HSG-1油藏流体流向控制技术

HSG-1油藏流体流向控制技术中国石油大学(北京)北京石大奥德科技有限公司2011年3月主要内容一、概述二、技术原理三、工艺技术特点四、主要技术指标五、室内评价试验装置六、油藏流体流向控制剂性能评价七、矿场应用情况介绍八、施工设计与工艺要求九、结论一、概述

提高采收率是目前老油田进入中高含水期的重要课题，针对目前深部调剖（调驱）常用的交联聚合物体系和预交联颗粒存在的问题，如易吸附、易剪切、注入地层后不易交联、注不进、有效期短等，北京石大奥德科技有限公司和中国石油大学(北京)联合开发了HSG-1油藏流体流向控制技术。该项技术不同于目前国内使用的常规调堵技术，所用堵剂是一种小剂量高强度深度封窜流体流向控制剂，具有耐油污、抗稀释、抗剪切、一、概述高抗盐、耐冲刷、耐酸碱、动态可成胶及成胶后与岩石的胶结强度高、有效期长、施工简单等突出特点。该项技术现已逐步在吉林、胜利、长庆、新疆、中原、河南等油田进行了矿场先导与现场应用试验，取得了明显的社会与经济效益。二、技术原理

HSG-1油藏流体流向控制技术是通过泵向注水井(或油井)注入化学药剂，在油藏温度下,进行接枝、交联、共聚，生成高强度凝胶体，从而达到封堵地下水窜流通道，改变注入水流向，启动含油饱和度高的层位，扩大注入水的波及体积。所用化学药剂以天然聚合物基础，通过接枝高强度成分进行改性和共聚，引入其他具有特殊功能的结构单元，从而使该调堵剂体系满足了注入深度大、成胶性能好、封堵强度高，对地层温度、矿化度适应性好等方面的要求。三、工艺技术特点堵剂特点：注入深度大,地下成胶可靠，封堵强度高，尤其适应地层的恶劣环境（高温、高盐、高剪切等）。

技术特点：适用于封堵裂缝、大孔道等存在高渗条带的严重窜流通道井。四、主要技术指标

基液粘度（20℃）≤

100mPa.s（可调整）

成胶时间（动态，30-85℃）≥24h

抗盐性能≤15×104mg/L

封堵强度≥0.60MPa/cm

封堵率≥90%

五、室内评价试验装置

图130m长填砂管岩心试验装置

30m长岩心试验装置，克服了短岩心的尺寸限制，可反映实际的地层内运移过程中流体性能的变化。

五、室内评价试验装置

图230m长填砂管沿程压力数据采集系统

六、油藏流体流向控制剂性能评价1成胶时间用岩心模拟地层条件（温度30-80℃,矿化度8-12×104mg/L,流速1.5m/min）,测定成胶时间如下：

30℃时成胶时间14-72小时；

40℃时成胶时间12-60小时；

50℃时成胶时间10-48小时；

60℃时成胶时间9--35小时；

80℃时成胶时间5--24小时；六、油藏流体流向控制剂性能评价1成胶时间HSG-1的成胶时间因体系组成的不同而不同,通过调整配方，控制成胶时间，可以满足在油藏深部封堵窜流通道的注入时间要求。六、油藏流体流向控制剂性能评价2注入性能

HSG-1成胶前为纯粘流体，表观粘度为100mPa.s左右（浓度为8%），在特高渗透层和窜流通道中的流动阻力较小，易于注入（见图4、图5）。图4HSG-1控制剂成胶前照片

六、油藏流体流向控制剂性能评价2注入性能

HSG-1控制剂在裂缝或高渗透率条件下（见图5），注入压力都很低，特别对于渗透率很高的情况（如裂缝）下。在实际矿场注入过程中，注入压力不比注HPAM溶液高很多，仅比正常注水压力高2-3MPa），易于注入。

图5HSG-1注入特性曲线（注：注入液基液粘度186.3mPa.s（10s-1），HAAKERS600型流变仪60℃下测定）六、油藏流体流向控制剂性能评价3封堵选择性

利用两组渗透率级差很大的并联岩心做封堵选择性实验，其中的高渗透岩心模拟油藏中的窜流通道(结果见表1)。

由表1可见，两组并联管实验中的高渗透管在调堵后，其渗透率大幅度降低，几乎被完全封堵；而低渗透管的渗透率降低幅度很小。这说明，HSG-1溶液在强非均质(或具有窜流通道)油藏中的封堵选择性很好。

六、油藏流体流向控制剂性能评价4封堵强度

HSG-1的材料强度及其与岩心孔隙表面的粘接强度均很高，可将窜流通道堵死。成胶后的HSG-1油藏流体流向控制剂如图6所示。图6HSG-1控制剂成胶后照片六、油藏流体流向控制剂性能评价4封堵强度

