無機(jī)硅酸凝膠SC-1的封堵特性室內(nèi)實驗評價

侯永利,趙仁保,岳湘安

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司生產(chǎn)事業(yè)部,天津塘沽 300450; 2.中國石油大學(xué)(北京)提高采收率研究中心,北京 102249)

無機(jī)硅酸凝膠SC-1的封堵特性室內(nèi)實驗評價

侯永利1,趙仁保2,岳湘安2

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司生產(chǎn)事業(yè)部,天津塘沽 300450; 2.中國石油大學(xué)(北京)提高采收率研究中心,北京 102249)

針對渤海油田老區(qū)塊增油控水的現(xiàn)狀,提出在海上油田使用無機(jī)硅酸凝膠SC-1調(diào)剖體系。室內(nèi)實驗結(jié)果表明,該凝膠體系的封堵效率可以達(dá)到89%以上,其封堵穩(wěn)定性與滲透率有關(guān),在滲透率為7.95μm2時,經(jīng)過23 PV水沖刷后,封堵效率仍然可以達(dá)到99.24%,但是在滲透率為0.152μm2時,經(jīng)過22 PV水沖刷后,封堵效率僅為4.13%。在平面非均質(zhì)并聯(lián)管實驗中,該體系能夠高效封堵高滲水層,改善縱向矛盾,提高高、低滲層的采收率,分別為4.92%和6.45%。結(jié)合無機(jī)凝膠的污染小、成本低的特點,此凝膠體系在海上油田有很廣闊的應(yīng)用前景。

無機(jī)硅酸鈉;CO2;調(diào)剖;采收率

我國大多數(shù)油藏的前期都經(jīng)過了長期水驅(qū)沖刷,在油藏中形成眾多突進(jìn)或者竄流通道,導(dǎo)致高滲透率地帶的含油飽和度極低,低滲透地帶的原油卻無法采出,進(jìn)而影響采收率。穩(wěn)油控水是海上油氣田延長生產(chǎn)壽命并提高原油采收率的主要途徑,調(diào)剖堵水又是穩(wěn)油控水的主要措施之一。渤海油田主要作業(yè)區(qū)層間非均質(zhì)性強(qiáng),滲透率差異大,油水黏度比大,各小層、各防砂段吸水不均勻,隨著開采過程的進(jìn)行,產(chǎn)油量下降快,含水上升速度加快,因此很有必要采用調(diào)剖手段封堵高滲層和竄流通道進(jìn)而提高原油采收率。目前,注水井調(diào)剖主要有機(jī)械調(diào)剖和化學(xué)調(diào)剖,海上油田以分層注水機(jī)械調(diào)剖為主,但是機(jī)械調(diào)剖一般用于竄層比較明顯的水竄情況,且無法實現(xiàn)深部有效調(diào)剖。隨著海上油田含水率的上升和提高采收率的更高要求,化學(xué)調(diào)剖是實現(xiàn)區(qū)塊調(diào)剖的重要手段。

結(jié)合目前國際溫室氣體減排壓力[1-2]和海洋作業(yè)環(huán)境要求,很有必要從無機(jī)凝膠角度實現(xiàn)注水井調(diào)剖。本文通過使用CO2氣體作為活化劑與無機(jī)硅酸鈉溶液反應(yīng)生成無機(jī)硅酸凝膠實現(xiàn)穩(wěn)油控水。CO2氣體一方面作為活化劑促使無機(jī)硅酸鈉溶液膠凝,一方面還可以使稠油降黏、原油膨脹,從而實現(xiàn)調(diào)驅(qū)的目的。

