溫敏凝膠輔助多元熱流體防竄機(jī)理及在渤海油田的應(yīng)用

馮 祥，宮汝祥，王 莉

（1．中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津塘沽 300459；2．中海油能源發(fā)展股份有限公司邊際油田開發(fā)項目組，北京 100010）

稠油在渤海海域的儲量發(fā)現(xiàn)及產(chǎn)能建設(shè)中占著重要地位。目前，渤海海域已發(fā)現(xiàn)秦皇島 32-6、南堡35-2和埕北等20多個稠油油田。海上稠油開發(fā)受制于平臺空間、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保及安全等因素，蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)等常規(guī)熱力采油方式難以開展。多元熱流體吞吐是一種高效的稠油熱采技術(shù)。2008年，首次在渤海南堡35-2油田開展了海上稠油井多元熱流體吞吐熱力采油試驗(yàn)，取得了成功[1-4]。多元熱流體吞吐開采稠油機(jī)理復(fù)雜，多輪次方案設(shè)計和效果預(yù)測與常規(guī)熱采有較大差異。地層原油黏度大，油層非均質(zhì)性強(qiáng)，開發(fā)過程中容易發(fā)生氣竄。因此，針對多元熱流體多輪次吞吐，開展防氣竄油藏研究；針對井間氣竄特征，開展改善開發(fā)效果的泡沫輔助多元熱流體吞吐可行性研究[5-8]。

1 溫敏凝膠的封堵機(jī)理及實(shí)驗(yàn)

1.1 溫敏凝膠的封堵機(jī)理

當(dāng)溫度升高超過一定值時，溫敏可逆凝膠溶液變?yōu)樗z；當(dāng)溫度降低時發(fā)生相反的過程，由水基凝膠變?yōu)檩^高黏度水溶液。溫度升高和降低時發(fā)生的溶液-凝膠的轉(zhuǎn)變都是物理性質(zhì)的可逆轉(zhuǎn)變。若溫度過高時，溫敏凝膠會發(fā)生高分子化合物結(jié)構(gòu)的破壞，可導(dǎo)致其物理性質(zhì)不可逆的變化。

水溶性的溫敏可逆溶膠溶液作為調(diào)剖暫堵劑。注入凝膠溶液后，再開始注熱流體，水溶性的溫敏凝膠溶液遇熱轉(zhuǎn)變?yōu)槟z，對地層進(jìn)行封堵，達(dá)到防竄效果。開井生產(chǎn)后，井底溫度不斷降低，地層中形成的凝膠恢復(fù)為水基溶液，油層可以正常生產(chǎn)。凝膠為高分子水溶液注入地層時，主要進(jìn)入沖洗過的地層高滲透條帶，生成凝膠屏障，導(dǎo)致滲流場發(fā)生改變，使注氣井的吸氣剖面更均勻。

1.2 凝膠封堵性測試

將可逆溫敏凝膠在低溫下注入到實(shí)驗(yàn)巖心管內(nèi)，然后把恒溫水加熱到實(shí)驗(yàn)溫度；凝膠成膠后，用相同溫度的熱水進(jìn)行驅(qū)替，測量驅(qū)替壓差，用驅(qū)替壓差表征凝膠封堵性能的強(qiáng)弱。分別在50 ℃、70 ℃、80 ℃、90 ℃、100 ℃和 160 ℃6個溫度下進(jìn)行溫敏可逆凝膠巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測量驅(qū)替壓差，實(shí)驗(yàn)中的溫敏凝膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%，注入速度為3 cm3/s，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1 。可以看出，在低溫階段（溫度為50℃和70 ℃時），驅(qū)替壓力先增加后下降，最后保持較低值不變。這是由于在低溫階段，凝膠黏度升高，初始驅(qū)替壓力變大，壓差迅速上升；當(dāng)后續(xù)注水突破后，凝膠封堵效果弱，驅(qū)替壓差下降。在中溫階段（溫度 80 ℃、90 ℃、100 ℃時），驅(qū)替壓差迅速增加后，之后保持不變。不同溫度時，凝膠的封堵作用不同，當(dāng)溫度為 80 ℃時封堵效果最好，大于80 ℃的驅(qū)替壓差隨著溫度增加而降低，封堵效果減弱；當(dāng)溫度達(dá)到160 ℃時，由于凝膠的高分子結(jié)構(gòu)發(fā)生了破壞，基本沒有封堵效果。

圖1 不同溫度下驅(qū)替壓差對比

2 防竄影響因素分析

2.1 基礎(chǔ)模型的建立

對影響溫敏凝膠泡沫封堵性能的參數(shù)進(jìn)行敏感性分析研究，建立了一注四采五點(diǎn)法井網(wǎng)概念模型。模型中巖石流體參數(shù)與油藏參數(shù)保持一致，滲透率為 4 000×10-3μm2，孔隙度為 0.36，含油飽和度為0.68，氣液比為3，原油黏度689 mPa·s，并對井周圍網(wǎng)格進(jìn)行加密，建立注采井間的高滲通道。

