高温凝胶泡沫调堵与催化降粘技术在锦91区块的应用

摘要：针对锦91区块稠油油藏多轮次吞吐后期存在的水侵严重、油层动用程度不均和原油粘度不断增大等综合性问题，进行了高温凝胶泡沫调堵与催化降粘技术研究。通过室内实验，研制了凝胶泡沫调堵体系和催化降粘剂配方。并优选了笼统挤注方式，将两项技术有效结合起来。该项技术现场应用4井次，取得了较好的应用效果，可有效解决油井出现的综合性问题。

关键词：凝胶泡沫；催化降粘；锦91

1 前言

锦91区块已经进入蒸汽吞吐开发中后期。随着多轮次的开采，整个区块普遍存在水侵严重，原油粘度升高等问题，严重制约了区块开采，降低了油井产量。目前，针对锦91区块存在的问题，主要采用化学技术进行解决。如采用高温降粘剂技术解决原油粘度升高的问题，采用高温调剖技术解决水侵严重的问题。但是，目前采用的化学技术具有一定的局限性，即针对性较强，虽然可以有效解决油井出现的一项问题，但是油井同时存在的其它问题也制约了油井的生产。因此，我们从解决锦91区块水侵严重，油层动用不均和原油粘度较高的综合性问题入手，开展了高温凝胶泡沫调堵与催化降粘技术的研究。通过该技术的研究和应用，可以有效的解决锦91区块油井出现的综合性问题。

2 实验研究

2.1高温凝胶泡沫调堵体系的研制及性能评价

2.2.1交联剂的选择

通过实验，使用酚醛树脂和有机铬交联剂的复合交联体系，在不同的矿化度条件下，比酚醛树脂、间苯二酚和有机铬交联剂单独体系相比，具有更强的成胶强度。因此，选取此类交联剂作为主交联剂。

2.2.2 起泡剂的确定

在实验中，我们选取AOS、SDS、DDBS、OP—10、吐温80、糖苷C12-14、AES和CTAB作为起泡剂进行优選。通过对比起泡体积和起泡稳定性，最终选择AOS作为起泡剂，其最佳起泡浓度为0.2%。

2.2.3 凝胶泡沫调堵体系基本配方的确定

在实验时，采用正交试验方法。基于凝胶泡沫的基本组成与浓度对性能影响的初步评价结果。综合分析实验结果，确定凝胶泡沫体系的基本配方为：0.2%AOS+0.3%有机铬交联剂+0.2%酚醛树脂交联剂+3000mg/L HPAM。

2.2.4耐温凝胶泡沫调堵体系配方的确定

为了提高凝胶泡沫调堵体系的耐温性能和泡沫稳定性能，我们在基本配方中添加了泡沫稳定剂GX。通过实验数据，我们可以得出泡沫稳定剂的添加，大大提高了凝胶泡沫的稳定性。泡沫稳定剂的用量为0.1%-0.2%为宜。

最终，确定了耐温凝胶泡沫调堵体系配方：0.2%AOS+0.3%有机铬交联剂+0.2%酚醛树脂交联剂+3000mg/LHPAM+GX0.1%。

2.2.2 性能评价

2.2.2.1耐温性能评价

在实验室，测试了该配方的耐温性能。有表7的实验结果可得该体系在130℃下，24小时下的泡沫体积仍占起始泡沫体积的80%。该体系220℃下仍具有保持较好的泡沫体积。

2.2.2.2封堵率实验

对于水相封堵，冻胶和凝胶泡沫性能相差不大。对于油水封堵，凝胶泡沫对水相的封堵能力达98.6%，而对油相的封堵率为50.0%，具有选择性封堵能力。

2.2催化降粘剂的研制及性能评价

2.2.1催化降粘剂配方的研制

实验中，我们选取镍的化合物作为主要的催化降粘剂主剂，尿素作为助剂。在实验中，分别研究了反应温度、反应时间、催化剂添加量对配方降粘率的影响。

2.2.1.1反应温度的影响

蒸汽吞吐开采稠油，地层中近井地带的温度一般只能达到200℃左右，因此，在实验中选择实验温度（160～280）℃进行实验研究。通过实验可得，随着反应温度的升高，降粘率逐渐增大，当反应温度到达240℃后，其降粘率几乎不再发生变化，最大值为56.89%。而加入催化剂AT，降粘率迅速上升，且降粘幅度更高，而且在220℃时降粘率达到最大值为90.35%，之后降粘率趋于平缓，稳定在90%左右。

2.2.1.2反应时间的影响

在实验中，选定12h、18h、24h、30h、36h来考察反应时间对降粘率的影响。由图2的实验数据可得，在催化剂用量为0.2%，反应温度为240℃的条件下，粘度比随反应时间的增加而降低，反应时间超过24小时后粘度比基本上不再变化。故反应时间24小时已足够。

2.2.1.3催化剂加量的影响

在实验中，我们进行了催化剂总体添加量对降粘率的影响。由图3的实验数据可得：随催化剂用量的增加，降粘率急剧增加，在催化剂加量为0.3%的时候降粘率达到最大，为92%，在此之后降粘率随着催化剂加量的增加基本保持不变。

综上所述，通过大量实验，我们确定了催化降粘剂的配方为：NP-3 0.2%+烷基苯磺酸钠0.1%+尿素0.2%。

2.2.2 催化降粘剂性能评价

2.2.2.1稠油物性的变化

在实验室，我们按照配方配置催化降粘剂，并进行稠油物性测试。测量反应前后稠油的粘度、密度比。以吡啶为溶剂，用VPO法对反应前后稠油及沥青质的分子量进行分析。

通过实验可以看出，反应后各稠油样粘度大幅度下降，密度略有下降。稠油及沥青质的分子量均大幅度下降，表明发生了明显的水热裂解反应。

2.3现场施工工艺的确定

注入工艺也是制约凝胶泡沫调堵技术和催化降粘技术有效结合的一个重要方面。结合现场实际情况确定了笼统注入的方式。即先挤注高温凝胶泡沫调堵剂，焖井后挤注催化降粘剂。

3 现场应用及效果统计

全年在锦91区块共计实施4井次，锦45-09-21，锦45-17-195，锦45-08-23，锦45-010-21侧。有效地解决了水侵严重，油层动用不均和原油粘度较高的综合性问题。措施有效率达到100%，截止到目前，累计增油828.1吨，创经济效益146.062万元。

4 结论

（1）研制的耐温凝胶泡沫调堵体系可耐温220℃，并且具有选择性封堵能力，对水相封堵能力可达到98.6%，对油相封堵仅达到50%。研制的催化降粘剂体系可有效降低原油中胶质、沥青质等成分，降粘率可达到93%。

（2）通过优选笼统挤注方式，先挤注耐温凝胶泡沫调堵剂，焖井后在挤注催化降粘剂，将两项技术有效结合起来，使其兼具解决油井存在的综合性问题的能力。

（3）高温凝胶泡沫调堵与催化降粘技术在锦91区块现场应用效果较好。可有效解决油井存在的水侵严重，油层动用不均和粘度较高的综合性问题。

参考文献：

[1]王秋霞，刘冬青，曹秋芳等.耐温高效泡沫封堵调剖体系的研究与应用[J].精细石油化工进展，2004，1（5）：22-26.

[2]廖广志，李立众.常规泡沫驱油技术[M].北京：石油工业出版社，1999.

[3]周伟，肖建洪.发泡剂筛选试验及在油井堵水调剖中的应用[J].江汉石油学院学报，2002，24（1）：64-66.

作者简介：孙强（1982年9月—），女，工作单位：辽河油田锦州采油厂工艺研究所工程师