新型相渗调节剂CASP的性能评价及在河南油田的应用

郭方方，陈　渊，崔　灿，严慧呈，王喜霞，赵联峰

(1.中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132;2.中国石化河南油田分公司采油二厂)

新型相渗调节剂CASP的性能评价及在河南油田的应用

郭方方1，陈渊1，崔灿1，严慧呈1，王喜霞1，赵联峰2

(1.中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳 473132;2.中国石化河南油田分公司采油二厂)

摘要：针对油井开发中油水层交错、厚油层层内非均质性严重、工艺上无法确保油水层分隔开的问题，开发出一种具有较强油、水相渗调节功能，且能通过化学反应与地层牢固结合的新型相渗调节剂CASP，并对其进行了性能评价。实验结果表明：该相渗调节剂具有良好的吸附和耐冲刷性能；相渗调节剂CASP在温度 90℃、矿化度5 600 mg/L的条件下，其水相平均封堵率为87%，油相平均封堵率为23%。2014年先后在河南油田应用3井次，获得了显著的增油降水效果，堵水性能优于现有相渗调节剂，为油田开采过程中层内堵水提供了新的技术手段。

关键词：河南油田；相渗调节剂；吸附能力；冲刷性能；堵水效果

相渗调节剂的机理是在水相中伸展、油相中收缩，从而产生对油水渗流的不同阻碍，达到控水的目的[1]。现有的改变相渗的堵水剂主要有聚合物类[2]，其改变油、水相渗的能力有限，并且其与地层间的吸附多为静电吸附和氢键等物理吸附作用[3]，吸附作用较弱，经注水冲刷极易脱落；多层吸附之后，静电吸附作用力更加微弱，更易从孔喉壁面上剥落，从而影响了堵水剂的封堵有效期[4]。

本文对开发出的能通过化学反应与地层牢固结合，并具有较强油、水相渗调节功能的相渗调节剂CASP进行了性能评价和现场应用效果分析。CASP相渗调节剂可有效降低地层中高渗层带的水相渗透率，促使注入水转向地层中低渗透层带，驱替剩余油，降低产出液的含水率[5]；同时，在封堵带内，油相渗透率降低很少或不降低，并且CASP相渗调节剂能与地层发生化学键合反应，吸附更牢固，不易被冲刷，有效期更长，可延长油井堵水有效期，挖掘更多剩余油，为解决油井温和控水技术难题提供了一种新途径。

1 实验方法

1.1实验仪器与药品

实验所用主要仪器有智能恒温磁力搅拌器、节能型智能恒温槽、高温高压岩心流动试验仪、分析天平和烧杯。所用药品主要有相渗调节剂CASP。

1.2实验方法

1.2.1 荧光显微法

取一个干净的载玻片，超声波清洗后放入相渗调节剂的水溶液中，静置24 h；将玻璃片取出、烘干，用荧光显微镜观察玻璃片表面的吸附形态；然后将玻璃片超声波冲刷一定时间、烘干，用荧光显微镜观察；重复步骤冲刷并用荧光显微镜观察。通过观察载玻片上相渗调节剂在不同强度超声波冲刷条件下的吸附形态，可以定性地描述相渗调节剂的吸附性和耐冲刷性。

1.2.2 岩心流动实验法

按照石油行业标准《SY/T 5345-1999油水相渗透率测定》方法，测定以石英砂为填充材料的圆柱形填砂管在注入相渗调节剂前后的渗透率，从而确定其对水、油的封堵率。

水相封堵率：

Rfw=kwa-kwb/kwa

式中：kwa——注相渗调节剂前水相渗透率；kwb——注相渗调节剂后水相渗透率。

油相封堵率：

Rfo=koa-kob/koa

式中：kob——注相渗调节剂前油相渗透率；koa——注相渗调节剂后油相渗透率。

2实验结果与分析

CASP相渗调节剂能与地层发生化学键合反应，吸附更牢固，不易被冲刷，为此对其吸附性能、耐冲刷性能进行评价。相渗调节剂的使用性能是否达标，需要经过模拟地层条件下的岩心驱替实验加以验证。

