孫永濤 ，李兆敏，林 濤，孫玉豹，劉海濤，宋宏志，李松巖

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2.中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300450）

0 前言

渤海海域稠油儲量豐富，對于常規(guī)稠油（地下黏度≤350 mPa·s）目前主要通過注水、注聚合物開發(fā)，對于非常規(guī)稠油（地下黏度＞350 mPa·s）主要通過熱采開發(fā)［1］。其中多元熱流體吞吐作為海上稠油熱采開發(fā)創(chuàng)新技術，已在渤海NB35-2 稠油油田開發(fā)中進行了先導性試驗。多元熱流體吞吐工藝是利用航天發(fā)動機的燃燒噴射原理，使燃料和空氣在多元熱流體發(fā)生器的燃燒室中燃燒，將燃燒室外的水加熱汽化，最后將水蒸汽和燃燒后的煙氣混合形成多元熱流體并注入油層進行吞吐開采的采油工藝。因多元熱流體兼具熱水/蒸汽的加熱降黏作用和氣體的溶解降黏、擴大加熱范圍、增壓助排作用，在注入熱焓相同的條件下，多元熱流體吞吐的采收率高于蒸汽吞吐的［2-3］。但隨著吞吐輪次的增加，由于隔層不發(fā)育、層間滲透率差異以及蒸汽/氣體超覆等因素影響，多元熱流體可能會沿高滲條帶突進。當兩口井之間的高滲透條帶被氣體連通后，就會出現(xiàn)井間氣竄干擾現(xiàn)象，影響鄰井的正常生產(chǎn)，降低吞吐效果。

溫敏凝膠是一種對溫度敏感的聚合物，低溫時為低黏度流體，溫度一旦超過相轉變點，短時間內(nèi)即能形成半固態(tài)、不溶于水的凝膠，在注熱流體過程中可起到封堵氣竄通道的作用［4-5］。因此，在注多元熱流體之前向地層注入溫敏凝膠是有效治理氣竄的方法之一。溫敏凝膠封竄技術可起到顯著的防竄、封竄和增油效果［6-12］，在油田開發(fā)中有著廣闊的前景。由于市售的溫敏凝膠的成膠性能和成膠有效期無法滿足海上熱采要求，本文以精制棉花纖維、環(huán)氧丙烷、氯甲烷為原料，通過優(yōu)化環(huán)氧丙烷與氯甲烷的比例合成了一種溫敏凝膠，評價了該溫敏凝膠的黏度、耐鹽性能、封堵性能和封堵有效期，并以南堡35-2油田兩口水平井為原型，通過二維物理模擬實驗裝置對溫敏凝膠封堵氣竄通道進行了模擬研究。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

精制棉花纖維；氫氧化鈉、環(huán)氧丙烷、氯甲烷、氯化鈉、氯化鉀、硫酸鈉、碳酸氫鈉等，分析純。實驗用油為南堡35-2 油田某井脫氣原油，黏度為2150 mPa·s（50℃）。實驗用水為模擬地層水，NaHCO3型，礦化度1218 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）：Na++K+573、Ca2+8、Mg2+10、Cl-559、HCO3-50。CO2和N2為鋼瓶裝壓縮氣體，為了模擬多元熱流體組成，CO2和N2以1∶5.6的比例混合。填砂管，尺寸φ25 mm×600 mm，由40數(shù)100 目的石英砂填制而成。

RS6000 型旋轉流變儀（Z20 同軸圓筒測量系統(tǒng)），德國HAAKE 公司。熱采巖心驅實驗裝置，包括恒溫箱、注入系統(tǒng)、填砂管、溫度壓力測量系統(tǒng)。大型二維物理模擬實驗裝置，由注入系統(tǒng)、模型系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng)、采出處理系統(tǒng)組成。模型由不銹鋼制成，規(guī)格為500 mm×500 mm×40 mm（內(nèi)部尺寸），模型內(nèi)部均勻布設169個熱電偶，用于采集溫度數(shù)據(jù)。由于模型本身不耐壓，因此實驗時將模型放入一個壓力艙中，艙內(nèi)充入一定壓力的氮氣以平衡模型內(nèi)外的壓力，實驗流程如圖1所示，模型布井見圖2。該實驗裝置的實驗溫度為25數(shù)300℃，實驗壓力為0數(shù)20 MPa。

