉東,趙一潞

(中國石化河南油田分公司石油工程技術研究院,河南南陽 473132)

河南春光稠油油田主力生產層系為新近系沙灣組,油砂體疊置發育,自下而上依次為Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅱ3三個小層,各小層相互獨立,具有不同的油水系統。由于油層與下部水層距離近、隔夾層薄及邊水逐漸推進等原因,部分井投產后相繼出現高含水現象,使得油井產能無法有效發揮。據統計,含水大于90%的井已達64口,高含水井比例由開發初期的18.8%上升至治理前的54.7%。

河南油田春光稠油主要采用水平井開發,其中篩管完井占比為73.5%,篩管精度為0.15～0.20 mm,水平段長度200～300 m,地層水礦化度高達80 000 mg/L以上。受油藏及開發條件限制,對該區水竄封堵提出了更高要求。國內學者針對高溫高鹽油藏出水問題開展了耐高溫堵劑的研究探索[1-6],也針對水平井水竄堵水方面開展了一序列研究[7-12]。凝膠因其流動性好、固結強度高在水平井封堵方面具有良好的發展潛力,但因其耐高溫和耐高鹽性能較差又制約了其在高礦化度稠油油藏中的應用,本文針對春光油田高鹽、水平井以及篩管完井等特點對耐高溫高鹽凝膠堵水體系開展了針對性研究。

1 耐高溫高鹽凝膠堵水體系研制

針對春光稠油油藏特點、出水特征及封堵需求,開展了耐高溫、高鹽,注入性能好的凝膠堵水體系研制。

1.1 主劑選擇及濃度優選

木質素體系中含有耐溫的剛性結構,其豐富的酚羥基和游離羥基等活性基團可以發生結構單元之間的交聯,交聯后的結構是空間網架結構,在高溫下反應生成的樹脂又填充于其中,使體系具有更優良的封堵及耐溫性能。因此作為耐高溫高鹽封堵劑配方的主劑。

固定交聯劑濃度5%,開展主劑適用濃度優選研究,實驗溫度80 ℃。實驗結果(圖1)表明,主劑濃度6%為最佳。

圖1 主劑濃度對凝膠強度的影響

1.2 交聯劑適用濃度優選

交聯劑能夠與堿木質素分子中酚羥基交聯形成有機凝膠,為了考察交聯劑濃度對凝膠強度的影響,開展了交聯劑適用濃度優選研究。主劑濃度6%,實驗溫度80 ℃,實驗結果(圖2、圖3)表明,交聯劑濃度4%～6%為佳,在此濃度下,成膠時間8～24 h可調,可以根據注劑深度確定合理的交聯劑濃度。

圖2 交聯劑濃度對凝膠強度的影響

圖3 交聯劑濃度對成膠時間的影響

1.3 增強劑優化及濃度優選

為考察增強劑濃度對凝膠強度的影響,開展了增強劑優化及濃度優選。實驗條件為溫度80 ℃,主劑濃度6%,交聯劑濃度5%。實驗結果(圖4)表明,增強劑濃度可以明顯增加凝膠的強度,增強劑濃度為3%～6%較為適宜,在此濃度下,凝膠的突破真空度可以達到0.07 MPa以上。

圖4 增強劑濃度對凝膠強度的影響

2 堵劑性能評價

2.1 耐鹽能力評價

春光油田熱采區塊地層水礦化度高達8.4×104mg/L,要求堵劑具有較強的耐鹽能力。為考察不同礦化度對堵劑強度的影響,以不同礦化度模擬地層水配制堵劑樣品進行實驗,實驗條件為溫度80 ℃,主劑濃度6%,交聯劑濃度5%,增強劑濃度5%。

實驗結果(表1)表明,堵劑在不同礦化度條件下,尤其是在礦化度高達1.0×105mg/L、鈣鎂離子濃度達2 000 mg/L時,仍然可以保持較高的強度。表明該堵劑的耐鹽能力可滿足春光油田高礦化度地層水條件下的使用要求。

表1 礦化度對堵劑性能的影響

2.2 耐溫性能評價

為滿足注蒸汽開發需要,開展了凝膠耐溫性能評價(圖5)。在密閉條件下,凝膠在350 ℃下老化,老化過程初期,凝膠強度有所下降,然后達到平穩,老化時間60 d,突破真空度大于0.065 MPa,依然保持較高的強度,說明堵劑具有良好的耐高溫性能。

圖5 溫度對成膠強度的影響

2.3 封堵性能評價

選用不同滲透率的人造巖心(φ30 mm×300 mm)進行堵水效果實驗,實驗結果(表2)表明,堵劑封堵率均大于95%,突破壓力梯度大于7.0 MPa/m,說明堵劑具有較強的封堵能力。

表2 耐高溫凝膠體系封堵能力評價

3 雙封定位封堵配套工藝

為了把堵劑準確注入到水平井水竄位置,配套了小直徑大膨脹比擴張式封隔器的雙封定位凝膠封堵工藝,工藝管柱如圖6所示。施工管柱由K341型封隔器、橋式單流閥、丟手接頭、泄壓閥等組成,其中封隔器膠筒膨脹比可達1.6,外徑僅φ105 mm,有利于管柱解封起出,防止篩管外凝膠堵劑竄出對其解封影響。

4 現場應用效果

當確定出水位置后,采用耐溫耐鹽凝膠定位封堵技術在春光油田熱采區塊現場應用8井次,措施后油井平均日產油量由1.57 t上升到3.39 t,綜合含水率由89.8%降低到81.2%,油汽比由0.14提高到0.22,累計增油2 295.4 t,措施有效期最長達到三個輪次,降水增油成效明顯,表明該技術能有效延緩稠油水平井水竄速度,改善稠油熱采水平井開發效果,為高鹽、篩管完井的稠油熱采水平井封竄堵水提供了性能良好的新技術。

5 結論

1)通過研究形成了稠油熱采水平井耐高溫凝膠堵水技術,實現了稠油熱采篩管完井水平井水竄的有效治理。

2)研制的耐高溫凝膠封堵劑耐溫達到350 ℃、耐礦化度高達1.0×105mg/L,并具有較高的封堵能力,可以滿足高礦化度熱采井出水層段的封堵。