海上油田自生氣凍膠泡沫堵水技術(shù)實(shí)驗(yàn)研究

王曉龍，李建曄，宋書(shū)渝，賈永康，李曉偉

海上油田自生氣凍膠泡沫堵水技術(shù)實(shí)驗(yàn)研究

王曉龍，李建曄，宋書(shū)渝，賈永康，李曉偉

（中海油田服務(wù)股份有限公司， 天津 300450）

為了抑制渤海油田由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、水驅(qū)開(kāi)發(fā)輪次高等原因引起的嚴(yán)重水竄問(wèn)題，在對(duì)自生氣、泡沫與凍膠分別進(jìn)行篩選優(yōu)化的基礎(chǔ)上，提出了一套配伍性良好、能夠滿足需要的自生氣凍膠泡沫體系，并通過(guò)動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)與可視化模擬實(shí)驗(yàn)對(duì)該體系的“堵水增油”效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)。結(jié)果表明，該體系對(duì)水竄通道的選擇性封堵效果十分顯著，能夠達(dá)到降低產(chǎn)水率、提高原油采收率的目的。對(duì)于水竄現(xiàn)象嚴(yán)重的海上水驅(qū)開(kāi)發(fā)油田，使用該體系進(jìn)行油井堵水能夠起到改善開(kāi)發(fā)效果的作用。

自生氣凍膠泡沫； 選擇性封堵； 海上油田； 可視化； 采收率

渤海水驅(qū)開(kāi)發(fā)油田的部分井組或區(qū)塊已進(jìn)入中高含水期，嚴(yán)重的注入水與邊底水水竄現(xiàn)象使得大量注入水無(wú)效循環(huán)，油井產(chǎn)水率劇增[1-3]。以往通過(guò)水井調(diào)剖在一定程度上抑制了水竄，但經(jīng)過(guò)多輪次作業(yè)，效果逐年變差，而油井堵水技術(shù)目前在渤海油田采用較少。將油井堵水技術(shù)[4-6]應(yīng)用于海上油田時(shí)，需要考慮施工空間小、作業(yè)成本高、配液用淡水供應(yīng)困難等問(wèn)題。凍膠泡沫比普通泡沫更穩(wěn)定，比單純凍膠的封堵波及面積更大，且具有更強(qiáng)的選擇性封堵能力[7-10]。自生氣凍膠泡沫體系在地面時(shí)工作液為兩種液體，通過(guò)油井交替注入地層后自發(fā)反應(yīng)生成凍膠泡沫，封堵注入水或邊底水水竄通道，從而達(dá)到“控水穩(wěn)油”的效果。該體系具有用液量少、堵水效率高、機(jī)械強(qiáng)度好、濾失量少以及對(duì)地層傷害小等特點(diǎn)[11-12]。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)用品與設(shè)備

自生氣體系[13-14]采用NaNO2+NH4Cl雙液體系。起泡劑KAD常溫下為棕色透明液體，由茶皂素分子改性而得的一種非離子型表面活性劑。凍膠體系采用HPAM/有機(jī)鋁凍膠，其中HPAM分子量為350～500萬(wàn)，水解度8.2%，有機(jī)鋁溶液有效成分2 000 mg·L-1。可視化實(shí)驗(yàn)中分別用蘇丹Ⅲ、亮藍(lán)染色劑對(duì)油、自生氣凍膠泡沫體系染色。

主要實(shí)驗(yàn)設(shè)備有SA型分析天平（精確度0.000 1 g）、GCF-1型高溫高壓反應(yīng)釜（溫度范圍為0～300 ℃，壓力范圍為0～30 MPa）、HW-48型電熱恒溫箱（溫度范圍為0～360 ℃）、LB-10型平流泵（流量范圍為0.1～10.0 mL·min-1）、自制有機(jī)玻璃三維可視化模型。

1.2 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

通過(guò)高溫高壓反應(yīng)釜模擬油藏條件（65 ℃、10 MPa）對(duì)自生氣體系的產(chǎn)氣效率（理論產(chǎn)氣量與實(shí)際產(chǎn)氣量的比值）進(jìn)行實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，結(jié)合起泡劑與凍膠室內(nèi)靜態(tài)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)[15]最終確定自生氣凍膠泡沫體系為18% NaNO2+14% NH4Cl+0.5%起泡劑KAD+0.15%有機(jī)鋁溶液（有效成分2 000 mg·L-1）+0.4% HPAM。由于實(shí)驗(yàn)中采用等體積段塞交替注入法，現(xiàn)將以上體系分為段塞A（36% NaNO2+0.5%起泡劑KAD+0.15% 有機(jī)鋁溶液+0.4% HPAM）與段塞B（28% NH4Cl+0.5% 起泡劑KAD+0.15% 有機(jī)鋁溶液+0.4% HPAM）。

堵水實(shí)驗(yàn)裝置如圖1所示。

圖1 堵水實(shí)驗(yàn)裝置

與調(diào)剖實(shí)驗(yàn)不同的是，模擬堵水實(shí)驗(yàn)的水驅(qū)方向與注入堵劑方向相反，即是在水驅(qū)的出口端注入自生氣凍膠泡沫體系。因此設(shè)計(jì)了一套油藏緩沖器（高壓氣源的壓力略高于回壓），能夠在注入堵劑時(shí)同時(shí)起到模擬回壓與增加填砂模型容量彈性的作用。填砂模型的尺寸為φ25×600 mm，根據(jù)油藏滲透率級(jí)差填制滲透率為500×10-3、2 000×10-3μm2的雙管填砂模型。將砂管模型水平置于恒溫箱內(nèi)。平流泵流量為1 mL·min-1，回壓控制在10 MPa。通過(guò)以上裝置進(jìn)行模擬堵水實(shí)驗(yàn)，研究自生氣凍膠泡沫的封堵性能。