1.2 溫敏凝膠制備

圖1 實驗流程圖

圖2 模型布井

將精制棉花在質量分數(shù)33%的KOH 水溶液中浸泡90 min，除去多余堿液后粉碎，裝入高溫高壓反應釜中，加入一定量的環(huán)氧丙烷和氯甲烷，在60℃下反應3 h，再在78℃數(shù)82℃反應2 h，蒸餾去除多余醚化劑，中和、洗滌后離心脫水，在100℃下干燥24 h，最終得到白色粉末產(chǎn)物即溫敏凝膠。將溫敏凝膠溶于水，升溫至80℃，經(jīng)過多次絮凝提純后可除去水溶性雜質。再將溫敏凝膠溶液密閉加熱至120℃，使溫敏凝膠脫水，再經(jīng)離心分離、干燥、粉碎后可得到提純的溫敏凝膠粉末。將溫敏凝膠粉末與KBr粉末按1∶50的質量比混合，充分研磨后制成壓片，用傅里葉變換紅外光譜儀對溫敏凝膠進行紅外光譜表征。

1.3 溫敏凝膠的基本性能評價

1.3.1 溫敏凝膠的黏溫性測定

用南堡35-2 油田模擬地層水分別配制質量分數(shù)為1.0%、1.5%、2.0%的溫敏凝膠溶液，采用旋轉流變儀在30℃數(shù)80℃、剪切速率170 s-1下測定溫敏凝膠溶液的黏度。

1.3.2 溫敏凝膠的耐鹽能力測定

分別用Ca2+質量濃度為1000 mg/L 的水溶液、Mg2+質量濃度為1000 mg/L的水溶液和氯化鈉質量濃度為50000 mg/L 的水溶液配制質量分數(shù)1.5%的溫敏凝膠溶液，將溫敏凝膠溶液加熱至80℃，觀察其成膠狀況。

1.3.3 溫敏凝膠的封堵性能測定

用南堡35-2 油田模擬地層水配制質量分數(shù)為1.5%的溫敏凝膠溶液，然后裝入驅替裝置的中間活塞容器內(nèi)；填砂管填80 目玻璃微珠，抽真空3 h，以2 mL/min 的注入速率飽和蒸餾水后放入80℃恒溫箱中，測定填砂管的滲透率；填砂管冷卻至60℃以下，以2 mL/min的注入速率注入上述溫敏凝膠溶液0.2 PV，再用蒸餾水頂替0.05 PV，將填砂管升溫至80℃，恒溫1 h，用蒸餾水驅替1 PV后測定填砂管的滲透率。由封堵前后滲透率之差與封堵前滲透率之比計算封堵率。

1.3.4 溫敏凝膠的封堵有效期評價

在1.3.3 節(jié)的基礎上，繼續(xù)以40 mL/min 的注入速率用蒸餾水驅替50 PV，每10 PV 測定一次滲透率，評價溫敏凝膠的封堵有效期。

1.4 二維驅替模擬實驗

為了模擬井間的氣竄，以一口井作為注入井（1#井），模擬多元熱流體注入的過程，以相鄰一口井作為生產(chǎn)井（2#井），模擬受氣竄的影響，布井位置如圖2所示，實驗參數(shù)如表1所示。

實驗步驟具體如下：（1）將模型整體恒溫至56℃后，向1#井注入200℃的模擬多元熱流體，注入速度（以熱水計）為42 mL/min；（2）將2#井回壓設定為5.5 MPa，檢測含水率變化和氣體產(chǎn)出情況；（3）當氣體產(chǎn)出且含水率大于98%時，停止注入模擬多元熱流體，冷卻模型至56℃；（4）向1#井注入250 mL 的質量分數(shù)為1.5%的溫敏凝膠溶液，再將模型升溫至80℃，恒溫1 h；（5）再向1#井注入200℃模擬多元熱流體，直至再次發(fā)生氣竄，含水率大于98%，計算原油采收率。

