HSG-1油藏流體流向控制技術(shù)

HSG-1油藏流體流向控制技術(shù)中國石油大學(xué)(北京)北京石大奧德科技有限公司2011年3月主要內(nèi)容一、概述二、技術(shù)原理三、工藝技術(shù)特點(diǎn)四、主要技術(shù)指標(biāo)五、室內(nèi)評價試驗裝置六、油藏流體流向控制劑性能評價七、礦場應(yīng)用情況介紹八、施工設(shè)計與工藝要求九、結(jié)論一、概述

提高采收率是目前老油田進(jìn)入中高含水期的重要課題，針對目前深部調(diào)剖（調(diào)驅(qū)）常用的交聯(lián)聚合物體系和預(yù)交聯(lián)顆粒存在的問題，如易吸附、易剪切、注入地層后不易交聯(lián)、注不進(jìn)、有效期短等，北京石大奧德科技有限公司和中國石油大學(xué)(北京)聯(lián)合開發(fā)了HSG-1油藏流體流向控制技術(shù)。該項技術(shù)不同于目前國內(nèi)使用的常規(guī)調(diào)堵技術(shù)，所用堵劑是一種小劑量高強(qiáng)度深度封竄流體流向控制劑，具有耐油污、抗稀釋、抗剪切、一、概述高抗鹽、耐沖刷、耐酸堿、動態(tài)可成膠及成膠后與巖石的膠結(jié)強(qiáng)度高、有效期長、施工簡單等突出特點(diǎn)。該項技術(shù)現(xiàn)已逐步在吉林、勝利、長慶、新疆、中原、河南等油田進(jìn)行了礦場先導(dǎo)與現(xiàn)場應(yīng)用試驗，取得了明顯的社會與經(jīng)濟(jì)效益。二、技術(shù)原理

HSG-1油藏流體流向控制技術(shù)是通過泵向注水井(或油井)注入化學(xué)藥劑，在油藏溫度下,進(jìn)行接枝、交聯(lián)、共聚，生成高強(qiáng)度凝膠體，從而達(dá)到封堵地下水竄流通道，改變注入水流向，啟動含油飽和度高的層位，擴(kuò)大注入水的波及體積。所用化學(xué)藥劑以天然聚合物基礎(chǔ)，通過接枝高強(qiáng)度成分進(jìn)行改性和共聚，引入其他具有特殊功能的結(jié)構(gòu)單元，從而使該調(diào)堵劑體系滿足了注入深度大、成膠性能好、封堵強(qiáng)度高，對地層溫度、礦化度適應(yīng)性好等方面的要求。三、工藝技術(shù)特點(diǎn)堵劑特點(diǎn)：注入深度大,地下成膠可靠，封堵強(qiáng)度高，尤其適應(yīng)地層的惡劣環(huán)境（高溫、高鹽、高剪切等）。

技術(shù)特點(diǎn)：適用于封堵裂縫、大孔道等存在高滲條帶的嚴(yán)重竄流通道井。四、主要技術(shù)指標(biāo)

基液粘度（20℃）≤

100mPa.s（可調(diào)整）

成膠時間（動態(tài)，30-85℃）≥24h

抗鹽性能≤15×104mg/L

封堵強(qiáng)度≥0.60MPa/cm

封堵率≥90%

五、室內(nèi)評價試驗裝置

圖130m長填砂管巖心試驗裝置

30m長巖心試驗裝置，克服了短巖心的尺寸限制，可反映實際的地層內(nèi)運(yùn)移過程中流體性能的變化。

五、室內(nèi)評價試驗裝置

圖230m長填砂管沿程壓力數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)

六、油藏流體流向控制劑性能評價1成膠時間用巖心模擬地層條件（溫度30-80℃,礦化度8-12×104mg/L,流速1.5m/min）,測定成膠時間如下：

30℃時成膠時間14-72小時；

40℃時成膠時間12-60小時；

50℃時成膠時間10-48小時；

60℃時成膠時間9--35小時；

80℃時成膠時間5--24小時；六、油藏流體流向控制劑性能評價1成膠時間HSG-1的成膠時間因體系組成的不同而不同,通過調(diào)整配方，控制成膠時間，可以滿足在油藏深部封堵竄流通道的注入時間要求。六、油藏流體流向控制劑性能評價2注入性能

HSG-1成膠前為純粘流體，表觀粘度為100mPa.s左右（濃度為8%），在特高滲透層和竄流通道中的流動阻力較小，易于注入（見圖4、圖5）。圖4HSG-1控制劑成膠前照片

