耐温凝胶体系控制热采边水技术研究及应用

刘岩（胜利油田石油工程技术研究院，山东 东营 257000）

耐温凝胶体系控制热采边水技术研究及应用

刘岩（胜利油田石油工程技术研究院，山东 东营 257000）

针对胜利油田日益突出的稠油热采井高含水问题，研制了具有耐温特性的凝胶体系，对耐温凝胶体系开展了系统的成胶特性、粘温关系、耐温能力、老化实验等系统的静态评价实验，结果表明，凝胶体系60℃条件下48h初凝，耐温160℃24h成胶形态未破坏。动态驱替封堵实验结果显示，耐温凝胶在孔隙介质中具有良好的封堵性，先后测定了多组实验，封堵率均大于99%，几乎可以完全封堵岩心孔道体积，具有很好的封堵特性。在东辛采油厂营13-平12井和孤东采油厂垦东641-X6开展了现场试验中，采用前置保护液+耐温凝胶，然后保护液顶替的工艺，取得了很好的堵水増油效果，具备现场大面积推广的价值。

耐温凝胶热采封堵边水入侵现场应用

至2014年底，胜利油田共有热采水平井530口，占胜利油田水平井总数的近1/2。边底水影响引起的高含水是导致吞吐效果变差的核心因素，因此开展稠油热采水平井堵调工艺研究，防止汽窜、提高蒸汽波及效率以及降低边底水的影响，是改善热采开发效果重要措施。耐温凝胶具备独特的耐温特性，在蒸汽吞吐开发中，蒸汽注入前采用前置液方式将热采耐温凝胶体系水溶液注入油层，由于油层动用不均衡该体系优先进入高渗透带，随后注入的蒸汽首先将前期注入的耐温凝胶体系凝固并形成有效地封堵，迫使蒸汽进入低渗透带，调整吸汽剖面，扩大蒸汽的波及范围，提高中低渗透层动用程度。

1 耐温凝胶体系控制热采边水技术研究

1.1 耐温凝胶体系成胶温度测定

将2%的耐温凝胶溶液分别置于55℃、60℃、65℃、70℃烘箱中，观察随时间延长凝胶的成胶情况。从结果可以看出，在55℃下成胶困难，静置12h后仍不完全成胶，为可以流动的果冻状，而当温度≥60℃下，48h后可以成胶，且成胶后无法流动。实验结果说明，耐温凝胶的成胶温度≥60℃。

1.2 老化实验

将耐温凝胶配成2%的溶液，放置在160℃下老化12h，取出后观察凝胶的成胶情况。从实验结果可以看出，随着老化温度的升高，凝胶的颜色逐渐加深，且粘度下降，说明在热作用下凝胶被分解，有效含量降低，当凝胶经过160℃处理24h以后，粘度大幅度降低，且无法成胶，说明耐温凝胶在老化24h后已经失效。

1.3 耐温凝胶封堵实验

填制1根岩心管，测定渗透率后，注入1PV1.5%耐温凝胶，恒温60℃24h以上，水驱，再测定渗透率，得到凝胶的封堵率。实验结果可见，注凝胶时压力上升到11.8MPa，恒温60℃成胶后水驱的驱替压差为3.5MPa左右。按照80℃条件进行计算耐温凝胶的封堵率，耐温凝胶具有良好的封堵性能，封堵率为99.74%。

2 现场应用

按照先前置保护液+耐温凝胶，然后保护液顶替的工艺的技术思路先后对东辛采油厂营13-平12井和孤东采油厂垦东641-X6进行了耐温凝胶现场试验，取得了很好的堵水増油效果。

营13-平12井2011年10月29日开机生产，2011年11月7日产量达到峰值，含水降至最低，日液量29.7t/d，日油量17.7t/d，含水40.3%。目前日液量48t/d，日油1.2t/d，含水97.3%。截止到2014年4月3日，动液面一直保持在井口附近，累计开井885天，累计产液量31892.8t，累计产油量2568.6t。

垦东641-X6井2006年10月1日投产，截止到2015年9月10日，该井累计产液152854m3，累计产油16786.8m3，日液80.3m3，平均日油2.2m3，平均含水97.2%。2015年10月13日耐温凝胶堵调实施后，日液58.2m3，平均日油6.1m3，平均含水89.2%。

3 结论与认识

(1)室内实验发现，耐温凝胶体系60℃条件下48h初凝，耐温160℃24h成胶形态未破坏；

(2)动态驱替封堵实验结果显示，耐温凝胶在孔隙介质中具有良好的封堵性，封堵率为99.74%；

(3)在营13-平12井和垦东641-X6开展的现场试验中，通过采用前置保护液+耐温凝胶，然后保护液顶替的工艺，堵水増油效果显著，具备现场大面积推广的价值。

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