2 結果與討論

2.1 溫敏凝膠的結構分析

溫敏凝膠的紅外光譜如圖3 所示?？梢钥闯?，合成產(chǎn)物在3446 cm-1處為羥基吸收峰，在2926、1384 cm-1處為烷基吸收峰，在1054、1128 cm-1處為—C—O—和—C—O—C—的吸收峰，紅外光譜分析結果表明通過合成反應成功得到了具有特殊結構的溫敏凝膠。

表1 實驗原型及模型參數(shù)

圖3 溫敏凝膠的紅外光譜圖

2.2 溫敏凝膠的基本性能

2.2.1 溫敏凝膠的黏度

不同溫度下，不同質量分數(shù)的溫敏凝膠溶液的黏度如表2所示。從表2可以看出，在一定溫度下，隨著質量分數(shù)的增加，溫敏溶膠溶液的黏度大幅度升高。隨著溫度的升高，溫敏凝膠溶液黏度先逐漸降低，但是當溫度超過70℃后溫敏凝膠溶液黏度逐漸增大，而當溫度達到80℃時，溫敏凝膠溶液形成不可流動、強度很大的凝膠，可以有效封堵熱采過程中的油藏竄流通道。溫度升高使得分子間作用力減弱，導致聚合物溶液黏度降低；隨溫度逐漸升高，溫敏凝膠分子鏈上親水基團與水分子之間的氫鍵斷鍵，水分子不斷從溫敏凝膠上脫離下來，導致溫敏凝膠疏水基團發(fā)生疏水締合作用，逐漸形成三維網(wǎng)狀結構，導致黏度增加。

表2 不同溫度下不同濃度溫敏凝膠溶液的黏度

2.2.2 溫敏凝膠的耐鹽能力

分別用含1000 mg/L的Ca2+的水溶液、1000 mg/L 的Mg2+的水溶液和50000 mg/L 的氯化鈉溶液配制質量分數(shù)為1.5%的溫敏凝膠溶液，在80℃下均能成膠，在比色管和廣口瓶中均可倒立不流動，呈白色不透明果凍狀態(tài)，說明該溫敏凝膠對礦化度具有較好的耐受性，適合不同礦化度的油藏。

2.2.3 溫敏凝膠的封堵能力

通過填砂管測定溫敏凝膠的封堵能力。該填砂管在80℃下水測滲透率為1.59 μm2，注入溫敏凝膠，在80℃下成膠后水驅1.0 PV 的滲透為0.0040 μm2，封堵率為99.74%，說明該溫敏凝膠具有很高的封堵強度，在熱采條件下能夠有效封堵竄流通道。

2.2.4 溫敏凝膠的封堵有效期

對溫敏凝膠封堵后的填砂管進行高強度水驅（注入速率40 mL/min）后，填砂管的滲透率變化情況見表3。從表3可以看出，經(jīng)過40 mL/min的高強度水驅30 PV 后，填砂管滲透率保持率為95.28%，說明溫敏凝膠在巖心上的吸附性強，耐水驅沖刷性強，封堵有效期長。

表3 溫敏凝膠封堵有效

2.3 二維物理模擬實驗

2.3.1 注采動態(tài)分析

模擬實驗的動態(tài)生產(chǎn)特征如圖4 所示。從圖4可以看出，隨著多元熱流體的不斷注入，注入壓力和含水率迅速上升后進入平穩(wěn)階段。當注入量達到1.0 PV 后含水率繼續(xù)上升，注入壓力逐漸下降，當注入量達到1.41 PV 時，含水率上升至98%，氣體從生產(chǎn)井采出，此時的采收率達到36.1%。注入溫敏凝膠后再注多元熱流體，含水率先略有降低后逐漸上升，而注入壓力與之相反，先有所上升后逐漸降低，生產(chǎn)井的產(chǎn)出液含水率從98.0%降低至92.1%。當含水率上升至98%，氣體再次從生產(chǎn)井采出，發(fā)生氣竄，此時采收率為45.3%。實驗結果說明溫敏凝膠的注入使得氣竄情況得到了改善，擴大了多元熱流體的波及體積，使采收率提高了9.2%。

圖4 含水率、采收率、注入壓力隨注入量變化的關系

2.3.2 溫度場分析

通過對模型內(nèi)部的各溫度測點數(shù)據(jù)進行后續(xù)處理，可以得到不同時刻的模型溫度場圖。由于多元熱流體的溫度遠高于模型內(nèi)介質的溫度，多元熱流體所波及到的介質會被加熱，因此通過模型內(nèi)溫度場的變化可以分析多元熱流體所波及的范圍。

