一种新型固体分散体型控水剂的研制及评价_麻路.pdf

天然气与石油NATURAL GAS AND OIL2023年2月收稿日期:2022-09-01基金项目:中海油能源发展股份有限公司重大专项“南海油田增储上产配套技术研究与应用(期)”(HFZXKT-GJ2020-02-08)作者简介:麻路(1987-)，男(回族)，陕西汉中人，工程师，硕士，主要从事储层改造、油田化学相关研究工作。E-mail:malu cnooccomcn一种新型固体分散体型控水剂的研制及评价麻路1孙林1张译2任杨2李志臻1汪洋2张强11 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452;2 中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳518064摘要:海上油田高含水问题突出，现有控水剂难以应对复杂井况的治理需求，有必要结合海上油田生产特点开展高性能控水剂的研究。通过借鉴海上油田连续封隔体、ICD 筛管完井的集成控水成功经验，筛选出可应用于油田控水的功能固体颗粒 P-in-135，该颗粒具有粒径小、亲油疏水、热稳定性高和表面活性高的应用特性，基于功能固体颗粒，通过化学手段制备出新型固体分散体型控水剂，并对其进行耐温耐盐性、注入性、选择性、耐冲刷性等性能评价，以此确定控水剂适用边界条件。评价实验表明，新型固体分散体型控水剂适用于温度120、矿化度50 000 mg/L、渗透率250 mD 的储层条件，油相封堵率20%、水相封堵率83%、驱替量 108 PV 条件下耐冲刷性优良。新型固体分散体型控水剂应用性能优良，针对中高渗储层具有一定的普遍适用性，应用前景广阔。关键词:固体分散体;控水剂;海上油田;疏水颗粒DOI:10.3969/jissn1006-5539.2023.01.013Development and evaluation of a new solid dispersion water shutoff agentMA Lu1，SUN Lin1，ZHANG Yi2，REN Yang2，LI Zhizhen1，WANG Yang2，ZHANG Qiang11 CNOOC Ener Tech-Drilling Production Co，Tianjin，300452，China;2 CNOOC China Ltd，Shenzhen Branch，Shenzhen，Guangdong，518064，ChinaAbstract:The problem of high water cut in offshore oilfields is serious，and the existing water shutoffagents are difficult to meet the needs of complex well conditions It is necessary to carry out research onhigh-performance water shutoff agents in combination with the production characteristics of offshoreoilfields Based on the offshore oilfield successful experience of integrated water control measures such aspack-off particle and ICD screen well completion，the solid particle P-in-135 was screened out to beapplied in oilfield water control P-in-135 has the application characteristics of small particle size，lipophilic and hydrophobic，high temperature stability and high surface activity The new solid dispersionwater shutoff agent was prepared by chemical means and its performance including temperature and saltresistance，injectivity performance，selectivity and scouring resistance was evaluated，so that theapplication boundary conditions of solid dispersion water shutoff agent were determined The evaluation89油气勘探与开发第41卷第1期OIL&GAS EXPLORATION AND DEVELOPMENTexperimental results show that the water shutoff agent is suitable for reservoir