1 實驗

1.1 SC-1無機(jī)硅酸凝膠成膠機(jī)理

無機(jī)硅酸凝膠是由無機(jī)硅酸溶膠轉(zhuǎn)變而成的一種失去流動性的凝膠體系,根據(jù)形成溶液的pH值可以分為酸性硅酸凝膠和堿性硅酸凝膠。陸慶瑋[3]等人認(rèn)為,在堿性或微酸性(pH>2)溶液中,生成的硅酸膠體顆粒由帶負(fù)電荷轉(zhuǎn)變?yōu)閹д姾?膠粒因帶同性電荷而相斥,形成相對穩(wěn)定的溶膠,經(jīng)過一定時間的靜置,溶膠轉(zhuǎn)變成凝膠。當(dāng)CO2氣體被作為活化劑與硅酸鈉溶液反應(yīng)時,由于CO2氣體的高壓、酸性特點,硅酸根離子與CO2水溶液電離出的H+結(jié)合生成單硅酸,形成的單硅酸中的硅原子再與OH-離子聚合形成二聚物或者三聚物。聚合鏈繼續(xù)下去,形成多聚硅酸的膠粒子。膠粒粒子進(jìn)一步長大,形成硅酸凝膠。由于無機(jī)硅酸凝膠膠凝時間很短,因此建議在現(xiàn)場應(yīng)用中可采用隔離段塞交替注入的方式。

1.2 實驗材料和儀器

硅酸鈉母液(濃度40%,密度1.36 g/cm3,模數(shù)2.8～3.2,河北廊坊廣山精細(xì)化工有限公司), CO2(北京海譜氣體公司,純度99.9%),人造巖心(自制),蒸餾水(自制),石英砂(40～60目,160～200目)。

巖心夾持器(江蘇海安石油設(shè)備有限公司),回壓閥(江蘇海安石油設(shè)備有限公司),2PB-00C平流泵(北京衛(wèi)星制造廠),壓力傳感器(量程范圍內(nèi)精度為±0.25%),手動壓力泵(江蘇海安石油設(shè)備有限公司),電子天平(日本SHIMADZU公司,精度達(dá)±0.1 mg),活塞式中間容器(江蘇海安石油設(shè)備有限公司),填砂管(Φ25 mm×300 mm)

1.3 SC-1無機(jī)硅酸凝膠封堵能力評價實驗

實驗在巖心流動實驗裝置(圖1)進(jìn)行,抽真空,飽和水,水測滲透率;注入堵劑溶液,直至溶液浸滿巖心;為避免溶液由于重力下沉沒有波及到巖心上沿,在堵劑注入后期憋壓,以保證溶液全部波及到巖心;關(guān)閉巖心夾持器出口,低速注入CO2氣體,保證體系能夠在CO2的高壓環(huán)境下反應(yīng)成膠;靜置12 h,水測堵后巖心滲透率;為避免由于壓力突降造成的巖體或者膠體結(jié)構(gòu)的破壞,且能增加物理模擬與油藏環(huán)境的相似系數(shù),在夾持器出口端增加與反應(yīng)壓力環(huán)境相同的回壓環(huán)節(jié)。實驗參數(shù):成膠溫度45℃,成膠時間12 h,反應(yīng)壓力4 MPa,回壓4 MPa,注入堵劑體積1 PV。

圖1 巖心流動實驗裝置Fig.1 Core flow experimental equipments

1.4 SC-1無機(jī)硅酸凝膠封堵穩(wěn)定性實驗

本實驗從凝膠體系在長期水沖刷的條件下評價了凝膠的穩(wěn)定性。通過測定填砂管在封堵前后的水測滲透率,然后通過滲透率的下降程度來決定封堵效果;再以一定的流速長期反向水驅(qū),測定滲透率,以此判斷此體系的封堵穩(wěn)定性,實驗分別采用封堵后的填砂模型(滲透率較高)和壓制模型(滲透率較低)作為研究對象。具體實驗過程如下:

多孔介質(zhì)抽真空、飽和水;水驅(qū),待驅(qū)替壓力穩(wěn)定后,計算其水測滲透率;注入體系溶液,低速注入CO2氣體,候凝12 h;反向長期水驅(qū)并計算滲透率。

1.5 SC-1無機(jī)硅酸凝膠選擇性封堵實驗

封堵選擇性決定著此無機(jī)封竄體系進(jìn)入高滲層的能力以及對低滲層的傷害程度,亦即封堵大孔道的能力,這對于無機(jī)硅酸凝膠調(diào)剖有很好的參考價值和借鑒意義。本實驗用30 cm填砂管并聯(lián)模擬實際油藏條件下平面上的非均質(zhì)情況,其中高滲管采用40～60目的石英砂,低滲管采用160～200目的石英砂填充。分別將兩根填砂管飽和水,水測滲透率。將煤油注入到填砂管中,直至出口100%為煤油;將0.35 PV的SC-1溶液注入到高、低滲并聯(lián)填砂管中,通過出油水體積來計量SC-1的分流率;在填砂管中緩慢注入CO2氣體并通過回壓閥使砂管內(nèi)反應(yīng)壓力保持在2 MPa,反應(yīng)時間12 h,水測滲透率。改變注入順序,研究了兩種注入方式下SC-1和CO2體系的封堵效果。

