海上油田自生气冻胶泡沫堵水技术实验研究-辽宁化工2022年01期

摘      要： 为了抑制渤海油田由于储层非均质性强、水驱开发轮次高等原因引起的严重水窜问题，在对自生气、泡沫与冻胶分别进行筛选优化的基础上，提出了一套配伍性良好、能够满足需要的自生气冻胶泡沫体系，并通过动态实验与可视化模拟实验对该体系的“堵水增油”效果进行了评价。结果表明，该体系对水窜通道的选择性封堵效果十分显著，能够达到降低产水率、提高原油采收率的目的。对于水窜现象严重的海上水驱开发油田，使用该体系进行油井堵水能够起到改善开发效果的作用。

关  键  词：自生气冻胶泡沫; 选择性封堵; 海上油田; 可视化; 采收率

中图分类号：TE357.46     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）01-0025-03

渤海水驱开发油田的部分井组或区块已进入中高含水期，严重的注入水与边底水水窜现象使得大量注入水无效循环，油井产水率剧增^[1-3]。以往通过水井调剖在一定程度上抑制了水窜，但经过多轮次作业，效果逐年变差，而油井堵水技术目前在渤海油田采用较少。将油井堵水技术^[4-6]应用于海上油田时，需要考虑施工空间小、作业成本高、配液用淡水供应困难等问题。冻胶泡沫比普通泡沫更稳定，比单纯冻胶的封堵波及面积更大，且具有更强的选择性封堵能力^[7-10]。自生气冻胶泡沫体系在地面时工作液为两种液体，通过油井交替注入地层后自发反应生成冻胶泡沫，封堵注入水或边底水水窜通道，从而达到“控水稳油”的效果。该体系具有用液量少、堵水效率高、机械强度好、滤失量少以及对地层伤害小等特点^[11-12]。

1  实验部分

1.1  实验用品与设备

自生气体系^[13-14]采用NaNO₂+NH₄Cl双液体系。起泡剂KAD常温下为棕色透明液体，由茶皂素分子改性而得的一种非离子型表面活性剂。冻胶体系采用HPAM/有机铝冻胶，其中HPAM分子量为350～500万，水解度8.2%，有机铝溶液有效成分

2 000 mg·L^-1。可视化实验中分别用苏丹Ⅲ、亮蓝染色剂对油、自生气冻胶泡沫体系染色。

主要实验设备有SA型分析天平（精确度

0.000 1 g）、GCF-1型高温高压反应釜（温度范围为0～300 ℃，压力范围为0～30 MPa）、HW-48型电热恒温箱（温度范围为0～360 ℃）、LB-10型平流泵（流量范围为0.1～10.0 mL·min^-1）、自制有机玻璃三维可视化模型。

1.2  实验内容

通过高温高压反应釜模拟油藏条件（65 ℃、10 MPa）对自生气体系的产气效率（理论产气量与实际产气量的比值）进行实验评价，结合起泡剂与冻胶室内静态实验评价^[15]最终确定自生气冻胶泡沫体系为18% NaNO₂+14% NH₄Cl+0.5%起泡剂KAD+0.15%有机铝溶液（有效成分2 000 mg·L^-1）+0.4% HPAM。由于实验中采用等体积段塞交替注入法，现将以上体系分为段塞A（36% NaNO₂+0.5%起泡剂KAD+0.15% 有机铝溶液+0.4% HPAM）与段塞B（28% NH₄Cl+0.5% 起泡剂KAD+0.15% 有机铝溶液+0.4% HPAM）。

堵水实验装置如图1所示。

302900b75c7e6044d1e78d17ae2475c7

与调剖实验不同的是，模拟堵水实验的水驱方向与注入堵剂方向相反，即是在水驱的出口端注入自生气冻胶泡沫体系。因此设计了一套油藏缓冲器（高压气源的压力略高于回压），能够在注入堵剂时同时起到模拟回压与增加填砂模型容量弹性的作用。填砂模型的尺寸为φ25×600 mm，根据油藏渗透率级差填制渗透率为500×10^-3、2 000×10^-3μm²的双管填砂模型。将砂管模型水平置于恒温箱内。平流泵流量为1 mL·min^-1，回压控制在10 MPa。通过以上装置进行模拟堵水实验，研究自生气冻胶泡沫的封堵性能。

可视化实验装置由钢化玻璃板自制而成，正面示意图如图2所示。外部尺寸为300 mm×300 mm×24 mm，内部尺寸为150 mm×150 mm×12 mm，通过填入不同粒径玻璃微球模拟非均质地层。从上方插入一根金属管用来模拟油井，其下部四分之一周身钻有微小孔眼。装置左右连接管线模拟水驱。通过以上装置实现自生气冻胶泡沫堵水的可视化。

2  自生气冻胶泡沫体系性能评价

2.1  自生气冻胶泡沫堵水能力评价

前期水驱至填砂模型双管综合产水率达到80%，交替注入段塞A与段塞B，在65 ℃恒温箱中模拟焖井3 h，进行后续水驱至填砂模型双管综合产水率达到98%。在水驱过程中分别记录两根填砂模型的产水量与产油量。