conditions with temperature120，salinity50 000 mg/L and permeability 250 mD，and oil phase plugging rate20%，waterphase plugging rate83%，and has excellent scouring resistance when the displacement is 108 PV Theresults show that the new solid dispersion water shutoff agent has excellent application performance，andhas universal applicability for medium and high permeability reservoir conditions，which brings it broadapplication prospectsKeywords:Solid dispersion;Water shutoff agent;Offshore oilfield;Hydrophobic particles0前言中国油井控堵水技术历经六十多年发展取得了显著成果，其中化学控堵水技术已取得长足发展1。海上油田受开发难度大2、生产设施投资高3、平台空间有限4、技术集成度高5 等特点限制，化学控堵水技术的应用和发展相对滞后，远不及陆上油田。同时，深井、超深井的逐步开发及水平井的大规模应用67 对化学控堵剂的应用性能提出了更高要求。针对海上油田开发生产特点，需要加强热稳定性、物性选择性和油水选择性等控水功能的系统研究，为化学控堵水技术的工程实践提供有力支持。近年来，以连续封隔体、ICD 筛管完井为代表的集成控水技术在海上油田高含水井治理方面已取得重大突破810。这类技术克服了传统机械控堵水效果必须依赖封隔器分段封隔作用的缺点，既可通过颗粒充填井筒环空实现水平井轴向控水，也可通过颗粒裂缝充填实现裂缝型油藏双重控水，在工程实践上实现高含水油田的稳油控水。因此，借助海上油田集成控水的成功案例，筛选出耐温耐盐、亲油疏水、尺寸可控的功能性固体颗粒P-in-135 开展新型固体分散体型控水剂的研究，以期实现在储层深部对水流优势通道的充填和改造，达到稳油控水的治理目的，具有实践意义。1固体颗粒 P-in-135 的应用性能为应对海上地层温度高、矿化度大、储层能量充足、产液量大的工况要求，以亲油疏水性、化学热稳定性、粒径可调控性为应用指标，筛选出热稳定性高且表面活性高的 亲 油 疏 水 固 体 颗 粒 P-in-135。针 对 固 体 颗 粒P-in-135 的应用性能，通过粒径粒形测试、接触角测试、热重分析和 BET 测试分别对其粒径分布、亲油疏水性、热稳定性、表面活性进行定量分析。1.1粒径分布颗粒类材料应用于储层控堵水的关键是颗粒能否顺利进入目标层位发挥疏水作用1112。所选固体颗粒P-in-135 工业化产品粒径10 m，粒径测试结果见图 1。从图 1 可以看出，固体颗粒粒径分布在 0.5 20.0 m，D90为8.320 m。因此，固体颗粒 P-in-135 粒径尺寸适用于毫米 级 孔 隙(1 mm)和 微 米 级 孔 隙(1 m 1mm)13，具备应用于中高渗储层的先决条件。图 1固体颗粒 P-in-135 粒径测试结果图Fig1Particle size distribution of P-in-1351.2亲油疏水性固体颗粒 P-in-135 在制备过程中嵌入了大量甲基，完成了疏水改性，因此具备优良的亲油疏水特性。固体颗粒 P-in-135 接触角测试结果高达 158.46，具备超强的疏水特性，见图 2。图 2固体颗粒 P-in-135 接触角测试图Fig2Particle P-in-135 contact angle test diagram1.3热稳定性为考察固体颗粒 P-in-135 的热稳定性，通过热重热差分析(TG-DSC)对其进行表征，固体颗粒 P-in-135 热重分析见图 3。由图 3 可知，固体颗粒 P-in-135 在高温环境的分解方式包括三个阶段:第一阶段的失重在100 条件下，失重率为 2%，为水分蒸发引起的质量损失;第二阶段的失重在 100498 之间，失重率为 7%，为少量有机物燃烧造成;第三阶段的失重在 498694 99天然气与石油NATURAL GAS AND OIL2023年2月之间，失重率为 12%，因固体颗粒在高温下微观结构发生改变，体积急剧收缩造成。图 3固体颗粒 P-in-135 热重分析图Fig3Thermogravimetric analysis of particle P-in-1351.4表面活性固体颗粒 P-in-135 含有一定的中空孔道结构，在孔道化过程中吸收了大量能量，使其表面具有相当高的表面活性。微纳米级尺寸的颗粒为了降低表面活性，往往通过相互聚集而达到稳定状态，因而固体颗粒 P-in-135具有微纳米级颗粒的共性，具备团聚性能，易形成二次粒子。通过氮气吸附脱附测试可知，固体颗粒 P-in-135孔径大多分布在 27.7 nm 处，见图 4;固体颗粒 P-in-135平均孔直径 53.1 nm、孔径分布 57.7 nm、孔体积 2.5 mL/g、比表面积448.6 m2/g，达到了活性炭、分子筛的表面活性。