可視化實(shí)驗(yàn)裝置由鋼化玻璃板自制而成，正面示意圖如圖2所示。外部尺寸為300 mm×300 mm×24 mm，內(nèi)部尺寸為150 mm×150 mm×12 mm，通過(guò)填入不同粒徑玻璃微球模擬非均質(zhì)地層。從上方插入一根金屬管用來(lái)模擬油井，其下部四分之一周身鉆有微小孔眼。裝置左右連接管線模擬水驅(qū)。通過(guò)以上裝置實(shí)現(xiàn)自生氣凍膠泡沫堵水的可視化。

圖2 可視化實(shí)驗(yàn)裝置平面示意圖

2 自生氣凍膠泡沫體系性能評(píng)價(jià)

2.1 自生氣凍膠泡沫堵水能力評(píng)價(jià)

前期水驅(qū)至填砂模型雙管綜合產(chǎn)水率達(dá)到80%，交替注入段塞A與段塞B，在65 ℃恒溫箱中模擬燜井3 h，進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)至填砂模型雙管綜合產(chǎn)水率達(dá)到98%。在水驅(qū)過(guò)程中分別記錄兩根填砂模型的產(chǎn)水量與產(chǎn)油量。

繪制雙管填砂模型分流率變化曲線如圖3所示。前期水驅(qū)至0.8 PV時(shí)雙管綜合產(chǎn)水率達(dá)到80%，該過(guò)程中高、低滲管分流率差距顯著，且差距有繼續(xù)增大的趨勢(shì)。注入自生氣凍膠泡沫后進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，雙管分流率達(dá)到十分接近的水平，且直到水驅(qū)體積2.05 PV以后，雙管分流率才開(kāi)始有明顯差異。水驅(qū)體積2.55 PV時(shí)雙管綜合產(chǎn)水率達(dá)到98%，此時(shí)雙管分流率才恢復(fù)到初始的水平。說(shuō)明該自生氣凍膠泡沫體系選擇性封堵性能好，耐沖刷能力強(qiáng)。

圖3 雙管填砂模型分流率變化曲線

2.2 自生氣凍膠泡沫提高采收率能力評(píng)價(jià)

自生氣凍膠泡沫體系采收率變化曲線如表1與圖4。實(shí)驗(yàn)中填砂模型高低滲管采收率提高幅度分別達(dá)到20.99%與40.11%，最終雙管綜合采收率達(dá)到64.30%。說(shuō)明注入自生氣凍膠泡沫能夠有效封堵高滲層，使得后續(xù)水驅(qū)能夠驅(qū)出低滲層中的大量原油，從而達(dá)到提高原油采收率的目的。

表1 自生氣凍膠泡沫提高采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖4 雙管填砂模型采收率變化曲線

2.3 自生氣凍膠泡沫堵水可視化研究

將可視化裝置放置在65 ℃恒溫箱中，用高清攝像機(jī)對(duì)實(shí)驗(yàn)過(guò)程進(jìn)行記錄。自生氣凍膠泡沫堵水可視化實(shí)驗(yàn)過(guò)程如圖5所示。

通過(guò)可視化實(shí)驗(yàn)看出，前期水驅(qū)時(shí)注入水主要進(jìn)入下部高滲層，且很快形成竄流通道，使油井產(chǎn)水率急劇上升。停止水驅(qū)，從油井注入自生氣凍膠泡沫體系后，竄流通道被封堵。后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中，水竄現(xiàn)象受到有效的控制，從而使低滲層大量的油得到動(dòng)用從油井產(chǎn)出，提高了采收率。

圖5 自生氣凍膠泡沫堵水可視化實(shí)驗(yàn)過(guò)程

3 結(jié) 論

1）所選自生氣凍膠泡沫體系結(jié)合了自生氣產(chǎn)氣均勻可控與凍膠泡沫選擇性封堵能力強(qiáng)的優(yōu)點(diǎn)，能夠有效封堵水竄通道，原油采收率提高幅度可達(dá)30.55%，明顯改善開(kāi)發(fā)效果。

2）研究中發(fā)現(xiàn)自生氣反應(yīng)放熱也對(duì)提高原油采收率有著一定的作用，下一步將在油藏條件下對(duì)該現(xiàn)象進(jìn)行研究。

3）將該體系用于海上油田進(jìn)行堵水，成本低、操作簡(jiǎn)便、能夠?qū)崿F(xiàn)隨配隨用，建議使用時(shí)在配制條件允許的情況下可適當(dāng)提高自生氣溶液濃度。

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Experimental Research on Water Plugging Technology of Self-generated Gel-foam in Bohai Oilfield

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（China Oilfield Services Limited, Tianjin 300450, China）

In order to suppress the severe water channeling problem caused by the high heterogeneity of the reservoir in the Bohai Oilfield and high water drive development rounds, based on optimization of self-generated gas, foam and gel, a set of self-generated gel-foam system with good compatibility and able to curb the water channeling in Bohai oilfield was proposed. Through dynamic and visualization experiment, the "water blocking and oil increasing" effect of the system was evaluated. The results showed that the selectivewater shutoff effect of this system was very significant, which could reduce the water production rate and improve the oil recovery rate. For the development of offshore oilfields with severe water channeling, the application of this system for water shutting can play a role in improving the development effect.

Self-generated gel-foam; Selective water shutoff; Offshore oil field; Visualization; Oil recovery

2021-03-03

王曉龍（1989-），男，河南濮陽(yáng)人，工程師，碩士學(xué)位，2018年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油與天然氣工程專業(yè)，研究方向：海上油田調(diào)剖、堵水技術(shù)研究與應(yīng)用。

TE357.46

A

1004-0935（2022）01-0025-03