中圖分類(lèi)號(hào)：TE358

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A 文章編號(hào)：1671-0460（2025）06-0959-04

渤海地區(qū)稠油探明地質(zhì)儲(chǔ)量占總探明地質(zhì)儲(chǔ)量 50% 以上[1-2]，隨著常規(guī)原油開(kāi)采的深入，稠油資源開(kāi)發(fā)成為未來(lái)油氣開(kāi)采的重要方向[3]。不同于常規(guī)原油，稠油具有埋藏深、黏度高的特點(diǎn)[4]。在開(kāi)采的過(guò)程中，稠油油藏受油水流度比高、儲(chǔ)層非均質(zhì)性高、儲(chǔ)層厚度不均勻的影響[5]，汽竄和指進(jìn)的問(wèn)題突出，出現(xiàn)嚴(yán)重的水竄通道，波及系數(shù)和熱能利用效率降低[6-8]，給正常的開(kāi)采開(kāi)發(fā)帶來(lái)?yè)p失。在高溫高鹽環(huán)境下，泡沫類(lèi)調(diào)剖劑[9-11]利用其賈敏效應(yīng)能夠有效地調(diào)整波及范圍，但在高滲透率的條件下，其封堵性能急劇下降；聚合物堵劑[12-14]黏彈性高，具有良好的封堵效果，但存在耐溫、耐鹽性能差的問(wèn)題，高溫分解物易污染儲(chǔ)層；無(wú)機(jī)顆粒型堵劑[15]雖然耐高溫、封堵能力強(qiáng)，但是存在注入性差和近井地帶堆積的問(wèn)題。低黏固結(jié)可解凝膠具有低溫流動(dòng)性好、高溫固結(jié)封堵的優(yōu)異特性，具有良好的耐高溫、耐礦化度的性能。

制備了一種稠油熱采低黏固結(jié)可解凝膠，研究了高溫高鹽環(huán)境下低黏固結(jié)可解凝膠的耐高溫、耐礦化度的性能以及封堵性能。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 藥品與儀器

鋁鈣雙層狀氫氧化物，自制；聚酰胺，純度99.9% ，國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；硫脲、過(guò)硫酸鈉，純度 99.0% ，國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；實(shí)驗(yàn)室氣體為 N₂ ，純度 99.9% （體積分?jǐn)?shù)）。

高溫高壓反應(yīng)釜，大連通產(chǎn)高壓釜容器制造有限公司；萬(wàn)能力學(xué)壓力機(jī)，上海斯瑪特實(shí)業(yè)有限公司；熱采一維模擬裝置，江蘇亦通石油科技有限公司；AX324ZH分析天平（ ±0.1mg ），奧豪斯公司；Quanta200環(huán)境掃描電子顯微鏡ESEM，荷蘭FEI公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

低黏固結(jié)可解凝膠堵劑強(qiáng)度測(cè)定：將配成的成膠液裝在耐高溫水熱反應(yīng)釜中，置于不同溫度恒溫烘箱老化成膠，將成膠后堵劑制成 的樣品，放置于萬(wàn)能力學(xué)壓力機(jī)下對(duì)其抗壓強(qiáng)度進(jìn)行測(cè)試分析。

低黏固結(jié)可解凝膠堵劑降低巖心滲透率能力測(cè)試：參考《采油用凍膠型堵水調(diào)剖劑性能評(píng)價(jià)方法》（Q/SY1752—2014）及行業(yè)慣用標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行測(cè)試，具體步驟如下：

1）選取40＼～80目（ 0.18～0.38mm ）的石英砂，

清洗和烘干石英砂，以待使用。2）用干燥的石英砂填充填砂管。在常溫下，用

地層水使填砂管飽和并測(cè)量所制作填砂管的水相滲

透率。3）稱量填砂管飽和水后的質(zhì)量，減去空管和填

充石英砂的質(zhì)量，計(jì)算填砂管的孔隙體積PV。4）將烘箱升溫至所需溫度并保持恒溫。5）以 1.5mL?min^-1 速度向填砂管反向注入堵劑。6以 1.5mL?min^-1 速度向填砂管反向注入模擬水。7）待凝膠溶液形成凝膠體后，以 1.5mL?min^-1

的速度向填砂管正向注入地層水，然后測(cè)量并記錄填砂管兩端的壓差。

測(cè)試低黏固結(jié)可解凝膠對(duì)不同非均質(zhì)地層的封堵能力實(shí)驗(yàn)步驟同上。

2 結(jié)果與討論

2.1溫度對(duì)堵劑性能的影響

將該體系（ 20% 主劑 +2% 促凝劑 +1% 穩(wěn)定劑）置于80、100、120、140、160 C 溫度下，研究溫度對(duì)凝膠形成時(shí)間和膠體強(qiáng)度的影響，結(jié)果如圖1所示。

在稠油熱采過(guò)程會(huì)采用多輪次循環(huán)注汽，該過(guò)程大致分可為3個(gè)階段：地層預(yù)熱、燜井、開(kāi)井生產(chǎn)。由圖1可以看出，成膠時(shí)間隨著老化溫度的升高逐漸縮短，當(dāng)老化溫度在 120°C 以上時(shí)成膠時(shí)間會(huì)急劇縮短，且隨著老化溫度的升高成膠強(qiáng)度也會(huì)逐漸增強(qiáng)。