多元熱流體注入階段的溫度場變化如圖5 所示。從圖5可以看出，該水平井注入多元熱流體后，熱流體先從水平井跟部位進入模型，隨著多元熱流體的不斷注入，加熱范圍逐漸向生產(chǎn)井延伸，水平井段的出氣范圍也逐漸增大。注入45 min 后氣體從生產(chǎn)井采出，注入井和生產(chǎn)井連通，發(fā)生了嚴重的氣竄，此時的采收率基本不再增加，生產(chǎn)井的含水率達到了98.0%。

圖5 多元熱流體注入階段模型溫度場變化

圖6 溫敏凝膠注入后再注入熱流體階段模型溫度場變化

注入溫敏凝膠后再注入多元熱流體的溫度場變化如圖6所示?？梢钥闯觯⑷霚孛裟z后，注入多元熱流體的開始階段，水平井出氣井段的長度較之前有所增加，約有二分之一的井段出氣。原來的氣竄通道由于被溫敏凝膠所封堵，多元熱流體沿原氣竄通道兩側繞流，從而擴大了波及范圍。這說明溫敏凝膠注入地層后優(yōu)先進入高滲通道［13］，當注入多元熱流體時，溫敏凝膠被加熱后成膠，起了封堵高滲通道、防止氣竄的作用。

3 礦場應用情況

溫敏凝膠封堵氣竄技術在南堡35-2 油田對應的某吞吐井上進行了應用。該吞吐井位于渤海南堡油田南區(qū)，處于油藏高部位，距離邊底水較遠，垂深946 m，油藏厚度6 m，平均滲透率4564.4×10-3μm2，平均孔隙度35.1%，儲集空間以原生粒間孔為主，局部發(fā)育有溶孔，顆粒間為點狀接觸，孔隙式膠結，孔隙連通性較好。該吞吐井的鄰井為一口水平井，水平段與該井接近平行，井距250 m。該吞吐井在第二輪吞吐注熱期間即發(fā)生了氣竄，周期累產(chǎn)油量相比第一輪減少了近1.5 萬方，鄰井日產(chǎn)氣量4000數(shù)5000 Nm3/d，因產(chǎn)氣量過大導致電潛泵氣鎖，被迫關井。

在第三輪注多元熱流體前，向該井注入了250 m3的質量分數(shù)1.5%的溫敏凝膠，然后注多元熱流體。在25 d的注多元熱流體作業(yè)期間，該井未發(fā)生氣竄，注入壓力比原來提高2.0 MPa，鄰井產(chǎn)氣量未見明顯上升，生產(chǎn)未受到影響。說明溫敏凝膠完全封堵住了前兩輪次注多元熱流體期間形成的竄流通道，調(diào)整了地層的吸汽剖面。

目前海上通過熱采開發(fā)的稠油油田有南堡35-2油田和旅大27-2油田，兩個油田的熱采井在吞吐階段均出現(xiàn)了不同程度的氣竄，計劃下一步轉為蒸汽驅方式開發(fā)。另有兩個新的稠油油田也計劃采用熱采方式開發(fā)。海上強注強采的開采方式和高孔高滲的油藏特性決定了海上稠油油田注熱開采容易發(fā)生氣竄，因此溫敏凝膠封堵氣竄技術在海上的應用前景廣闊。

4 結論

用精制棉花纖維制備的溫敏凝膠，在成膠溫度80℃時可形成不可流動、強度很大的凝膠，具有較好的耐鹽性能。溫敏凝膠具有較好的封堵性能。

溫敏凝膠注入地層后優(yōu)先進入高滲通道，注入多元熱流體時，溫敏凝膠被加熱成膠，起到了很好的封堵高滲通道作用，多元熱流體被迫沿原高滲通道兩側繞流，擴大了波及體積，有效延緩了氣竄的時間。

南堡35-2油田礦場應用表明，溫敏凝膠封堵住了前兩輪次注多元熱流體期間形成的竄流通道，有效延緩氣竄的發(fā)生，整個注多元熱流體期間周圍鄰井生產(chǎn)未受到影響。