2.1CASP的吸附性能评价

传统水解聚丙烯酰胺(PAM)与相渗调节剂CASP静态吸附量的测定结果如表1所示。

表1　PAM与相渗调节剂CASP静态吸附量比较

从表1中可以看出，与聚丙烯酰胺(PAM分子量1500万)相比，相渗调节剂CASP在各种材料上的静态吸附量均比较多。其中，在石英砂上的吸附量最多，其次是长石和地层砂。由于人工胶结岩心由树脂材料粘接石英砂组成，石英砂颗粒被树脂材料包裹，因此CASP能够吸附在石英砂表面的机会不多，导致在人工胶结岩心材料的静态吸附量最少。但与其它材料相比，CASP仍具有良好的吸附性能。

2.2CASP的冲刷性能评价

静态吸附量的数据只能说明在注入地层养护阶段相渗调节剂在岩石矿物表面的吸附性能，还不足以说明油井生产过程中，在不断冲刷的条件下，CASP在地层的吸附稳定性。荧光显微法可以定性地描述CASP的耐冲刷性能。

将制备的相渗调节剂CASP粉体样品用蒸馏水配制成质量分数为0.3%的相渗调节剂溶液。将已经清洗干净的载玻片浸入试样溶液中，静置24小时。将载玻片取出，烘干后，用显微镜观察载玻片表面并拍照。将载玻片置于超声波清洗槽内进行冲刷，冲刷时间分别为5 min、20 min、35 min、50 min、75 min，每次冲刷完毕后，将载玻片烘干，用荧光显微镜观察其表面并拍照。

结果显示，经过75 min的超声波冲刷实验，相渗调节剂CASP在玻璃表面仍然有良好的吸附性能；与之相对应，水解聚丙烯酰胺(PAM)在载玻片上吸附后，经过5 min的超声波冲刷，用荧光显微镜已经观察不到明显的吸附形态，表明水解聚丙烯酰胺不具有稳定的吸附性能。

将浸泡时间分别为36 h和48 h 的玻片分别冲刷不同的时间(20 min、35 min、50 min、75 min)后取出烘干称重，所得结果如表2所示。

表2　冲刷时间对CASP吸附性能的影响

注：1号为浸泡时间为36 h的玻片，2号为浸泡时间为48 h的玻片

从表2中可以看出CASP具有良好的耐冲刷性能。

2.3相渗调节剂CASP的封堵性能评价

相渗调节剂封堵性能评价实验流程如下：①以自来水为溶剂，配制0.4%的CASP相渗调节剂注入液。②采用直径2.5 cm，长度50.0 cm的圆柱形不锈钢填砂管，填充80～120目石英砂，模拟地层岩石。③岩心流动实验装置的恒温箱温度设定为90 ℃。④测定填砂管的水相原始渗透率。⑤测定填砂管的水相原始渗透率。⑥向填砂管注入盐水测定盐水渗透率，所用盐水矿化度5 600 mg/L。⑦向填砂管注入4 PV相渗调节剂注入液，然后养护12小时；⑧反向注入盐水进行驱替实验，注入量以填砂管入口压力达到平衡为准，最少3 PV。⑨注入煤油进行驱替实验，注入量以填砂管入口压力达到平衡为准，最少3 PV。⑩再次注入盐水进行驱替实验，注入量以填砂管入口压力达到平衡为准，最少3 PV。最后，分析记录数据，绘制压力及渗透率变化曲线。

实验结果(图1、图2和表3)的数据显示，CASP对水的封堵率大于80%，对油的封堵率小于30%。

图1　高渗条件下注入压力随注入PV数变化曲线

由表4可以看出相渗调节剂CASP在温度 90 ℃、矿化度5 600 mg/L的条件下，其水相平均封堵率为87%，油相平均封堵率为23%。

图2　渗透率随注入PV数变化曲线

状态压力/MPa渗透率/10-3μm2封堵率/%堵前水驱0.0181389.38堵前油驱0.020642.35堵后水驱0.054264.2781.0堵后油驱0.023512.0221.3

3相渗调节剂CASP的现场应用

2014年先后在河南油田应用3井次，截至到2015年7月份累计增油560 t，降水8 213 m3。相渗调节剂CASP的应用获得了显著的增油降水效果，为提高单井产油量减少产水量提供了新的技术手段和措施。