绘制双管填砂模型分流率变化曲线如图3所示。前期水驱至0.8 PV时双管综合产水率达到80%，该过程中高、低渗管分流率差距显著，且差距有继续增大的趋势。注入自生气冻胶泡沫后进行后续水驱，双管分流率达到十分接近的水平，且直到水驱体积2.05 PV以后，双管分流率才开始有明显差异。水驱体积2.55 PV时双管综合产水率达到98%，此时双管分流率才恢复到初始的水平。说明该自生气冻胶泡沫体系选择性封堵性能好，耐冲刷能力强。

2.2  自生气冻胶泡沫提高采收率能力评价

自生气冻胶泡沫体系采收率变化曲线如表1与图4。实验中填砂模型高低渗管采收率提高幅度分别达到20.99%与40.11%，最终双管综合采收率达到64.30%。说明注入自生气冻胶泡沫能够有效封堵高渗层，使得后续水驱能够驱出低渗层中的大量原油，从而达到提高原油采收率的目的。

2.3  自生气冻胶泡沫堵水可视化研究

将可视化装置放置在65 ℃恒温箱中，用高清摄像机对实验过程进行记录。自生气冻胶泡沫堵水可视化实验过程如图5所示。

通过可视化实验看出，前期水驱时注入水主要进入下部高渗层，且很快形成窜流通道，使油井产水率急剧上升。停止水驱，从油井注入自生气冻胶泡沫体系后，窜流通道被封堵。后续水驱过程中，水窜现象受到有效的控制，从而使低渗层大量的油得到动用从油井产出，提高了采收率。

3  结 论

1）所选自生气冻胶泡沫体系结合了自生气产气均匀可控与冻胶泡沫选择性封堵能力强的优点，能够有效封堵水窜通道，原油采收率提高幅度可达30.55%，明显改善开发效果。

2）研究中发现自生气反应放热也对提高原油采8Dor5YlyfSOP5HID7LNcoI6pE4iA7U8wcwb8YVXWc88=收率有着一定的作用，下一步将在油藏条件下对该现象进行研究。

3）将该体系用于海上油田进行堵水，成本低、操作简便、能够实现随配随用，建议使用时在配制条件允许的情况下可适当提高自生气溶液浓度。

参考文献：

[1]张云宝，卢祥国，王婷婷，等.渤海油藏优势通道多级封堵与调驱技术[J].油气地质与采收率，2018，25 （3）：82-88.

[2]孟祥海，张云宝，夏欢，等.渤海油田大尺寸优势通道封堵与调驱技术研究[J].石油化工高等学校学报，2019，32 （4）：44-51.

[3]刘丰钢，刘光普，鞠野，等.渤海稠油油藏复合调驱逐级封窜增效技术[J].当代化工，2021，50 （5）：1163-1166.

[4]郑旭，孟祥海，代磊阳，等.裂缝型油藏三维堵水剂研发及应用[J].当代化工，2021，50 （3）：639-643.

[5]吕金龙，王楠，夏欢，等.高温高渗油藏堵水剂封堵效果实验研究[J].当代化工，2019，48 （7）：1399-1404.

[6]晁圣棋，邹明华，郭沛文，等.井下化学封堵剂耐温性能实验研究[J].当代化工，2021，50 （1）：51-54.

[7]RANJBAR M， CLAUSTHAL TU， CZOLBE P， et al. Comparative laboratory selection and field testing of polymers for selective control of water production in gas we11s[C]// paper 28984-MS presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry， 14-17 February 1995，San Antonio， Texas， USA.

[8]ASGHARI K， TAABBODI L， DONG M. A new gel-foam system for water shutoff purposes in wormhole reservoirs[C]//paper 97765-MS presented at the SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium， 1-3 November 2005， Calgary， Alberta， Canada.

[9]YUAN L，LI Y，DAI C L，et al.A New Type of Gelled Foam Plugging Agent with Resistance to Temperature，Salt and Dilution[J].IOP Conference Series：Earth and Environmental Science，2020，565 （1）：12-51.

[10]任树亮，李锦超.冻胶泡沫封窜体系的优选及性能研究[J].精细石油化工进展，2017，18 （4）：18-21.

[11]WANG J X，LIU C，CHU G Y.Development and Performance evaluation of Self-Generating Enhanced Foam Water Plugging System[J].Journal of Power and Energy Engineering，2019，7  （11）：47-54.

[12]齐宁，陈国彬，李柏杨，等.基于核磁共振T2分布的自生气可膨胀泡沫冻胶调堵机制[J].中国石油大学学报（自然科学版），2017，41 （6）：132-139.

[13]康洪帅.层内自生气冻胶泡沫深部调驱体系研究[D].中国石油大学（华东），2018.

[14]汪洋.自生气可膨胀泡沫冻胶调堵体系的研究与评价[D].中国石油大学（华东），2016.

[15]蒲春生，石道涵，秦国伟，等.高温自生气泡沫室内实验研究[J]. 特种油气藏，2010，17（3）：90-92.

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

WANG Xiao-long， LI Jian-ye， SONG Shu-yu， JIA Yong-kang， LI Xiao-wei

（China Oilfield Services Limited， Tianjin 300450， China）

Abstract：  In order to suppress the severe _{iDMUHp49olroJEA6pT5jwJ/cgUW2BLYB6XJmQ5GoPEE=}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 selective water 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.

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