六、油藏流體流向控制劑性能評價2注入性能

HSG-1控制劑在裂縫或高滲透率條件下（見圖5），注入壓力都很低，特別對于滲透率很高的情況（如裂縫）下。在實際礦場注入過程中，注入壓力不比注HPAM溶液高很多，僅比正常注水壓力高2-3MPa），易于注入。

圖5HSG-1注入特性曲線（注：注入液基液粘度186.3mPa.s（10s-1），HAAKERS600型流變儀60℃下測定）六、油藏流體流向控制劑性能評價3封堵選擇性

利用兩組滲透率級差很大的并聯(lián)巖心做封堵選擇性實驗，其中的高滲透巖心模擬油藏中的竄流通道(結(jié)果見表1)。

由表1可見，兩組并聯(lián)管實驗中的高滲透管在調(diào)堵后，其滲透率大幅度降低，幾乎被完全封堵；而低滲透管的滲透率降低幅度很小。這說明，HSG-1溶液在強(qiáng)非均質(zhì)(或具有竄流通道)油藏中的封堵選擇性很好。

六、油藏流體流向控制劑性能評價4封堵強(qiáng)度

HSG-1的材料強(qiáng)度及其與巖心孔隙表面的粘接強(qiáng)度均很高，可將竄流通道堵死。成膠后的HSG-1油藏流體流向控制劑如圖6所示。圖6HSG-1控制劑成膠后照片六、油藏流體流向控制劑性能評價4封堵強(qiáng)度

在HSG-1油藏流體流向控制劑段塞厚度與封堵強(qiáng)度的關(guān)系試驗中（見圖7），當(dāng)HSG-1段塞厚度較小時，其封堵強(qiáng)度隨封堵段塞厚度的增大而增大，當(dāng)封堵段塞厚度增大到某一值（hc），封堵強(qiáng)度與調(diào)堵段塞厚度幾乎無關(guān)。

六、油藏流體流向控制劑性能評價4封堵強(qiáng)度

該調(diào)剖劑強(qiáng)度大為其主要性能之一，實驗選用的配方，其封堵強(qiáng)度大于40MPa（圖8），實現(xiàn)封堵不成問題；關(guān)鍵是在油藏中的定位成膠，如何在合適的位置對竄流通道進(jìn)行有效的封堵，以獲得更好的波及效率。

圖8HSG-1控制劑的突破壓力六、油藏流體流向控制劑性能評價5剖面改善試驗

5.1水測滲透率

利用注入水（以長慶油田裂縫水淹井為具體條件），單獨(dú)測試滲透率。六、油藏流體流向控制劑性能評價5剖面改善試驗

5.2

剖面改善率數(shù)據(jù)

從表2、表3所測試驗數(shù)據(jù)可看出，該體系對高低滲透層的剖面調(diào)整能起到明顯的作用，剖面改善率達(dá)到0.997；同時也顯示出該體系對高低滲透層具有較好的選擇性進(jìn)入的能力。六、油藏流體流向控制劑性能評價6提高采收率試驗

采用合注分采方式，遵照與前面剖面改善程度試驗相同的實驗程序，不考慮并聯(lián)的天然巖心塊充填的裂縫性竄流管中的情況，主要考察調(diào)剖前后低滲透管中水驅(qū)效果的變化（見表4、表5）。

六、油藏流體流向控制劑性能評價6提高采收率試驗

由表4、表5實驗結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，由于裂縫性竄流通道的存在，水驅(qū)至出口含水100％的采收率僅為5.4％，大部分注入水都從裂縫中竄出,低滲透巖心管中的波及效率很差，導(dǎo)致其水驅(qū)效率偏低。六、油藏流體流向控制劑性能評價6提高采收率試驗

當(dāng)注入HSG-1控制劑0.15PV后，由于本實驗選用的調(diào)剖劑具有非常明顯的注入選擇性，因此，HSG-1控制劑基本都進(jìn)入了裂縫型竄流通道中，在裂縫巖心管中產(chǎn)生了強(qiáng)烈的封堵作用，使后期的注入水幾乎全部轉(zhuǎn)向驅(qū)替低滲透填砂管，波及效率明顯提高，水驅(qū)的采收率也大幅度提高，達(dá)到38.46％。相比于前邊的采收率實驗結(jié)果（5.4％），新型調(diào)剖劑使用后，采收率增加幅度明顯提高,這也說明后者的封堵作用更強(qiáng)。六、油藏流體流向控制劑性能評價7抗剪切性能