在HSG-1油藏流体流向控制剂段塞厚度与封堵强度的关系试验中（见图7），当HSG-1段塞厚度较小时，其封堵强度随封堵段塞厚度的增大而增大，当封堵段塞厚度增大到某一值（hc），封堵强度与调堵段塞厚度几乎无关。

六、油藏流体流向控制剂性能评价4封堵强度

该调剖剂强度大为其主要性能之一，实验选用的配方，其封堵强度大于40MPa（图8），实现封堵不成问题；关键是在油藏中的定位成胶，如何在合适的位置对窜流通道进行有效的封堵，以获得更好的波及效率。

图8HSG-1控制剂的突破压力六、油藏流体流向控制剂性能评价5剖面改善试验

5.1水测渗透率

利用注入水（以长庆油田裂缝水淹井为具体条件），单独测试渗透率。六、油藏流体流向控制剂性能评价5剖面改善试验

5.2

剖面改善率数据

从表2、表3所测试验数据可看出，该体系对高低渗透层的剖面调整能起到明显的作用，剖面改善率达到0.997；同时也显示出该体系对高低渗透层具有较好的选择性进入的能力。六、油藏流体流向控制剂性能评价6提高采收率试验

采用合注分采方式，遵照与前面剖面改善程度试验相同的实验程序，不考虑并联的天然岩心块充填的裂缝性窜流管中的情况，主要考察调剖前后低渗透管中水驱效果的变化（见表4、表5）。

六、油藏流体流向控制剂性能评价6提高采收率试验

由表4、表5实验结果可以发现，由于裂缝性窜流通道的存在，水驱至出口含水100％的采收率仅为5.4％，大部分注入水都从裂缝中窜出,低渗透岩心管中的波及效率很差，导致其水驱效率偏低。六、油藏流体流向控制剂性能评价6提高采收率试验

当注入HSG-1控制剂0.15PV后，由于本实验选用的调剖剂具有非常明显的注入选择性，因此，HSG-1控制剂基本都进入了裂缝型窜流通道中，在裂缝岩心管中产生了强烈的封堵作用，使后期的注入水几乎全部转向驱替低渗透填砂管，波及效率明显提高，水驱的采收率也大幅度提高，达到38.46％。相比于前边的采收率实验结果（5.4％），新型调剖剂使用后，采收率增加幅度明显提高,这也说明后者的封堵作用更强。六、油藏流体流向控制剂性能评价7抗剪切性能

采用SG300D型高速搅拌机，在转速为11000转/分的高速条件下剪切30s,进行抗剪切性能测定试验。根据未剪切和剪切后HSG-1型油藏流体流向控制剂成胶时间及强度的变化来判断其抗剪切性能。六、油藏流体流向控制剂性能评价7抗剪切性能

从表6抗剪切性能测定数据可看出，剪切后初始基液粘度有增加现象，但对成胶时间及成胶后的凝胶强度影响不大。

在配制HSG-1油藏流体流向控制剂的水中混入大量油，对其成胶时间和成胶强度没有影响。

8抗油污性能六、油藏流体流向控制剂性能评价9抗盐性能

配不同矿化度模拟水（氯化钙型），在80℃度条件下进行试验，观察静态成胶时间及成胶后的强度（见表7，强度采用Sydansk等人制定的凝胶强度目测代码标准）。试验结果表明：矿化度较高的地层水可缩短HSG-1油藏流体流向控制剂的成胶时间，但对成胶后的强度无明显的影响。目前在矿场已应用的最高矿化度为86260mg/l，水型为CaCl2。

六、油藏流体流向控制剂性能评价10良好的抗温耐老化性能扶余水矿化度5500mg/L胜利孤东地层水矿化度35100mg/L花土沟地层水矿化度76000mg/L白油扶余原油80℃下310天之后（2005/08/08摄）(1)(2)(3)(4)(5)

80℃下，与不同矿化度地层水、白油、原油接触10个月后，胶界面清晰，除(1)、(3)号样品发生少量吸水溶胀外，其它仍保持原来的体积不变，而且，胶段塞整体保持完好。七、矿场应用情况介绍

HSG-1油藏流体流向控制技术自2005年5月份进入吉林扶余油田（吉林油田石油管理局2005-2006年度先导）进行矿场试验以来，先后在胜利胜陀、中原马寨、河南王集、古城（中石化总公司2007-2008年度先导），长庆小河、靖安、胡尖山，新疆沙南、火烧山等其它油田也相继开展了矿场先导与现场应用试验，取得了良好的社会、经济效益。具体应用情况示例如下：七、矿场应用情况介绍1新疆油田