2.2礦化度對(duì)堵劑性能的影響

為了進(jìn)一步擴(kuò)大該體系的適用面，考察了礦化度對(duì)該體系的影響，分別將該體系（ 20% 主劑 +2% 促凝劑 +1% 穩(wěn)定劑）置于 4000，8000，15000，20000 30000、 35000mg?L^-1 礦化度的模擬地層水中，放入130°C 恒溫烘箱老化成膠，研究地層水礦化度對(duì)凝膠形成時(shí)間和膠體強(qiáng)度的影響，結(jié)果如圖2所示。

由圖2可以看出，隨著體系礦化度升高成膠時(shí)間縮短，成膠強(qiáng)度會(huì)隨著地層水礦化度的升高而逐漸增強(qiáng)，但變化幅度不大。礦化度對(duì)堵劑性能影響較小，故低黏固結(jié)可解凝膠堵劑具有良好的耐礦化度性能。

2.3低黏固結(jié)可解凝膠堵劑突破壓力測(cè)試

實(shí)驗(yàn)室用 ?25mm×300mm 填砂管，按式（1） 計(jì)算填砂管有效體積 V_o

將石英砂填入管中，稱取未飽和水時(shí)填砂管質(zhì)量，記為 G₁ 。填砂管保持 10MPa 回壓，以恒定流量 1.5mL?min^-1 向填砂管中注人水，穩(wěn)定后測(cè)定填砂管壓差 Δp ，由達(dá)西公式（2）計(jì)算出填砂管的水相滲透率；然后使用電子秤稱取填砂管飽和水后的質(zhì)量，記為 G₂ 。按式（3）式（4）用 G₁ 和 G₂ 計(jì)算填砂管的孔隙體積 u_p 及孔隙度 ? 。

式中： K 一填砂管滲透率， μm² 一注入流量， mL^?s^-1 ·A 一巖心截面積， cm² μ 一通過(guò)巖心流體黏度， .Δp 一流體通過(guò)巖心前后壓力差， MPa .L 一巖心長(zhǎng)度， cm. □

以 1.5mL?min^-1 的流量注入1PV以上的堵劑，放置不同溫度恒溫烘箱中固化，然后再移入不同溫度烘箱中長(zhǎng)期老化后進(jìn)行封堵測(cè)試。

用蒸汽發(fā)生器以 1.5mL?min^-1 的排量向中間容器的底部注入蒸汽。觀察和記錄填砂管兩端的壓力變化，當(dāng)壓力變化趨于平穩(wěn)時(shí)，取壓差的平均值作為該流量下的基準(zhǔn)壓差 Δp₁ 低黏固結(jié)可解凝膠體系在 350‰ 固化后，用恒流泵以 1.5mL?min^-1 的排量向中間容器的底部注入水。觀察和記錄填砂管兩端的壓力變化，直到第一滴油被驅(qū)出，記錄填砂管的突破壓力，記為 p_to 壓差平穩(wěn)后，記錄封堵壓差 Δp₂ 用式（5）計(jì)算低黏固結(jié)可解凝膠體系的封堵率 R 。

式中：R—封堵率， % Δp₁ 一基礎(chǔ)壓差， MPa Δp₂ 一堵劑的封堵壓差， MPa （20號(hào)

堵劑突破壓力測(cè)試結(jié)果如圖3所示。由圖3可以看出，在350 C 下堵劑初始突破壓力為 4.35MPa 老化后5天突破壓力為 4.21MPa ，老化后30天突破壓力為 3.96MPa ，突破壓力保留率大于 92.5% ，封堵率大于 98% 。低黏固結(jié)可解凝膠堵劑在高溫環(huán)境下具有優(yōu)異的耐沖刷性和耐高溫封堵性能。