图 4固体颗粒 P-in-135 的孔体积、孔径对数分布曲线图Fig4Pore volume and pore diameter logarithmicdistribution curve of particle P-in-1352新型固体分散体型控水剂设计原理与作用机制固体颗粒 P-in-135 具有亲油疏水、热稳定性高和表面活性高的应用特点，在储层投掷该颗粒，使其充填在储层水流优势通道中，形成亲油疏水的选择性屏障，可达到油滴渗流通过而水滴被阻挡扰流的效果，从宏观上实现稳油控水的作用。工程应用阶段，为提高现场施工的安全性和便利性，可将其制备成固体分散体型控水剂，并匹配对应工艺实现矿场应用。综合材料特点和工程需要，通过化学手段形成以固体颗粒 P-in-135 为内核的胶囊模型，暂时屏蔽掉颗粒的化学活性，进入地层后恢复其亲油疏水、热稳定性高、表面活性高的功能特性。通过表面活性剂的选配及乳化工艺的控制，使固体颗粒 P-in-135 通过表面活性剂的包覆屏蔽掉自身的疏水特性，表面活性剂特殊的官能团产生空间位阻效应进一步阻碍颗粒间的自发团聚作用，最终所得控水剂体系实现了功能颗粒在油水界面的锚定，宏观上表现出以油滴携带的固体颗粒 P-in-135 分散在水相中。同时，借助乳液体系的热力学不稳定性实现“胶囊结构”在地层高温、高盐环境下的自降解作用，乳液中油水两相液膜在特定环境下不断被压缩，相对稳定的界面膜破裂，小颗粒逐渐聚集，油水相逐步分离，最终乳液体系被破坏，颗粒得以释放，从而满足储层堵水的技术要求。基于固体颗粒 P-in-135 功能特性的新型固体分散体型控水剂具备三个特点:水基乳液成本较低，便于现场施工;乳液稳定性适度，施工阶段保持乳液的均一态，进入地层后随着高温、高盐环境的刺激加速破乳，释放出功能颗粒;固体颗粒 P-in-135 可选择性恢复和保持，其在乳液环境中被各类表面活性剂包覆，被暂时屏蔽掉疏水性能，乳液破乳后功能颗粒亲油疏水性在地层环境中恢复，发挥稳油控水作用。3新型固体分散体型控水剂性能评价海上油田化学控堵水所选用的化学药剂应当具备进得去、停得住、固得牢、堵水不堵油的特点，为研究新型固体分散体型控水剂的技术特点和适用范围，依据其作用原理，对耐温耐盐性、注入性、选择性、耐冲刷性开展针对性评价研究。3.1耐温耐盐性新型固体分散体型控水剂的耐温耐盐性决定了功能颗粒的释放条件和释放速度，是其应用性能的关键指标。按照现场应用的需要，模拟控水剂在平台的储存阶段、现场配液阶段、工作液注入阶段、地层中固体颗粒的释放阶段的工况条件设计实验。参照目前海上主力油田地层水性质、油田地层压力和温度情况14，在不同温度和矿化度的实验条件下，将新型固体分散体型控水剂稀释 10 倍开展耐温耐盐性能评价，测试结果见表 1。按照施工经验，以控水剂稳定时间12 h 预留施工时间，新型固体分散体型控水剂耐温耐盐性能测试结果说明，控水剂符合 120、矿化度 50 000 mg/L 的储层条件应用需求，满足施工要求。针对高温 120 150 条件，需要针对性地结合单井地层水确定控水剂稳定时间，结合工艺设计评估其是否满足现场施工要求。001油气勘探与开发第41卷第1期OIL&GAS EXPLORATION AND DEVELOPMENT表 1新型固体分散体型控水剂耐温耐盐性能测试结果表Tab1Test results of temperature and salt resistance of new soliddispersion water shutoff agent温度/矿化度/(mgL1)稳定时长60清水60 d6050 00030 d90清水5072 h9035 0003848 h9050 0003036 h12035 0002027 h12050 0001218 h15050 00068 h3.2注入性参照海上油田砂岩储层物性可知，各主力油藏储层渗透率主要分布范围为 10 10 000 mD1521，通过渗透率与孔喉半径的经验公式，颗粒直径取 10 m，孔隙度取15%30%，迂曲度取 1.21.5，估算控水剂渗透率匹配的渗透率下限区间为 100 434 mD。以控水剂浓度10%，驱替排量 1 mL/min，岩心尺寸 25100 mm，在不同渗透率梯度(100 mD、250 mD、500 mD、800 mD、1 000mD、2 500 mD、3 000 mD、8 000 mD)下开展新型固体分散体型控水剂的注入性评价实验，以此确定其渗透率适用范围，见图 5。由图 5 可见，岩心渗透率为 100 mD 时，随着注入量的增加，注入压力陡然爬升;岩心渗透率为250 mD 及以上时，注入压力相对较低，后随着注入量的增加，注入压力缓慢增长后趋于稳定。由此说明，控水剂在 250 mD 以上渗透率条件下，注入性良好;岩心渗透率为 100 mD 以下时，注入性差，工程应用上存在风险。图 5新型固体分散体型控水剂注入性评价曲线图Fig5Injection evaluation curve of new solid dispersionwater shutoff agent3.3选择性在固体颗粒 P-in-135 油水选择性功能重现的基础上，选取不同渗透率(600 8 000 mD)、不同物模尺寸(岩心 25100 mm，填砂管 38300 mm)开展驱替实验。