1.1施工概况

2007-2010年,HSG-1油藏流体流向控制技术在新疆油田现场共应用81井次，取得较好效果。七、矿场应用情况介绍

1.2典型井例（特低渗老油田开发后期井）

H1486井为新疆油田准东采油厂火烧山油田作业区一口油井,该井连续三年实施了不同类型的堵水技术,效果都不理想。经与准东采油厂地质所、工程所研究决定，对H1486油井及所对应注水井H1487进行控水调驱试验。该井于2008年4月15-20日在H1487井选用HSG-1流体流向控制剂100方作为主剂进行调驱。同时在H1486井选用HSG-2加强流体流向控制剂55方作主剂进行控水。七、矿场应用情况介绍

1.3施工效果

施工后H1487井组综合含水从见效前88.65%,降低到81.35%，有效控制住了该井组含水上升趋势；井组日产油从见效前12.8吨,上升到目前（2008年12月）14.4吨，日增油达1.4吨；其中最高日产油17.0吨(2008年8月),日增油达到5.8吨。截止到2008年12月底,井组共增油960.65吨,减水398.78m3(不考虑区块递减及躺井等因素)。其中H1486井施工后，日产油从初期4月份的0.5吨上升到见效初始阶段4.6吨,综合含水从98%下降到77%,日增油达4.1吨，截止到2008年12月底，共实现增油687吨，降水161.25m3。七、矿场应用情况介绍2长庆油田

2.1

施工概况

2007-2010年,HSG-1油藏流体流向控制技术在长庆油田现场共应用35井次，取得较好的施工效果。七、矿场应用情况介绍

2.2典型井例（特低渗新开发裂缝井）

杨50-32与杨50-33井为长庆小河油田G37-10井区对应的一口水井和油井，开采层位为延9。杨50-32井组对应5口油井（杨49-31、49-32、50-33、51-32、51-33），施工前井组综合含水为80.94%，日产液22.67m3，其中杨50-33井含水达95.6%，已进入高含水开发阶段。选择杨50-32作为调驱井，选择杨50-33井作为控水井，并于2007年11月11-16日进行调驱控水技术试验。七、矿场应用情况介绍

2.3

主剂应用与施工效果

杨50-32调驱井选择HSG-1流体流向控制剂为主剂，注入主剂95方。杨50-33控水井选择HSG-2加强流体流向控制剂为主剂，注入主剂55方。施工后见效初期井组综合含水降至71.60%，日产液22.95m3，在日产液基本不变的情况下，综合含水下降了8.34个百分点，日增油达2.79吨，其中杨50-33含水下降到81.2%，日增油达1.06吨。截止到2008年6月底，共实现减水395m3，增油426.2吨，取得了明显的调驱控水效果。八、施工设计与工艺要求1选井选层

把窜流通道因素考虑在内，采用模糊评判技术，确定初选井，根据油田实际情况确定最终措施井；根据油水井层间窜流程度确定目的层；根据目的层的窜流通道类型确定堵剂。2施工参数设计①堵剂用量满足优化设计要求②堵剂的注入时间必须小于堵剂的成胶时间③最大井底注剂压差必须小于地层破裂压力④封堵段塞长度(即有效封堵半径)必须足够大设计原则八、施工设计与工艺要求1）堵剂用量与计算方法

①设计封堵段塞在油藏中的位置。②根据油层的实际情况确定封堵段塞在油藏设计部位可能承受的最大压差ΔPmax（MPa）。③确定最小封堵段塞厚度hmin。根据室内模拟的封堵强度的试验结果，以最低封堵强度来计算，即1m调堵剂可以承受6MPa的压力。

八、施工设计与工艺要求2）堵剂用量(V)计算公式

式中，

r1——调堵段塞内半径（m）；

r2——调堵段塞前缘半径（m）,r2

=r1+h,h=Khmin

K——安全系数，取2-3；

hmin——最小封堵段塞厚度（m）；

ho——油层厚度（m）；

φ——油层的孔隙度。

β——封窜系数

β八、施工设计与工艺要求3）施工排量

HSG-1堵剂施工注入排量是通过室内试验确定的。根据堵剂在岩心中流动试验结果，折算现场平均注入速度应为4.5-5.5方/小时较好；另由于堵剂在进入地层后运行速度将会降低，因此考虑堵剂的选择性封堵性能，可选择上限施工排量为6-8方/小时。八、施工设计与工艺要求4）施工压力的确定

在现场施工中井口最高注入压力可按下式计算：P井口=P破-P柱+P损；P损=1.15×10-11QuL/d4

实际注入过程中，注入压力必须严格控制在地层破裂压力以下(小于地层破裂压力的80%

)。另调剖施工过程中，注入压力一般以不超过注水干线压力为宜(保证施工完后能正常配注)；在注入压力允许的条件下，堵剂注入速度要严格按设计执行。八、施工设计与工艺要求3施工工艺要求

（1）施工井井口阀门密封良好,具备施工条件(施工前落实)。（2）地面管线在最高注入压力下试压3-5分钟不刺不漏为合格。（3）注入泵，排量