1.6 SC-1無機(jī)硅酸凝膠封竄驅(qū)油實驗

在并聯(lián)管實驗中,水驅(qū)至雙管不出油時,采用先注入SC-1,后注入CO2氣體的方式注入凝膠體系,考察了凝膠對于高、低滲填砂管的封堵效果以及提高采收率情況,實驗過程同上實驗。恒溫箱溫度60℃,反應(yīng)壓力2.4 MPa;SC-1凝膠溶液0.35 PV。

2 實驗結(jié)果與分析

在室內(nèi)實驗中,通常選擇封堵效率S作為凝膠封堵強(qiáng)度的一個判斷指標(biāo)。封堵效率S表示封堵前后滲透率的下降程度,其計算式如下:

式中:S為封堵率;K0為注入凝膠前的水測滲透率,μm2;K1為凝膠膠凝后的水測滲透率,μm2。

2.1 SC-1無機(jī)硅酸凝膠封堵能力

實驗結(jié)果(表1)表明,在特定巖心和滲透率范圍之內(nèi),此凝膠能夠大幅度地降低巖心滲透率,即有效地限制了注入水指進(jìn),且封堵效果隨著堵劑溶液濃度的增大而愈發(fā)明顯,封堵效率可以達(dá)到89%以上。無機(jī)凝膠封堵的主要機(jī)理是硅酸凝膠以顆粒的形式分布在大孔道或者竄流通道中,限制驅(qū)替流體的運移。由于體系具有“易分散”的性質(zhì),導(dǎo)致體系在實驗封堵過程中出現(xiàn)封堵強(qiáng)度不是很高的現(xiàn)象,因此該凝膠在調(diào)剖作業(yè)中能夠保持“堵而不死”的特性。

表1 不同濃度SC-1體系封堵效果Tab.1 Plugging efficiency of SC-1 gel systems with different concentrations

2.2 SC-1無機(jī)硅酸凝膠封堵穩(wěn)定性

凝膠的封堵穩(wěn)定性是凝膠封堵能力之外評價凝膠性能的又一個重要指標(biāo)。穩(wěn)定性越強(qiáng),凝膠體系作用的有效期越長。

就填砂模型而言,體系成膠前填砂管水測滲透率為7.95μm2,孔隙體積為43 mL,封堵后水測滲透率為0.055μm2,其封堵效率為99.31%,說明封堵體系在此滲透率條件下具有很好的封堵能力。以流量為0.4 mL/min的流速向填砂管中反向注入1 000 mL水,水測滲透率最后穩(wěn)定在0.060μm2左右,封堵效率為99.24%,說明此體系在注入23 PV水后,仍具有很強(qiáng)的穩(wěn)定性和抗沖刷能力,從圖2可以看出,經(jīng)過41 h的沖刷,此體系仍能保持良好的封堵性能(中間凸起部分為換水環(huán)節(jié))。

就壓制模型而言,巖心封堵前后的水測滲透率分別為0.152μm2和0.016μm2,封堵效率為89.78%。以0.5 mL/min的流速向巖心中不間斷注入模擬地層水評價封堵穩(wěn)定性,實驗主要通過巖心兩端的驅(qū)替穩(wěn)定壓差的變化評價凝膠體系在水沖刷后的穩(wěn)定性(圖3)。結(jié)果表明,隨著注入水量的增加,凝膠體系受到不間斷的沖刷,考慮到無機(jī)凝膠的潰散性,因此凝膠的結(jié)構(gòu)遭到破壞,從而導(dǎo)致穩(wěn)定壓力逐漸降低。