采用SG300D型高速攪拌機(jī)，在轉(zhuǎn)速為11000轉(zhuǎn)/分的高速條件下剪切30s,進(jìn)行抗剪切性能測定試驗。根據(jù)未剪切和剪切后HSG-1型油藏流體流向控制劑成膠時間及強(qiáng)度的變化來判斷其抗剪切性能。六、油藏流體流向控制劑性能評價7抗剪切性能

從表6抗剪切性能測定數(shù)據(jù)可看出，剪切后初始基液粘度有增加現(xiàn)象，但對成膠時間及成膠后的凝膠強(qiáng)度影響不大。

在配制HSG-1油藏流體流向控制劑的水中混入大量油，對其成膠時間和成膠強(qiáng)度沒有影響。

8抗油污性能六、油藏流體流向控制劑性能評價9抗鹽性能

配不同礦化度模擬水（氯化鈣型），在80℃度條件下進(jìn)行試驗，觀察靜態(tài)成膠時間及成膠后的強(qiáng)度（見表7，強(qiáng)度采用Sydansk等人制定的凝膠強(qiáng)度目測代碼標(biāo)準(zhǔn)）。試驗結(jié)果表明：礦化度較高的地層水可縮短HSG-1油藏流體流向控制劑的成膠時間，但對成膠后的強(qiáng)度無明顯的影響。目前在礦場已應(yīng)用的最高礦化度為86260mg/l，水型為CaCl2。

六、油藏流體流向控制劑性能評價10良好的抗溫耐老化性能扶余水礦化度5500mg/L勝利孤東地層水礦化度35100mg/L花土溝地層水礦化度76000mg/L白油扶余原油80℃下310天之后（2005/08/08攝）(1)(2)(3)(4)(5)

80℃下，與不同礦化度地層水、白油、原油接觸10個月后，膠界面清晰，除(1)、(3)號樣品發(fā)生少量吸水溶脹外，其它仍保持原來的體積不變，而且，膠段塞整體保持完好。七、礦場應(yīng)用情況介紹

HSG-1油藏流體流向控制技術(shù)自2005年5月份進(jìn)入吉林扶余油田（吉林油田石油管理局2005-2006年度先導(dǎo)）進(jìn)行礦場試驗以來，先后在勝利勝陀、中原馬寨、河南王集、古城（中石化總公司2007-2008年度先導(dǎo)），長慶小河、靖安、胡尖山，新疆沙南、火燒山等其它油田也相繼開展了礦場先導(dǎo)與現(xiàn)場應(yīng)用試驗，取得了良好的社會、經(jīng)濟(jì)效益。具體應(yīng)用情況示例如下：七、礦場應(yīng)用情況介紹1新疆油田

1.1施工概況

2007-2010年,HSG-1油藏流體流向控制技術(shù)在新疆油田現(xiàn)場共應(yīng)用81井次，取得較好效果。七、礦場應(yīng)用情況介紹

1.2典型井例（特低滲老油田開發(fā)后期井）

H1486井為新疆油田準(zhǔn)東采油廠火燒山油田作業(yè)區(qū)一口油井,該井連續(xù)三年實施了不同類型的堵水技術(shù),效果都不理想。經(jīng)與準(zhǔn)東采油廠地質(zhì)所、工程所研究決定，對H1486油井及所對應(yīng)注水井H1487進(jìn)行控水調(diào)驅(qū)試驗。該井于2008年4月15-20日在H1487井選用HSG-1流體流向控制劑100方作為主劑進(jìn)行調(diào)驅(qū)。同時在H1486井選用HSG-2加強(qiáng)流體流向控制劑55方作主劑進(jìn)行控水。七、礦場應(yīng)用情況介紹

1.3施工效果

施工后H1487井組綜合含水從見效前88.65%,降低到81.35%，有效控制住了該井組含水上升趨勢；井組日產(chǎn)油從見效前12.8噸,上升到目前（2008年12月）14.4噸，日增油達(dá)1.4噸；其中最高日產(chǎn)油17.0噸(2008年8月),日增油達(dá)到5.8噸。截止到2008年12月底,井組共增油960.65噸,減水398.78m3(不考慮區(qū)塊遞減及躺井等因素)。其中H1486井施工后，日產(chǎn)油從初期4月份的0.5噸上升到見效初始階段4.6噸,綜合含水從98%下降到77%,日增油達(dá)4.1噸，截止到2008年12月底，共實現(xiàn)增油687噸，降水161.25m3。七、礦場應(yīng)用情況介紹2長慶油田

