稠油油藏化学封窜剂的优选研究

于浩洋，孙启冀，郭思汗



稠油油藏化学封窜剂的优选研究

于浩洋1，孙启冀1，郭思汗2

（1. 东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318； 2. 大庆油田有限责任公司第三采油厂第三油矿， 黑龙江 大庆 163000）

目前，辽河油田欢127区已经处于高含水、高采出程度、低产、低压的开发阶段，继续进行注气开采时，汽窜现象成为极为普遍且亟待解决的问题。但由于油井受注汽不同步和地面条件限制等因素的影响，化学封窜技术成为解决汽窜问题的主要办法。化学封窜剂能够封堵高渗透区域，让注入流体转向注入中低渗透层，从而提高油藏动用程度。为此，针对化学封窜剂的性能及应用进行研究，通过现场数据与室内实验的结合，优选化学封窜剂并提高其耐温性及抗盐性，最终对封堵性能进行相关计算及评价。以上研究对于化学封窜剂的优选，进一步提高油田采收率具有一定的指导意义和参考价值。

辽河油田；吞吐；汽窜；封窜剂

辽河油田欢127区块孔隙度较大且分布不均匀，非均质性较强，在多个蒸汽吞吐周期后，生产井中有81口油井发生过汽窜，占总井数的47.4％，井间汽窜严重，加剧热能损失，导致注汽井生产效果降低，并严重影响油层的动用程度。为改善欢127块稠油井蒸汽吞吐中后期的吞吐效果提高采收率，基于目前油藏及井身结构特点，本文针对化学封窜剂进行了一系列室内实验研究，旨在筛选出最优的化学封窜剂类型，对其耐温性及耐盐性进行具体分析并给出优化措施。

1 化学封窜剂的比较及选择

目前现场应用的封窜剂主要有固相颗粒型、凝胶型和泡沫型等三大类[1]，每种类型的封窜剂都有各自的优缺点，固相颗粒型调剖封窜剂优点为封堵强度高、耐温性好。缺点为可泵性较差，不易通过机械防砂筛管；凝胶类调剖体系主剂选择为部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），同时以Cr3+、Al3+苯酚及间苯二酚等为交联剂，若油层盐水矿化度相对较高且温度较高时，凝胶类调剖体系稳定性由于聚合物的盐降解、金属离子降解和热降解变得非常差，无法达到封窜的要求；泡沫型堵剂封堵汽窜的机理是泡沫能够使蒸汽的粘度大幅增加，并且使蒸汽的流度降低，从而使后注蒸汽转向至中低渗透层，改善了吸汽剖面的同时提高了蒸汽的波及系数，最终达到提高采收率的效果，但泡沫型封窜剂存在稳定性差等问题。

通过现场试验数据统计结果分析研究认为，凝胶调剖剂好于气体泡沫剂好于固相调剖剂，具体结果如表1所示。

表1 不同药剂调剖效果对比表

针对上述情况，结合欢127块油藏及井身结构特点，为提高化学封窜剂封堵效果，延长有效期，优选应用了热敏可逆水溶性凝胶为化学封窜剂。

2 化学封窜剂性能的室内实验及分析

2.1 纤维素醚的优选

热敏可逆水溶性凝胶是一种高分子聚合物，由纤维素醚-尿素及添加剂等一系列化学药剂组成的水溶液，它本身具有独特的热可逆性[2,3]。试验中将相对分子量质量不同的甲基纤维素（MC）、羟丙基甲基纤维素（HPMC）、羟乙基甲基纤维素（HEMC）和羟丁基甲基纤维素（HBMC）分别配成质量分数为2.0%的水溶液，分别取溶液50 mL放入比色管中，盖上塞子，将体系放入90 ℃热水浴中，恒温0.5 h，用吸管将凝胶上层自由水取出，测定其质量w，利用公式（1）计算析水量。结果见曲线图1。

图1 纤维素凝胶析水量与相对分子质量关系曲线

由图1可以看出，几种溶液在相对分子量相同时，羟丙基甲基纤维素（HPMC）凝胶后析水量最少，根据凝胶时析水量最低原则，热敏纤维素醚应当优先选取HPMC。

2.2 凝胶耐温性的提高

为了提高热敏可逆水溶性凝胶的耐温性，实验中配制质量分数为3.0%的热敏（可逆）水溶性凝胶水溶液1 000 mL，取高压钢瓶两个，分别装入上述溶液100 mL，标记为样品1；再取上述溶液500 mL并添加质量分数为5%的无机盐类添加剂，标记为溶液b；取2个高压钢瓶，分别装入b溶液100 mL，标记为样品2；分别在250 ℃及300 ℃的条件下恒温加热样品1和样品2，24 h后冷却至室温，进行成胶实验，实验结果如表2所示。

表2 热敏可逆凝胶耐温性评价

由表2可知，热敏可逆水溶性凝胶溶液加入β后，热敏可逆水溶性凝胶溶液可以与无机盐类中的硝酸根结合，增强凝胶的热稳定性随着HPMC与硝酸根的结合而增强，凝胶耐温性能随热稳定性的增强而提高，实验测得加入无机盐类添加剂后凝胶的耐温性可高达300 ℃。

2.3 凝胶抗盐性的提高

地层水的矿化度对热敏可逆水溶性凝胶HPMC的凝胶强度影响很大[4,5]，实验过程中，选取不同矿化度的水分别配成质量分数为3%的热敏可逆水溶性凝胶HPMC水溶液，同时向HPMC溶液中加入相同质量的添加剂B，表3分别给出了矿化度不相同时，热敏可逆水溶性凝胶HPMC凝胶在加入添加剂B和未加入添加剂B时的凝胶强度。