表4　其它物模实验结果

注：表4是其它岩心流动试验的结果，除填砂管初始渗透率因人工填制无法确保完全一致，其他实验条件完全相同。

3.1在王集油田的应用

C10井是B62断块的一口采油井。1992年12月29日投产，生产Ⅱ42-3层，砂层厚度4.4 m，有效厚度4.2 m。该井投产初期日产油12.0 t，不产水，动液面1 060 m,无注水井对应投产后能量下降较快。为了给C10井Ⅱ42-3层补充能量，2007年9月对邻井C41井转注，转注后C10井能量逐渐上升。C41井转注后C10井初期见效明显，但含水上升速度快，分析认为Ⅱ42-3层平面非均质性较强，从而形成水窜通道。C10井自2014年2月以来含水逐步上升，虽然对C41井进行多次动态调配，但产能仍无法恢复到正常水平。目前该井日产液11.4 t，日产油0.8 t，含水95%。分析认为该井含水上升的主要原因是Ⅱ42-3层平面水窜通道加剧，导致油井含水上升，因此决定，对该井Ⅱ42-3层实施层内堵水试验，实现控水增油之目的。

2014年11月29日对该井实施堵水施工。施工时正常挤注预处理段塞80 m3，排量10 m3/h，开始时施工压力0～1.5 MPa；正注相渗调节剂CASP 300 m3，排量10 m3/h，注入压力2.5～5 MPa；正挤后置液30 m3，关井候凝4天。堵水措施后，日产油0.8 t上升到3 t，含水由95%降至87.3%，且继续有效。

3.2在双河油田的应用

J18井为双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系的一口采油井，全井射开Ⅰ51Ⅱ12、3、4、21、32、3、4层，砂体厚度37.4 m，有效厚28.6 m，目前在泵径56 mm、泵深1 303 m、冲程4.8 m、冲次4次/min的工作制度下生产Ⅰ51Ⅱ12、3、4、21层，桥塞封Ⅱ32、3、4层，日产油0.4 t，日产水52.8 m3，含水99.2%，动液面763 m。 分析认为J18井主要出液层为Ⅱ13和Ⅱ33层，且Ⅱ1层和Ⅱ3层纵向上储层物性差异大，产出不均衡，该井Ⅱ1层和Ⅱ3层层内夹层不稳定，无法实现Ⅱ1和Ⅱ3层层内机械堵水，且Ⅰ51Ⅱ12.4、21、32、4层物性较差，长期与高能层合采，动用较差。因此决定，对该井实施层内选择性堵水试验，实现控水增油之目的。

2014年12月6日对该井实施选择性堵水施工。正常挤注预处理段塞80 m3，排量5 m3/h，开始时压力0～5 MPa；正注相渗调节剂CASP 600 m3，排量10 m3/h，注入压力5～15 MPa；正挤后置液50 m3，关井候凝4天。措施后动液面由763 m降至1 140 m说明地层大孔道得到了封堵。日产水量由施工前的日产液53 t下降到目前的日产液30 t，日产液量明显下降，降水效果显著，日产油量由0.4 t上升到1.2 t。说明相渗调节剂起到了很好的选择性堵水效果。

4结论

(1)相渗调节剂CASP具有良好的封堵选择性，能优先进入高含水的高渗透层并与砂岩表面接触反应，进而改变储层油水相渗透率，减少水从高渗透层产出，达到选择性控水增油目的。

(2)相渗调节剂CASP能与地层产生化学反应，抗冲刷能力强，能够实现油藏窜流通道的长时间封堵，有效期长。

(3)现场试验结果表明，相渗调节剂CASP不仅能够获得显著的增油降水效果，而且为层内堵水提供了新的技术手段。

参考文献

[1]邱晓慧.相渗透率改进剂FA-RPM 的室内研究[J].石油钻探技术，2007，23(1)：46-48.

[2]李宜坤，胡频，冯积累,等．水平井堵水的背景、现状及发展趋势[J]．石油天然气学报，2005，27(5)：757-760.

[3]Kabir AH．Chemical water&gas shutofftechnology- overview[J]．SPE72119，2001.

[4]刘新荣.相渗透率改善剂对岩石润湿性的影响[J].东北林业大学学报，2009， 28(6):13-15.

[5]Makki A，Redha H，Saleh A，et a1．Rigless water shutoffexPerience in offshore Saudimbia[C]．SPE81443，2003.

编辑：吴官生

文章编号：1673-8217(2016)01-0133-04

收稿日期：2015-09-25

作者简介：郭方方，硕士，工程师，1981年生，2005年毕业于郑州大学高分子材料与工程专业，2008年毕业于郑州大学材料学专业，现从事油田化学堵水工作。

中图分类号：TE358.3

文献标识码：A