高温化堵技术在稠油古潜山的应用

杜延涛

摘 要：稠油古潜山高温化学堵水技术是对于高含水、边底水能量充足的生产井具有非常好的堵水效果，尤其对裂缝发育、底水大孔道、近井地带亏空严重的高渗透层更为适宜。对由于注汽窜糟的高轮次蒸汽吞吐井也具有良好的改善吸汽剖面的作用，重点研究了该压堵水体系的成胶液与矿化度、Ph值和温度的关系，以及凝胶的自身特性等。

关键词：辽河油田；高温化堵技术用于稠油古潜山；树脂栲胶粉

引言

“砂、蜡、水、稠”是困扰油田开发几大难题。辽河油田拥有储量丰富的稠油油藏，随着蒸汽吞吐轮次的增加，油井含水急剧上升，造成稠油区块很多油井因高含水关停。在曙一区稠油古潜山油藏，属于边底水和裂缝发育的块状稠油潜山油藏，具有油稠、底水能量充足、横纵向裂缝均发育、油井含水上升速度快的特点，加上单井平均蒸汽吞吐轮次已经到6轮以上，油井含水逐年快速上升。如何控制含水继续升高，提高油藏最终采收率成为目前潜山油藏面临的最大难题。

1、高温化堵技术

高温化堵技术是针对曙一区稠油潜山油藏的发育特点以及生产现状而开发的油井堵水工艺技术。该技术现场适应性广，施工工艺简单，在注汽情况下自然固化，不需要候凝，大大加快了施工進度，对于高含水、边底水能量充足的生产井具有非常好的堵水效果，尤其对裂缝发育、底水大孔道、近井地带亏空严重的高渗透层更为适宜。对由于注汽窜糟的高轮次蒸汽吞吐井也具有良好的改善吸汽剖面的作用。

1.1技术原理

该复合高温堵剂主剂由天然高分子材料添加固化剂、增稠剂组成。对于高渗透裂缝型油藏，固体颗粒在一定压力下挤入油层，遇热膨胀，卡封空隙喉道与裂缝，从而达到堵水目的；助剂为自生泡沫材料与表面活性剂复配，在注汽环境下，可以用蒸汽作为它的汽相来发泡，自生泡沫材料生成大量气体，在地层孔吼形成大量泡沫，并且随着注汽量的增加，发泡量增加。泡沫在地层孔隙中形成贾敏效应，以此来封堵高渗透油层或汽窜层，强制蒸汽进入中、低渗透率油层，提高中、低渗透率油层储量动用程度，达到封堵高渗透裂缝，提高原油采收率的目的；表面活性剂在高温的环境下具有一定的洗油能力，在一定的程度上起到降粘洗油的作用。

1.2.1实验原料配备

粉状落叶松栲胶。

1.2.2 实验内容

（1）胶凝反应时间测试

将配制好的堵剂置于高压钢筒，将钢筒放入恒温箱中。在120、150、180℃进行交联实验。胶凝时间的确定：加热一段时间后，使容器迅速冷却，取出样品，观察其是否丧失流动性。若已成胶，则在相同条件下缩短加热时间，否则就延长加热时间，直至得到准确的胶凝时间。

（2）凝胶强度的测定

凝胶强度采用突破真空度法来测定。

（3）成胶液的表观粘度

用NDJ-7旋转粘度计测定成胶液的表观粘度。

1.2.3实验结果与讨论

（1）影响成胶的因素

①温度对成胶的影响

由图1可知，随着反应温度的升高，反应速度加快，凝胶时间缩短。

② PH值对成胶的影响

当pH <4时，栲胶沉淀；当pH >11时，栲胶水溶性变差，胶凝液不能成胶。因此适合的pH范围为4～1。

③矿化度对交联的影响

无机盐（NaCl、MgCl2、CaCl2等）能显著缩短栲胶的胶凝时间。栲胶溶液是一种低分子胶体溶液，电解质的加入可压缩胶体粒子表面的双电层，促使其交联或聚沉。试验得出，当NaCl含量超过5×104mg/L后，成胶强度急剧下降；而在此之前，成胶强度基本不受矿化度的影响。在NaCl含量达到105mg/L时，真空度仍能达到0.066MPa，由此可知，堵剂适用于高矿化度地层。

（2）胶凝液的粘度

典型配方胶凝液在25℃时的粘度为1.5mPa.s，用NDJ-7型旋转粘度计测量粘度（使用皿号转子组中因子为0.1的转子，转速为750r/min，剪切速率为3500S-1）。由此可知，改性落叶松栲胶高温堵剂易于输送和注入，适合于低渗透油田的调剖堵水作业。

①凝胶的热稳定性

在密闭条件下，凝胶在120℃下放置48h，其质量变化在5%以内。由此可知，凝胶未脱水或溶解。180℃下放置120h，凝胶形态完好，质量变化在8%以内，可见其耐热性能良好。

②凝胶抗酸、碱、盐的能力

凝胶在5%HCl、5%NaOH和10%NaCl溶液中，加热至250℃，6h后仍未溶解。这表明栲胶所生成的凝胶对酸、碱、盐均有一定的抵抗能力，同时说明堵剂成胶后无法用酸、碱、盐解堵。

1.3施工工艺技术指标

1.3.1注入排量和注入压力

曙光采油厂热采井蒸汽注入排量在8～18m3/h，注汽压力最大可达16.5MPa，在施工中堵剂注入排量和注入压力控制应为注汽参数的80%，即注入排量约7～14m3/h，注入压力不能超过12MPa。这样选择注入参数有利于充分利用地层非均质特性，在地层内大量堵剂优先进入高渗透层位，而相对低渗透带不会受到污染和伤害。

1.3.2现场施工步骤

（1）通井至人工井底；

（2）下高温化堵施工管柱；

（3）正挤高温调剖剂（干剂）（用0.3%高分子携带液携带）；

（4）用清水顶替油管、套管（顶替量按油管及油套环行空间体积计算）；

（5）按设计要求注汽。

2 现场实施情况

稠油古潜山高温化学堵水技术从2003年开始进行室内实验，2004年4月开始进入现场试验， 2004年该技术在曙光采油厂共完成高温化学堵水措施12口，措施有效率100%，与措施前相比，平均单井含水下降了14.7%，部分油井措施后，单井由措施前含水的100%下降到含水50%左右，初期最高日产油达20t以上。截止2006年12月未已累计增油18469.1t，目前措施井总日产量仍稳定在25t/d以上。

3结论和建议

（1）高温堵剂为复合型堵剂，各种组分之间协同发挥作用，降水增油效果明显。

（2）稠油古潜山高温化学堵水技术能够有效解决潜山油藏稠油井高含水问题，工艺措施简单，措施成功率高，相对成本较低，降水增油效果明显。

参考文献：

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