表3 矿化度对HPMC凝胶强度的影响

分析表3结果可知，凝胶的强度随矿化度的增加而逐渐变小，热敏可逆水溶性凝胶HPMC未加添加剂时，凝胶在10 g/L以内状态下，强度随矿化度的增加缓慢减小；当矿化度超高于此限定值后，凝胶强度随矿化度的增加而急剧变小。添加剂B加入热敏可逆水溶性凝胶HPMC水溶液中后，凝胶耐矿化度程度可以得到显著的提高，此时，凝胶强度的迅速下降的限定值由未加入添加剂的10 g/L变化为100 g/L。

2.4 封堵性能的评价

利用DT-01型调剖堵水高温高压模拟装置，采用单管模型和平行填砂管模型评价热敏凝胶的封堵性能，实验示意图分别如图所示。

图2 单管模型示意图

1-平流泵，2-六通阀，3-中间容器，4、5-药剂罐，6-精密压力表，7-填砂管，8-量筒

具体测试流程如下：（1）饱和填砂管时使用地层水，渗透率w0是在填砂管堵水前地层温度下的测定值；

（2）然后用将平流泵的流量设定为1 mL·min-1，此种情况下注入填砂管1.0 Vp的预凝胶液，填砂管的堵后水测渗透率在升温至凝胶温度以上（90 ℃）下恒温3h后测定w1；

（3）利用公式（2）计算封堵率。

式中：—堵水率，%；

w0—堵前渗透率，μm2；

w1—堵后渗透率，μm2。

综上所示，高校大学生自我效能感与志愿、基层服务动机呈相关性。自我效能感越高越能激发高校大学生的志愿和基层服务动机，进而将志愿和基层行为付诸实际行动，在个人自信心、荣誉感、自豪感在志愿和基层活动中可获得满足，这种被满足感能够激发和提升了自我效能感，进而产生积极正面的引导和良心循环。自我效能感与志愿、基层动机之间起到相互促进的作用，因而引导高校大学生进行志愿与基层服务时，可以从满足其自信能力、荣誉感等方面入手，从而提高其参与志愿和基层服务的积极性。

表4 热敏可逆凝胶的封堵性能

试验结果见表4。结果表明：封堵率可以达到91.2%，封堵强度可以达到10.6 MPa/m，此实验结果能够满足现场要求，可以在现场进行试验。

3 结 论

（1）经过理论分析与实验研究可在该区块使用热敏可逆水溶性凝胶作为化学封窜剂，利用此封窜剂在高温状态下，溶液变为凝胶，冷却时凝胶液化这一热敏性，将其注入到地层冲洗过的地层高渗透地带，在催化剂和地层温场的双重作用下，凝胶在高渗带变成凝胶屏。从而达到封堵汽窜通道，扩大蒸汽波及范围的同时提高采收率。

（2）优选出了适合欢127块油藏特点的一种高分子聚合物热敏可逆水溶性凝胶化学封窜剂，是由纤维素醚-尿素及添加剂等一系列化学药剂组成的水溶液，它本身具有独特的热敏可逆性，在高温低温状态下，该封窜剂可以由凝胶可逆转化为溶液。耐温可达300 ℃，封堵率达91.2%，解决了常规封窜剂强度低，固相颗型堵剂可泵性差、无法通过防砂筛管的难题。

［1］ 蒋贤儒，张国荣，智卫东，耿鲁营，李振纲，潘赳奔．封堵封窜技术在孤东油田的应用[J]．江汉石油学院学报，2001(3)：49-51．

［2］ 赵贲．热敏可逆水基凝胶调剖封窜剂及其先导性现场试验[J]．油田化学，2008(3)：214-217.

［3］ 杨立军，喜恒坤．热敏可逆凝胶调剖剂的研制与应用[J]．大庆石油学院学报，2011(3)：55-59．

［4］ 胡绍彬，王鹏，王哲，陈长亮，张成君．耐温抗盐凝胶调剖剂研究进展[J]．当代化工，2015(2)：263-267.

［5］ 白宝君，李宇乡，高玉军．区块整体调剖调剖剂用量优化技术研究[J]．断块油气田，1999(6)：33-35．

Optimal Selection of Chemical Plugging Agents in Heavy Oil Reservoirs

YU Hao-yang1，SUN Qi-ji1，GUO Si-han2

（1. Petroleum Engineering institution in Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China；2. The third oil production plant in Daqing Oilfield Limited Corporation, Heilongjiang Daqing 163000，China）

At present, Huan 127 district of Liaohe oilfield is in high water cut, high recovery degree, low yield and low pressure development phase. During continued production of gas injection, the steam channeling phenomenon becomes extremely common and serious. Because of asynchronous steam injection and ground conditions, the chemical sealing technology becomes the main way to solve the problem of steam channeling. The chemical sealing agent is able to block the high permeability zone to make injecting fluid enter to low permeable formation, which improves reservoir producing extent. In this paper, performance and application of the chemical channeling sealing agent were studied. Based on on-site data and experiment data, the channeling sealing agent was optimized, and its temperature tolerance and salt resistance were improved. Finally, the sealing effect was calculated and evaluated.

Liaohe oilfield; huff and puff; steam channeling; channeling sealing agent

TE 39

A

1671-0460（2016）06-1250-03

2016-05-12

于浩洋（1991-），男，黑龙江大庆人，东北石油大学在读研究生，研究方向：复杂流体计算与模拟。E-mail：849323302@qq.com。