兴古潜山油井无机凝胶堵水剂的研发

2022-10-15

兴隆台潜山区域构造上位于辽河坳陷西部凹陷中南部, 北接陈家洼陷, 南接清水洼陷, 西邻盘山洼陷, 东为冷家深陷带, 整体为被三个生油洼陷所包围的基岩潜山, 呈典型的“洼中之隆”形态, 为新生古储型潜山油藏。

潜山油藏裂缝发育, 储集空间类型以构造裂缝为主, 且多为中高角度缝, 平均缝宽10-100微米, 宏观构造裂缝以北东向展布, 平均裂缝密度为40条/米;

经过5年开发, 目前已有15口油井见水, 见水井综合含水达33.1%。在油藏Ⅲ段见水井逐渐增多表明油藏底水已相对活跃, 随着潜山油藏压力逐渐下降将会加大底水上窜, 造成油井含水上升加剧。

一、研究思路

针对潜山油藏具有双重孔隙介质、裂缝发育、油藏温度高的特性, 高温堵剂研究重点在堵剂的高温稳定性及油流通道的保护。

1. 油流通道的保护

堵水过程中必须在封堵高含水裂缝 (水流通道) 的同时, 尽可能降低堵剂对低含水裂缝的封堵或干扰, 在成功封堵高含水裂缝后, 通过底水转向、井底流压增大, 发挥低含水裂缝等部位的潜力, 保证堵水后的生产能力等问题。

2. 堵剂的高温稳定性

能持续封堵高含水裂缝 (或降低水相渗透率) , 由于潜山油藏埋藏深, 温度高 (160℃) , 因此封堵材料的高温热稳定性是实现有效封堵及措施有效期的保证。同时需满足注入、安全等工艺要求。

二、室内研究与实验

通过对出水井作取样或井筒捞样进行水性分析, 多数油井水性分析表明兴古潜山油藏水性矿化度在5000-15000mg/l, 水性以Ca Cl2型为主。

1. 高温暂堵材料研究

在160℃下进行静态降解性能评价。160℃条件下, 有机凝胶颗粒2-3天内可实现完全降解, 聚酯类纤维材料 (30μm) 5天内未观察出明显的水解。受实验手段限制, 未对泡沫的高温稳定性进行评价。

然后, 利用并联填砂管进行了泡沫及有机凝胶颗粒作用下分流能力测试 (并联填砂管极差20-25) ;分流能力测试基础上, 测试了低渗透岩心的渗透率恢复值, 渗透率恢复测试为160℃下放置下放置3d后实验值。

2. 高温堵剂研究

(1) 基于成垢助剂的分散凝胶堵水剂

基于增强剂的硅酸盐凝胶堵水剂具有高的强度, 利用其形成分散的微凝胶颗粒, 基于吸附、成垢等作用, 增加优势通道流动阻力。

潜山模拟地层水配制不同浓度硅酸盐溶液, 与助剂混合, 通过观察凝胶的状态可见, 在一定浓度范围内, 复合硅酸盐与成垢离子可形成分散的凝胶状态;一定条件下也可形成整体凝胶。具体凝胶的状态取决于硅酸盐及助剂离子浓度。

通过岩心驱替试验测试分散凝胶的封堵能力, 由注入及封堵情况可见, 堵剂具有良好的注入性能, 封堵程度∝涂层段塞数;其次, 对岩心的封堵程度∝渗透率, 这有利于选择性降低部分大开度裂缝的渗透率, 保护低渗层, 这主要是由其分散凝胶的状态所决定的。

(2) 基于多功能团交联剂的抗温凝胶堵剂

技术原理

制备一种多功能团的大分子交联剂, 使AM在其作用下形成高分子凝胶。这种情况下, 一方面交联点之间的分子链增多, 且聚合分子链的活动空间增大, 另一方面大分子交联剂起到了类似混凝土中石子一样的作用。因此, AM凝胶的热稳定性、韧性等性能有望得以大幅改善。

多功能团交联剂的制备

制备方法

制备稳定的AM反相微乳液, 通过光引发、聚合得到纳米级交联微球组成的溶液。以N-羟甲基丙烯酰胺为化学改性剂, 在交联微球结构上引入C=C双键等活性功能基团。产物利用无水乙醇沉淀、丙酮洗涤、真空干燥5h后得白色或浅黄色粉末, 即为多功能团交联剂。

试验结果及分析

所制备的多功能交联剂粒径小于40μm的粉末比例为73%。产物红外谱图显示, 在波数为1630.1 cm-1处的一个很强的吸收峰, 是由于C=C双键伸缩振动引起的;波数在1686.3 cm-1处为酰胺中的C=O键引起的;在3194.7 cm-1处为脂肪族仲胺NH伸缩;其他吸收峰还有:2913.5 cm-1处为烷烃反对称伸缩;1448.0处为CH2烷烃变角。因此, 可推断出在微凝胶分子结构中顺利引入了具有反应性的C=C双键。

地下固化时间控制

多功能团交联剂条件下, 以丙烯酰胺 (AM) 、2—丙烯酰胺—2—甲基丙磺酸盐 (AMPS) 、乙烯基二甲基硅氧烷为聚合单体, TBPB (苯甲酰) 为引发剂, FS为缓凝剂进行了160℃条件下固化时间的测试。试验结果表明, TBPB浓度20 mg/L, 阻聚剂浓度10 mg/L条件下, 静态固化时间可保持在6-6.5小时左右, 为矿场工艺安全提供了保证。

固化后利用质构仪与以N, N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂制得的产物强度进行了对比, 结果显示基于多功能交联剂的凝胶强度为后者的8.2倍。

可见, 多功能交联剂有效提高了凝胶的强度, 此外, 其韧性也大幅度提高。

高温热稳定性

在160℃、地层模拟水条件下, 堵剂在高温密封罐中放置, 定期测试堵剂强度表征其热稳定性。热稳定测试结果表明, 160℃下, 材料发生热降解, 这与材料本身固有的特性有关, 但7个月后堵剂强度为8.7kpa, 仍具有良好的强度, 满足工艺需要。

结论及建议

增强剂的硅酸盐凝胶堵水剂提高了其强度, 基于成垢助剂的硅酸盐凝胶堵水剂降低了其风险, 满足高温裂缝油藏封堵工艺要求, 高温裂缝油藏堵水段塞组合方式, 为下一步的矿场应用奠定了基础。但如下3个方面的工作仍有待加强。

(1) 进一步探索高温有机凝胶堵剂的特性;

(2) 基于兴古潜山复杂裂缝储层模型, 进一步细化对复杂裂缝中堵剂封堵行为的认识;

(3) 研究出适合于高压、超深地层的堵剂注入工艺, 进一步优化潜山裂缝油藏堵水工艺参数, 耐温、抗压能力堵水工艺管柱的研制。

摘要：兴古潜山油藏具有双重孔隙介质变质岩的渗流特征, 储层具有埋藏深、温度高、天然裂缝发育的特点, 该块储层及原油物性非均质性较强, 油水渗流特征复杂, 目前多采用直井控制、水平井开发, 随着油藏开发的不断深入, 部分油井见水。由于兴古潜山特殊的储层特点与开发方式, 国内外尚无可借鉴的成熟堵水工艺。为保护储层, 提高低渗储层利用率, 本文提出了段塞堵水技术, 研发了新型的高温暂堵剂与高温无机凝胶堵剂, 获得了较好的室内试验效果, 建议进一步投入现场试验研究。

关键词：兴古潜山,双重孔隙,段塞堵水,高温暂堵,高温无机凝胶