通過上述不同模型的穩(wěn)定性評價實驗同樣可以發(fā)現(xiàn),SC-1無機(jī)硅酸凝膠對于多孔介質(zhì)的封堵能力及其穩(wěn)定性與多孔介質(zhì)的結(jié)構(gòu)以及滲透率有關(guān)。根據(jù)SY/T6285—1997中關(guān)于巖石滲透率的分類方法,我們認(rèn)為,SC-1無機(jī)硅酸凝膠對于特高滲多孔介質(zhì)或者裂縫竄流通道的封堵穩(wěn)定性很強(qiáng),在滲透率為7.95μm2時,經(jīng)過23 PV水沖刷后,封堵效率仍然可以達(dá)到99.24%,但是在中滲多孔介質(zhì)中,SC-1無機(jī)硅酸凝膠在長期水沖刷條件下的封堵穩(wěn)定性越來越低,在滲透率為0.152μm2時,經(jīng)過22 PV水沖刷后,封堵效率僅為4.13%。因此,該凝膠體系對于滲透率的選擇性較為明顯,能夠有效穩(wěn)定封堵高滲層或者裂縫通道,且對中低滲層的封堵作用隨著注水時間的延長逐漸削弱,因而有利于低滲層儲量的動用。

圖2 SC-1無機(jī)硅酸凝膠封堵后凝膠穩(wěn)定性研究Fig.2 The plugging stability of SC-1 gel system

圖3 累計注入水對于凝膠穩(wěn)定性的影響Fig.3 The effect of accumulative injected water on gel stability

2.3 SC-1無機(jī)硅酸凝膠封堵選擇性

根據(jù)CO2在水油中溶解度及與SC-1的反應(yīng)特性的差別,對CO2和SC-1體系的選擇性封堵性能進(jìn)行了初步評價。

(1)注入順序為SC-1和CO2,實驗結(jié)果見表2。第1次SC-1注入量為0.35 PV,其中高滲管中進(jìn)入0.29 PV,低滲管中進(jìn)入0.06 PV。水驅(qū)油后高滲管中殘余油飽和度為16.7%,低滲管中殘余油飽和度為44.7%。第2次SC-1注入量為0.35 PV,其中高滲管中進(jìn)入0.25 PV,低滲管中進(jìn)入0.10 PV。水驅(qū)油后高滲管中殘余油飽和度為35.3%,低滲管中殘余油飽和度為43.8%。

(2)注入順序為CO2和SC-1,實驗結(jié)果見表3。第1次SC-1注入量為0.35 PV,其中高滲管中進(jìn)入0.24 PV,低滲管中進(jìn)入0.11 PV。水驅(qū)油后高滲管中殘余油飽和度為18.8%,低滲管中殘余油飽和度為11.6%。第2次SC-1注入量為0.35 PV,其中高滲管中進(jìn)入0.22 PV,低滲管中進(jìn)入0.13 PV。高滲管中殘余油飽和度為32.9%,低滲管中殘余油飽和度為19.6%。

表2 SC-1和CO2體系選擇性封堵實驗結(jié)果Tab.2 The selective plugging effect of SC-1/CO2gel system

表3 CO2和SC-1體系選擇性封堵實驗結(jié)果Tab.3 The selective plugging effect of CO2/SC-1 gel system

從表2和表3可以看出,兩種注入方式下CO2和SC-1體系對高滲層都有較強(qiáng)的封堵效果,平均封堵率可以達(dá)到97.5%,因此注入方式對于凝膠強(qiáng)度的影響甚微。由表2可以看出,當(dāng)水驅(qū)后低滲管內(nèi)的殘余油飽和度高于高滲管時,注入凝膠體系后,凝膠對低滲管并沒有形成有效的封堵,反而出現(xiàn)滲透率略微增大的現(xiàn)象。但是當(dāng)水驅(qū)后低滲管內(nèi)的殘余油飽和度低于高滲管時(表3),注入凝膠體系后,凝膠對于低滲管的平均封堵效率達(dá)到了87.4%。渤海油田特別是高孔高滲油田,由于層間非均質(zhì)性嚴(yán)重,水沿高滲層突進(jìn),導(dǎo)致低滲層的大量殘余油無法開采,通過注入SC-1無機(jī)凝膠可以有效封堵高滲透水竄層,使得后續(xù)流體轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲透層,解決了非均質(zhì)油藏由于層間矛盾導(dǎo)致水驅(qū)開發(fā)效率低的問題。