2.1

施工概況

2007-2010年,HSG-1油藏流體流向控制技術(shù)在長慶油田現(xiàn)場共應(yīng)用35井次，取得較好的施工效果。七、礦場應(yīng)用情況介紹

2.2典型井例（特低滲新開發(fā)裂縫井）

楊50-32與楊50-33井為長慶小河油田G37-10井區(qū)對應(yīng)的一口水井和油井，開采層位為延9。楊50-32井組對應(yīng)5口油井（楊49-31、49-32、50-33、51-32、51-33），施工前井組綜合含水為80.94%，日產(chǎn)液22.67m3，其中楊50-33井含水達(dá)95.6%，已進(jìn)入高含水開發(fā)階段。選擇楊50-32作為調(diào)驅(qū)井，選擇楊50-33井作為控水井，并于2007年11月11-16日進(jìn)行調(diào)驅(qū)控水技術(shù)試驗。七、礦場應(yīng)用情況介紹

2.3

主劑應(yīng)用與施工效果

楊50-32調(diào)驅(qū)井選擇HSG-1流體流向控制劑為主劑，注入主劑95方。楊50-33控水井選擇HSG-2加強(qiáng)流體流向控制劑為主劑，注入主劑55方。施工后見效初期井組綜合含水降至71.60%，日產(chǎn)液22.95m3，在日產(chǎn)液基本不變的情況下，綜合含水下降了8.34個百分點(diǎn)，日增油達(dá)2.79噸，其中楊50-33含水下降到81.2%，日增油達(dá)1.06噸。截止到2008年6月底，共實現(xiàn)減水395m3，增油426.2噸，取得了明顯的調(diào)驅(qū)控水效果。八、施工設(shè)計與工藝要求1選井選層

把竄流通道因素考慮在內(nèi)，采用模糊評判技術(shù)，確定初選井，根據(jù)油田實際情況確定最終措施井；根據(jù)油水井層間竄流程度確定目的層；根據(jù)目的層的竄流通道類型確定堵劑。2施工參數(shù)設(shè)計①堵劑用量滿足優(yōu)化設(shè)計要求②堵劑的注入時間必須小于堵劑的成膠時間③最大井底注劑壓差必須小于地層破裂壓力④封堵段塞長度(即有效封堵半徑)必須足夠大設(shè)計原則八、施工設(shè)計與工藝要求1）堵劑用量與計算方法

①設(shè)計封堵段塞在油藏中的位置。②根據(jù)油層的實際情況確定封堵段塞在油藏設(shè)計部位可能承受的最大壓差ΔPmax（MPa）。③確定最小封堵段塞厚度hmin。根據(jù)室內(nèi)模擬的封堵強(qiáng)度的試驗結(jié)果，以最低封堵強(qiáng)度來計算，即1m調(diào)堵劑可以承受6MPa的壓力。

八、施工設(shè)計與工藝要求2）堵劑用量(V)計算公式

式中，

r1——調(diào)堵段塞內(nèi)半徑（m）；

r2——調(diào)堵段塞前緣半徑（m）,r2

=r1+h,h=Khmin

K——安全系數(shù)，取2-3；

hmin——最小封堵段塞厚度（m）；

ho——油層厚度（m）；

φ——油層的孔隙度。

β——封竄系數(shù)

β八、施工設(shè)計與工藝要求3）施工排量

HSG-1堵劑施工注入排量是通過室內(nèi)試驗確定的。根據(jù)堵劑在巖心中流動試驗結(jié)果，折算現(xiàn)場平均注入速度應(yīng)為4.5-5.5方/小時較好；另由于堵劑在進(jìn)入地層后運(yùn)行速度將會降低，因此考慮堵劑的選擇性封堵性能，可選擇上限施工排量為6-8方/小時。八、施工設(shè)計與工藝要求4）施工壓力的確定

在現(xiàn)場施工中井口最高注入壓力可按下式計算：P井口=P破-P柱+P損；P損=1.15×10-11QuL/d4

實際注入過程中，注入壓力必須嚴(yán)格控制在地層破裂壓力以下(小于地層破裂壓力的80%

)。另調(diào)剖施工過程中，注入壓力一般以不超過注水干線壓力為宜(保證施工完后能正常配注)；在注入壓力允許的條件下，堵劑注入速度要嚴(yán)格按設(shè)計執(zhí)行。八、施工設(shè)計與工藝要求3施工工藝要求

（1）施工井井口閥門密封良好,具備施工條件(施工前落實)。（2）地面管線在最高注入壓力下試壓3-5分鐘不刺不漏為合格。（3）注入泵，排量