驱替排量 1 mL/min，控水剂质量浓度 10%，控水剂注入量 34 PV，120 下静置 24 h，正向注控水剂，反向驱替，实验结果见表 2。从单根岩心封堵实验测试结果可知，在中高渗条件下(600 mD 以上)，控水剂选择性封堵作用显著，油相封堵率20%、水相封堵率83%。由此说明，在新型固体分散体型控水剂充分进入物模岩心的条件下，其具备普遍适用的油水选择性封堵作用。表 2驱替封堵实验结果表Tab2Displacement plugging experimental data物模介质渗透率/mD原始渗透率/mD封堵后渗透率/mD封堵率水柴油水柴油水相油相岩心8 0002 377.94 865.8198.23 260.691.67%33.33%2 382.14 755.8169.94 755.892.86%测试数据未有下降岩心3 000476.21 218.839.01 069.091.81%12.52%421.31 358.825.81 358.893.87%测试数据未有下降岩心1 000148.6559.527.0528.481.82%5.56%139.9475.626.1396.381.32%16.67%岩心600125.2452.954.1413.656.79%8.70%113.2365.842.5306.862.50%16.13%填砂管5 8785 878.075.098.70%填砂管5 8983 526.02 612.025.90%101天然气与石油NATURAL GAS AND OIL2023年2月3.4耐冲刷性参照标准 SY/T 55902004调剖剂性能评价方法，就新型固体分散体型控水剂的耐冲刷性开展物模驱替评价实验。实验采用尺寸为 38300 mm 的填砂管，水测初始渗透率为 4 700 mD，反向驱替排量为15 mL/min，参照上述标准驱替量20 PV，放大驱替量至 108 PV。新型固体分散体型控水剂耐冲刷性驱替评价实验结果见图 6，由水相反向驱替曲线变化规律可知，反向驱替过程中驱替压力虽有波动，但总体稳定，保持在0.12 MPa 不掉压，未出现压力骤然降低的现象。另一方面，反向驱替过程中驱出液整体清澈、均一，未见颗粒类物质被冲刷出来。由此说明新型固体分散体型控水剂具备一定的耐冲刷性，可延长化学控堵水措施的有效期。图 6新型固体分散体型控水剂耐冲刷性评价实验结果图Fig6Scouring resistance evaluation experiment ofnew solid dispersion water shutoff agent4结论1)基于固体颗粒 P-in-135 亲油疏水、热稳定性高、表面活性高的应用特性制备了新型固体分散体型控水剂。该控水剂具备良好的耐温耐盐性、注入性、选择性、耐冲刷性，针对温度120、矿化度50 000 mg/L、渗透率250 mD 的储层条件具有普遍适用性，应用前景广阔。2)新型固体分散体型控水剂的应用性能是化学控堵水措施成功的重要基础，要从控水剂的作用原理出发，提升措施工艺的匹配度。同时借鉴海上油田技术集成、工艺组合的成功经验，进一步探索针对目标单井的多工艺联作应用方案，以此实现稳油控水和提液增长的治理目标。参考文献:1李宜坤，李宇乡，彭杨，等中国堵水调剖 60 年 J 石油钻采工艺，2019，41(6):773-787LI Yikun，LI Yuxiang，PENG Yang，et al Water shutoff andprofile control in China over 60 years J Oil Drilling Production Technology，2019，41(6):773-787 2辛世刚海上油田开发(二)J 中国海上油气(工程)，1991，3(1):13-14XIN Shigang Offshore oilfield development()J ChinaOffshore Oil and Gas(Engineering)，1991，3(1):13-14 3徐文江，赵金洲，陈掌星，等海上多元热流体热力开采技术研究与实践 J 石油科技论坛，2013，32(4):9-13XU Wenjiang，ZHAO Jinzhou，CHEN Zhangxing，et alStudy and practice of thermal recovery technology for offshoremultiplethermalfluidsJ PetroleumScienceandTechnology Forum，2013，32(4):9-13 4邓运华，徐建永，孙立春，等国家科技重大专项支撑中国海油增储上产 J 石油科技论坛，2021，40(3):56-71DENG Yunhua，XU Jianyong，SUN Lichun，et al Nationalscience and technology major project 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