2.2 注入溫度對溫敏凝膠封堵性影響

研究注入溫度分別為56 ℃、120 ℃、160 ℃、200 ℃、240 ℃和300 ℃時對溫敏凝膠封堵性的影響（圖2）。以B04P井和B0P井為例，隨著注入溫度的增加，B04P井最高日產(chǎn)氣量不斷減小，即氣竄程度降低；B0P井增油量不斷增加，當(dāng)溫度達(dá)240℃時增油量開始下降。

圖2 B04P井最高日產(chǎn)氣量與B0P井增油量

注氣結(jié)束時，氣相殘余阻力系數(shù)和含氣飽和度分布與溫度的關(guān)系見圖3、圖4?？梢钥闯?，溫度影響凝膠的封堵能力明顯。注入溫度為120℃時，地層氣相殘余阻力系數(shù)數(shù)值和波及范圍小，注入凝膠對地層的封堵作用較??；注入溫度為200℃時，地層的氣相殘余阻力系數(shù)數(shù)值較大，波及范圍較廣，對地層的影響大。從含氣飽和度來看，注入溫度為120℃時，凝膠封堵作用小，氣竄量大，地層含氣飽和度低；注入溫度為200℃時，氣竄量小，地層含氣飽和度較高。

2.3 凝膠含量對溫敏凝膠封堵性影響

圖3 注氣相殘余阻力系數(shù)分布

圖4 含氣飽和度分布

注入凝膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.5%、1.0%、1.5%、2.0%和2.5%時對溫敏凝膠泡沫封堵性的影響。由圖5可以看出，凝膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0.5%增加到1.0%時，B04P井最高日產(chǎn)氣量大幅下降；隨著凝膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，最高日產(chǎn)氣量保持不變，封堵性保持不變。

圖5 B04P井最高日產(chǎn)氣量與B0P井增油量

2.4 凝膠用量對溫敏凝膠封堵性影響

研究凝膠注入量分別為 50 m3、100 m3、150 m3、200 m3和250 m3時對溫敏凝膠泡沫封堵性的影響。由圖6可以看出，隨著凝膠注入量的增加，B04P井最高日產(chǎn)氣量減小，之后變化趨勢逐漸變緩，趨于不變狀態(tài)，在注入量為150 m3時達(dá)到最低值。這是由于注入量的增加封堵了近井地帶，導(dǎo)致氣體更易從高滲通道竄流。隨著凝膠注入量的增加，B0P井增油量增加；當(dāng)凝膠注入量達(dá)200 m3時，增油量隨著凝膠注入量增加開始下降。

圖6 B04P井最高日產(chǎn)氣量與B0P井增油量

3 應(yīng)用實(shí)例

2016年，在海上稠油油田NB35-2現(xiàn)場應(yīng)用了“兩井同注+溫敏調(diào)堵+防乳增效”氣竄防治技術(shù)。吞吐注熱前，實(shí)施了調(diào)堵段塞的注入，根據(jù)優(yōu)化，溫敏可逆凝膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.5%，溶液用量為200 m3，注熱中進(jìn)行了增效劑的伴注，順利完成了面積注熱施工作業(yè)，措施防竄增油效果良好。

試驗(yàn)前，單井約注入350 t多元熱流體時，鄰井發(fā)生氣竄，最高產(chǎn)氣量達(dá)12 000 m3/d，導(dǎo)致3口鄰井停產(chǎn)，停產(chǎn)27～48天；試驗(yàn)后，單井注入1 000 t多元熱流體后，鄰井產(chǎn)氣量由 24 m3/d上升至 440 m3/d，最高產(chǎn)氣量1 000 m3，均正常生產(chǎn)，多元熱流體吞吐井平均單井增油1 100 m3。

4 結(jié)論

（1）針對井間氣竄問題，采用溫敏凝膠等化學(xué)調(diào)堵技術(shù)，可抑制氣體竄流。

（2）通過實(shí)驗(yàn)確定了相應(yīng)的特征參數(shù)，可準(zhǔn)確預(yù)測溫敏凝膠輔助多元熱流體開采效果。

（3）運(yùn)用數(shù)值模擬方法，優(yōu)化分析了注入溫度、凝膠含量、凝膠用量對溫敏凝膠膠封堵性的影響。

（4）現(xiàn)場應(yīng)用表明，采用溫敏凝膠輔助多元熱流體吞吐能夠抑制氣竄發(fā)生，提高油藏壓力和原油動用程度，一定程度上提高熱采效果。