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(guó)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(píng)價(jià)試驗(yàn)裝置六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)七、礦場(chǎng)應(yīng)用情況介紹八、施工設(shè)計(jì)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(duì)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(wèn)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(guó)石油大學(xué)(北京)聯(lián)合開(kāi)發(fā)了HSG-1油藏流體流向控制技術(shù)。該項(xiàng)技術(shù)不同于目前國(guó)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(dòng)態(tài)可成膠及成膠后與巖石的膠結(jié)強(qiáng)度高、有效期長(zhǎng)、施工簡(jiǎn)單等突出特點(diǎn)。該項(xiàng)技術(shù)現(xiàn)已逐步在吉林、勝利、長(zhǎng)慶、新疆、中原、河南等油田進(jìn)行了礦場(chǎng)先導(dǎo)與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)，取得了明顯的社會(huì)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(guò)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(dòng)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(guò)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(duì)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(shí)間（動(dòng)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(píng)價(jià)試驗(yàn)裝置

圖130m長(zhǎng)填砂管巖心試驗(yàn)裝置

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

五、室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)裝置

圖230m長(zhǎng)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(píng)價(jià)1成膠時(shí)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(cè)定成膠時(shí)間如下：

30℃時(shí)成膠時(shí)間14-72小時(shí)；

40℃時(shí)成膠時(shí)間12-60小時(shí)；

50℃時(shí)成膠時(shí)間10-48小時(shí)；

60℃時(shí)成膠時(shí)間9--35小時(shí)；

80℃時(shí)成膠時(shí)間5--24小時(shí)；六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)1成膠時(shí)間HSG-1的成膠時(shí)間因體系組成的不同而不同,通過(guò)調(diào)整配方，控制成膠時(shí)間，可以滿足在油藏深部封堵竄流通道的注入時(shí)間要求。六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)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(dòng)阻力較小，易于注入（見(jiàn)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(píng)價(jià)2注入性能

HSG-1控制劑在裂縫或高滲透率條件下（見(jiàn)圖5），注入壓力都很低，特別對(duì)于滲透率很高的情況（如裂縫）下。在實(shí)際礦場(chǎng)注入過(guò)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(cè)定）六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)3封堵選擇性

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

由表1可見(jiàn)，兩組并聯(lián)管實(shí)驗(yàn)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(shuō)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(píng)價(jià)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(píng)價(jià)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(yàn)中（見(jiàn)圖7），當(dāng)HSG-1段塞厚度較小時(shí)，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(wú)關(guān)。

六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)4封堵強(qiáng)度

該調(diào)剖劑強(qiáng)度大為其主要性能之一，實(shí)驗(yàn)選用的配方，其封堵強(qiáng)度大于40MPa（圖8），實(shí)現(xiàn)封堵不成問(wèn)題；關(guān)鍵是在油藏中的定位成膠，如何在合適的位置對(duì)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(píng)價(jià)5剖面改善試驗(yàn)

5.1水測(cè)滲透率

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

5.2

剖面改善率數(shù)據(jù)

從表2、表3所測(cè)試驗(yàn)數(shù)據(jù)可看出，該體系對(duì)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(shí)也顯示出該體系對(duì)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(píng)價(jià)6提高采收率試驗(yàn)

采用合注分采方式，遵照與前面剖面改善程度試驗(yàn)相同的實(shí)驗(yàn)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(jiàn)表4、表5）。

六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)6提高采收率試驗(yàn)

由表4、表5實(shí)驗(yàn)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(píng)價(jià)6提高采收率試驗(yàn)

當(dāng)注入HSG-1控制劑0.15PV后，由于本實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(shuō)明后者的封堵作用更強(qiáng)。六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)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(cè)定試驗(yàn)。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(shí)間及強(qiáng)度的變化來(lái)判斷其抗剪切性能。六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)7抗剪切性能

從表6抗剪切性能測(cè)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(duì)成膠時(shí)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(duì)其成膠時(shí)間和成膠強(qiáng)度沒(méi)有影響。