2.4 SC-1無機(jī)硅酸凝膠調(diào)剖驅(qū)油實驗

實驗結(jié)果見表4。從中可以看出,該封堵體系能夠有效地調(diào)整平面矛盾,對高滲層的封堵效率達(dá)到了97.11%,且調(diào)整矛盾后,能夠有效地提高高、低滲層的原油采收率,分別達(dá)到4.92%和6.45%。結(jié)合渤海油田老油田穩(wěn)水增油技術(shù)的現(xiàn)狀及無機(jī)硅酸凝膠的“低本高效”,采用該無機(jī)硅酸凝膠實現(xiàn)調(diào)剖增油有很好的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

表4 無機(jī)硅酸凝膠在并聯(lián)填砂管中調(diào)剖驅(qū)油實驗Tab.4 The profile control and flooding effect of SC-1 gel system in parallel sand packs

3 結(jié)論與建議

(1)SC-1無機(jī)凝膠在多孔介質(zhì)中以顆粒的形式的存在,極大地限制了驅(qū)替流體的流動,從而有效地控制了驅(qū)替相的流度。通過實驗表明,采用SC-1凝膠可以使巖心的封堵效率達(dá)到89%以上,但是由于體系本身的潰散性,封堵強(qiáng)度有待提高。

(2)穩(wěn)定性實驗表明,SC-1無機(jī)硅酸凝膠對于特高滲多孔介質(zhì)或者裂縫竄流通道的封堵穩(wěn)定性很強(qiáng),在滲透率為7.95μm2時,經(jīng)過23 PV水沖刷后,封堵效率仍然可以達(dá)到99.24%,但是在中滲多孔介質(zhì)中,SC-1無機(jī)硅酸凝膠在根據(jù)其水沖刷條件下的封堵穩(wěn)定性越來越低,在滲透率為0.152μm2時,經(jīng)過22 PV水沖刷后,封堵效率僅為4.13%,并且SC-1無機(jī)凝膠具有很好的油水選擇性,含油飽和度越高,凝膠強(qiáng)度越弱;

(3)SC-1無機(jī)凝膠能夠有效地調(diào)整平面矛盾,對高滲層的封堵效率達(dá)到了97.11%,且能夠有效地提高高、低滲層的原油采收率,分別達(dá)到4.92%和6.45%。

[1]Caldeira K,Rau G H.Accelerating carbonate dissolution to sequester carbon dioxide in the ocean:Geochemical implications [J].Geophysical Research Letters,2000,27(2):225-228.

[2]錢伯章.碳捕捉與封存(CCS)技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀與前景[J].中國環(huán)保產(chǎn)業(yè),2008,(12):57-61.

[3]陸慶瑋,王一兵,海爾漢.硅酸凝膠生成條件與機(jī)理探討[J].內(nèi)蒙古工業(yè)大學(xué)學(xué)報,1994,13(3):17-21.

Experimental evaluations on the plugging performances of SC-1 silicic acid gel system

Hou Yongli1,Zhao Renbao2,Yue Xiang’an2
(1.Production Optimization,China Oilf ield Services Limited,Tanggu,300450;2.Enhance Oil Recovery Research Center,China University of Petroleum,Beijing102249)

A kind of silicic acid gel was developed as a profile control system to increase oil production and control water production in Bohai offshore oilfields.The experiments indicated that the plugging efficiency of the gel system could be above 89%.The retention rate of plugging efficiency was 99.24%and 4.13% respectively corresponding to water measuring permeability of 7.95μm2and 0.152μm2when 23 PV and 22 PV water was injected respectively.Easily getting into high perm eability formation and large pores, increasing with the increase of permeability.In the parallel sand packs,the gel system could preferentially enter high-permeability layer and form effective plugging,which thus improved vertical profile and enhanced oil recovery in the high and low-permeability pack by 4.92%and 6.45%respectively. Considering its low cost and low pollution,the gel system performed great application prospect in offshore oilfields.

silicic acid gel;carbon dioxide;profile control;recovery

book=6,ebook=40

TE357.43

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.048

1008-2336(2010)02-0048-05

2009-12-28;改回日期:2010-01-25

侯永利,1984年生,男,2009年獲得中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學(xué)位,現(xiàn)從事提高采收率工作。E-mail: houyl@cosl.com.cn。