春风油田热采水平井氮气泡沫复合凝胶堵水技术研究

1、    春风油田热采水平井氮气泡沫复合凝胶堵水技术研究    摘要：针对春风油田排6南高含水的问题，研发了适合热采水平井的耐高温复合凝胶堵水剂，其配方主要由0.3%聚丙烯酰胺+3.5%交联剂+7.0%添加剂a+13%添加剂b组成。室内研究表明复合体系具有良好的耐温度性、耐盐性、热稳定性、调剖性能以及封堵性能等。现场取得了良好的增油效果。关键词：高温凝胶；氮气泡沫；堵水；水平井；春风油田春风油田排6南区埋深410m620m，油藏温度下脱气原油粘度19683mpa·s，油层厚度410m，孔隙度35%，渗透率50008000×10-3um2

2、，主要采用水平井精密滤砂管方式完井，辅助蒸汽吞吐开采。春风油田为强边底水侵驱稠油油藏，如何有效的治理高含水，成为春风油田稳产的重要手段。1 复合凝胶体系优化复合凝胶堵水体系由聚丙烯酰胺、交联剂、添加剂a和添加剂b组成，属于耐温抗盐堵剂。聚丙烯酰胺，注入过程中，对油和水有不同的流动阻力，起到选择性堵水。添加剂a由富含单宁的植物原料经水浸提和浓缩、磺化引入磺酸基（so3h）的反应过程制得的粉状物质，水解后可得到多元酚羧酸。交联剂为醛类，主要是来交联聚合物、添加剂a水解的多元酚，形成酚醛类树脂、醛类交联聚合物，进一步缩聚形成成胶耐温体系；添加剂b是耐温水溶膨胀的无机材料，提供复合体系的骨架，增强复合

3、体系的强度，使复合体系具有更强的耐冲刷能力1-3。1.1 复合凝胶体系配方优化（1）聚丙烯酰胺/交联剂浓度的影响选定交联剂3.0%+添加剂a8.0%+添加剂b13.0%，改变水解聚丙烯酰胺的浓度，放入70的水浴进行实验表明：随着聚丙烯酰胺浓度的增加，胶体强度增强，成胶时间缩短（表1）。选取聚丙烯酰胺浓度为0.250.30%。根据结果，选定聚丙烯酰胺0.3%+添加剂a8.0%+添加剂b13.0%，改变交联剂的浓度，进行成胶实验表明：随着交联剂浓度的增加，胶体强度增强增加，成胶时间缩短（表2），选取交联剂浓度为3.5%。（2）添加剂a/添加剂b浓度的影响选定聚丙烯酰胺0.3%+交联剂3.5%+添加

4、剂b13.0%，改变添加剂a的浓度，进行成胶实验表明：随着添加剂a浓度增加，胶体强度增强，成胶时间变化不大（表3），选取添加剂a的浓度为7.0%。根据结果，选定聚丙烯酰胺0.3%+交联剂3.5%+添加剂a7.0%，改变添加剂b的浓度，进行成胶实验。表明：随着添加剂b浓度增加，成胶时间变化不大，胶体强度增强，当添加剂浓度大于13.0%后，堵水强度下降 （表4）。选取添加剂b的浓度为13%。确定体系配方：0.3%聚丙烯酰胺+3.5%交联剂+7.0%添加剂a+13%添加剂b。1.2 温度/矿化度对复合凝胶体系成胶时间/强度的评价复合堵水体系在不同温度和矿化度下进行成胶实验表明：随着温度升高，胶凝时间

5、急剧缩短，胶体强度增大（表5）；随着矿化度浓度增大，成胶时间和胶体强度均变化不大，说明堵剂耐盐性较好（表6）。1.3 复合凝胶体系热稳定性评价將复合堵水体系放入280的恒温箱中进行强度测试表明，配方堵剂热稳定性很好，在高温环境，胶体强度不变（表7）。1.4 复合凝胶体系封堵性能评价采用岩心流动实验装置，在130恒温箱中进行水驱，监测突破压力封堵率等参数。1号为单管岩心封堵实验，2号为并联岩心封堵实验（表8、图2）。1）单管岩心后续水驱封堵率99.01%，水驱近10pv后残余阻力系数为95.88；并联岩心后续水驱封堵率为98.29%，水驱5pv后残余阻力系数为58.31；可见复合凝胶体系具有较好

6、的封堵率和耐冲刷性能。2）从并联岩心分流曲线可知，注复合体前高、低渗岩心分流率均为95%，注复合体系后，高渗岩心分流率为10%，低渗岩心分流率为90%，水驱7pv后，高、低渗岩心分流率保持不变；可见复合凝胶体具有良好的调剖性能和封堵性能。2 现场试验2015年在p6-p39井上开展了热采水平井氮气泡沫复合凝胶堵水技术现场试验。复合凝胶堵水剂体系分两段注入330m3，关井侯凝72h，注入氮气泡沫辅助蒸汽吞吐段塞。实施前该井高含水99%；堵水后峰值日产液38.6m3/d，日产油22.9t/d，含水40.6%，含水下降59.4%（图2）。3 结论1）优选的复合凝胶堵水体系具有良好的温度、矿化度、热稳定性、调剖和封堵性能。2）现场应用效果表明，能够有效的封堵水窜、汽窜通道，提高了热采井吞吐效果，具有良好的降水增油效果。参考文献：1王斌.高含水油井堵水用复合颗粒堵剂j.油田化学，2002.1