8抗油污性能六、油藏流體流向控制劑性能評(píng)價(jià)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(yàn)，觀察靜態(tài)成膠時(shí)間及成膠后的強(qiáng)度（見(jiàn)表7，強(qiáng)度采用Sydansk等人制定的凝膠強(qiáng)度目測(cè)代碼標(biāo)準(zhǔn)）。試驗(yàn)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(shí)間，但對(duì)成膠后的強(qiáng)度無(wú)明顯的影響。目前在礦場(chǎng)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(píng)價(jià)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(gè)月后，膠界面清晰，除(1)、(3)號(hào)樣品發(fā)生少量吸水溶脹外，其它仍保持原來(lái)的體積不變，而且，膠段塞整體保持完好。七、礦場(chǎng)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(chǎng)試驗(yàn)以來(lái)，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(zhǎng)慶小河、靖安、胡尖山，新疆沙南、火燒山等其它油田也相繼開(kāi)展了礦場(chǎng)先導(dǎo)與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)，取得了良好的社會(huì)、經(jīng)濟(jì)效益。具體應(yīng)用情況示例如下：七、礦場(chǎng)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(chǎng)共應(yīng)用81井次，取得較好效果。七、礦場(chǎng)應(yīng)用情況介紹

1.2典型井例（特低滲老油田開(kāi)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(shí)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(duì)H1486油井及所對(duì)應(yīng)注水井H1487進(jìn)行控水調(diào)驅(qū)試驗(yàn)。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(shí)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(chǎng)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(jiàn)效前88.65%,降低到81.35%，有效控制住了該井組含水上升趨勢(shì)；井組日產(chǎn)油從見(jiàn)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(jiàn)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(shí)現(xiàn)增油687噸，降水161.25m3。七、礦場(chǎng)應(yīng)用情況介紹2長(zhǎng)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(zhǎng)慶油田現(xiàn)場(chǎng)共應(yīng)用35井次，取得較好的施工效果。七、礦場(chǎng)應(yīng)用情況介紹

2.2典型井例（特低滲新開(kāi)發(fā)裂縫井）

楊50-32與楊50-33井為長(zhǎng)慶小河油田G37-10井區(qū)對(duì)應(yīng)的一口水井和油井，開(kāi)采層位為延9。楊50-32井組對(duì)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(kāi)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(yàn)。七、礦場(chǎng)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(jiàn)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(gè)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(shí)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(jì)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(píng)判技術(shù)，確定初選井，根據(jù)油田實(shí)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(jì)①堵劑用量滿足優(yōu)化設(shè)計(jì)要求②堵劑的注入時(shí)間必須小于堵劑的成膠時(shí)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(zhǎng)度(即有效封堵半徑)必須足夠大設(shè)計(jì)原則八、施工設(shè)計(jì)與工藝要求1）堵劑用量與計(jì)算方法

①設(shè)計(jì)封堵段塞在油藏中的位置。②根據(jù)油層的實(shí)際情況確定封堵段塞在油藏設(shè)計(jì)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(yàn)結(jié)果，以最低封堵強(qiáng)度來(lái)計(jì)算，即1m調(diào)堵劑可以承受6MPa的壓力。

八、施工設(shè)計(jì)與工藝要求2）堵劑用量(V)計(jì)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(jì)與工藝要求3）施工排量

HSG-1堵劑施工注入排量是通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)確定的。根據(jù)堵劑在巖心中流動(dòng)試驗(yàn)結(jié)果，折算現(xiàn)場(chǎng)平均注入速度應(yīng)為4.5-5.5方/小時(shí)較好；另由于堵劑在進(jìn)入地層后運(yùn)行速度將會(huì)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(shí)。八、施工設(shè)計(jì)與工藝要求4）施工壓力的確定

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

實(shí)際注入過(guò)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(guò)程中，注入壓力一般以不超過(guò)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(jì)執(zhí)行。八、施工設(shè)計(jì)與工藝要求3施工工藝要求

（1）施工井井口閥門(mén)密封良好,具備施工條件(施工前落實(shí))。（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