2.4低黏固結(jié)可解凝膠堵劑對(duì)非均質(zhì)儲(chǔ)層封堵能 力測(cè)試

由于高滲透率填砂管的滲透性高，流動(dòng)阻力小，低黏固結(jié)可解凝膠體系會(huì)首先進(jìn)入高滲透率填砂管模型。注入低黏固結(jié)可解凝膠體系后，形成的凝固膠體會(huì)堵塞高滲透率填砂管中的孔道，造成較大的流動(dòng)阻力，使高滲透率填砂管的滲透性大大降低。測(cè)試了不同滲透率級(jí)差時(shí)堵劑分流率，結(jié)果如圖4至圖6所示。由圖4可以看出，在注入低黏固結(jié)可解凝膠體系之前，高滲透率填砂管中的產(chǎn)液量明顯大于低滲透率填砂管中的產(chǎn)液量；注入低黏固結(jié)可解凝膠體系后，隨著注入流體的增加，低滲透率填砂管模型中的產(chǎn)液量增加，高滲透率填砂管模型中的產(chǎn)液量減少，之后高滲透率填砂管和低滲透率填砂管中的產(chǎn)液量趨于穩(wěn)定。高滲透率填砂管液體體積分?jǐn)?shù)由水驅(qū)的 91% 降至 9% 。由圖5可以看出，滲透率級(jí)差為18.45時(shí)，注入低黏固結(jié)可解凝膠體系之前高滲管的分流率明顯大于低滲管，當(dāng)注入低黏固結(jié)可解凝膠體系后，隨著注水量的增加，高滲透率填砂管模型出液體積分?jǐn)?shù)由水驅(qū)的 96% 降至 31% ，低滲透率填砂管模型產(chǎn)液量上升，之后高、低滲透率填砂管模型產(chǎn)液量趨于穩(wěn)定。由圖6可以看出，滲透率級(jí)差為44.15時(shí)，注堵劑之前高滲管的分流率明顯大于低滲管，當(dāng)注入堵劑后，隨著注水量的增加，高滲管出液體積分?jǐn)?shù)由水驅(qū)的 98% 降至 44% ，產(chǎn)液量在低滲透率管道模型中上升，在高滲透率管道模型中下降，之后高滲透率管道和低滲透率管道的產(chǎn)量趨于平穩(wěn)，盡管在高滲透率極差的情況下儲(chǔ)層的非均質(zhì)性得到有效調(diào)整，但在高滲透率管道模型中，高滲透率管道和低滲透率管道的產(chǎn)量趨于均勻化。但是，堵調(diào)效果相對(duì)于滲透率級(jí)差為8.66時(shí)要差得多，說(shuō)明滲透率級(jí)差為8.66時(shí)，堵劑可起到良好的分流效果，從而有效避免蒸汽驅(qū)過(guò)程中汽竄的產(chǎn)生。

在不同的滲透率極差條件下，低黏固結(jié)可解凝膠體系對(duì)高、低滲透率填砂管模型的封堵效果是不同的。對(duì)于非均質(zhì)性程度較低的雙管模型，低黏固結(jié)可解凝膠體系表現(xiàn)出較好的封堵能力，可以大大提高高、低滲透率填砂管模型的產(chǎn)液比。對(duì)于非均質(zhì)性較嚴(yán)重（級(jí)差大于10）的雙管模型，低黏固結(jié)可解凝膠體系的調(diào)節(jié)能力較低，雖然能提高高、低滲透率填砂管模型的產(chǎn)液比，由于高滲透率填砂管的滲透率較高，低黏固結(jié)可解凝膠體系形成的封堵壓差較低，難以達(dá)到低滲透率填砂管模型的流動(dòng)壓力，不能很好地起到堵截高滲透層和提高低滲透層液量的作用，堵劑的調(diào)節(jié)能力較低滲透模型的油藏差。

3結(jié)論

1）低黏固結(jié)可解凝膠堵劑體系在160 C 高溫、35000mg?L^-1 高礦化度下，成膠強(qiáng)度均高于 100kPa 在高溫、高礦化度下仍具有良好的封堵性能

2）低黏固結(jié)可解凝膠堵劑體系在 350°C 下堵劑初始突破壓力為 4.35MPa ，老化后5天突破壓力為 4.21MPa ，老化后30天突破壓力為 3.96MPa ，突破壓力保留率 gt;92.5% ，封堵率大于 98% ，表明該體系在高溫環(huán)境下具有優(yōu)異的耐沖刷性和耐高溫封堵性能。

3）低黏固結(jié)可解凝膠堵劑體系對(duì)于非均質(zhì)程度較低的工況，堵劑表現(xiàn)出較好的封堵調(diào)剖能力；對(duì)于非均質(zhì)較嚴(yán)重（級(jí)差 gt;10 ）的工況，與滲透率級(jí)差較低的儲(chǔ)層工況相比，其調(diào)剖的能力較差。

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Evaluation on Plugging Performance of Low Viscosity Solidified Gel in High Temperature and High Salt Environment

ZHANG Wei '， YUAN Yujing '， WANG Shaohua 2，3.4， WANG Cheng '， WANG Cheng 2.3.4.

MAO Qi 2.34， LI Siyuan 1， LI Yu2，34

（1.CNOOC （China） Co.，Ltd. Tianjin Branch， Tianjin 300459， China; 2. National Key Laboratory of Efficient Offshore Oil and Gas Development， Tianjin 30o73，China; 3.KeyLaboratoryof OffshoreHeavy OilThermal Recovery，Tianjin 3ooo73，China; 4.China Oilfield Services Co.，Ltd.， Tianjin 300459， China）

Abstract：Alooesiosoidgl（G）wasprepaed，itstmperatureandsaltsistane asvauated，ndtheetolo cohesionsolidifiedgel insimulatedformationunderhightemperatureandhighsaltenvironmentwas tested.Theexperimentalresults showed that the gel strength of LSG was 120kPa at 350°C . At 35000mg?L^-1 salinity， the gel strength of LSG was 102kPa the breakthrough pressure could reach 4.35MPa at 350°C ， the retention rate of breakthrough pressure was 92.5% after aging， and the plugging rate was greater than 98% ， showing good plugging performance in high temperature environment. Key words： Low viscosity; Gel; Plugging