一种用于深部调剖的聚合物强凝胶堵剂的研究

2002年3月25日

油　田　化　学Oilfield　ChemistryVol.19　No.125March,2002

文章编号:100024092(2002)0120039204

一种用于深部调剖的聚合物强凝胶堵剂的研究

潘竟军

(新疆石油管理局采油工艺研究院,新疆克拉玛依834000)

Ξ

摘要:由分子量3×106～5×106、水解度25%的聚丙烯酰胺(5～6g/L)、重铬酸钠的氧化还原体系、延缓剂(100～

5

600mg/L)组成的聚合物强凝胶堵剂,可用pH值6.5～8、矿化度<1×10mg/L的水配制,温度20～75℃范围内成胶时间可在0.5～8天范围内调节。报道了典型配方实验堵剂液的性能研究结果:在50℃时,在人造砂岩岩心中的成胶时间为44小时(由突破压力曲线测得),岩心封堵率>99.9%,经注水50PV冲刷后仍不低于99.8%,突破压力梯度在高渗透率(87.9μm2)岩心中不低于30MPA/m,在低渗透率(9.0μm2)岩心中较低,为23MPA/m,显示了一定的选择性。在3支串联高渗透率岩心和3支串联低渗透率岩心并联而成的非均质模型上,在水驱饱和油之后(合层采收率18.8%),依次用实验堵剂封堵第一、第二、第三高渗透岩心后水驱,合层采收率分别达到41.8%,61.5%和74.8%。由各个岩心和岩心组的采收率得出结论:封堵深度越大,采收率提高幅度越大。讨论了有关的驱油机理。

关键词:聚丙烯酰胺/铬凝胶;强凝胶;调堵剂;深部调剖;提高采收率中图分类号:TE39:TE357.46　　　文献标识码:A

　　油藏经长期注水开发,尤其是近井地带调堵后,注入水可发生绕流进入原高渗水窜通道。要进行深度挖潜,必须应用深部调剖技术,使注入水在油层深部转向,扩大注入水波及范围,有效地改善注水效果和提高采收率。

目前国内外进行深部调剖主要使用聚合物弱凝胶和胶态分散凝胶[1—4]。这种凝胶强度低,主要适用于非均质性不太强的油藏,以大剂量注入进行调驱。而非均质性较强、裂缝发育、水窜严重的油藏,要求所用的调堵剂具有一定强度。深部调剖注入堵剂量大,注入时间长,调堵剂应有合适的成胶时间和较高的封堵强度。为此,我们研制了一种聚合物凝胶堵剂,它通过延缓剂来调节成胶时间并具有较高凝胶强度,可用于深部调剖。在考察了延缓交联体系、聚合物和交联剂浓度、温度、pH值、矿化度等因素的影响[5]后,用动态物模方法评价了该堵剂的成胶时间、封堵强度稳定性及模拟深部调剖的驱油效果。

1　实验方法

岩心实验评价系统:包括岩心管、计量泵(Ruska)、恒温箱、压力传感及采集分析系统、管阀件

等。

实验岩心为非胶结石英砂岩心,根据要求的渗透率选用不同粒度的干净石英砂装填而成。实验步骤如下:水测原始渗透率;注入配制好的堵剂,记录注堵剂过程中的压力;将饱和堵剂的岩心置于一定温度的恒温箱中,待堵剂成胶后在一定流量下进行水驱,采集注入压力,得到突破压力、封堵率、残余阻力系数和冲刷曲线。

2　结果与讨论

2.1　堵剂

堵剂由聚丙烯酰胺、交联剂和延缓剂组成。聚丙烯酰胺的水解度为25%,分子量分别为300～500万、400～700万、600～800万和1000万。配方研

Ξ收稿日期:2001207231;修改日期:2002201214。

作者简介:潘竟军(1970-),男,高级工程师,成都地质学院油田化学专业学士(1986),中科院化学所物理化学专业硕士(1993),博士

(1996),通讯地址:834000新疆克拉玛依采油工艺研究院采收率室。

40油　田　化　学2001年

究结果表明,虽然分子量高的聚合物形成凝胶所需

的最低浓度较低,但制备强凝胶所需的高聚合物浓度下初始粘度很大,而较低分子量聚合物(300～500万、400～700万)同样可形成强凝胶。因此选用分子量300～500万的聚丙烯酰胺(抚顺化工六厂产),在成胶液中的浓度为5～6g/L。交联剂为重铬酸钠的氧化还原体系,浓度为1～1.5g/L(以Na2Cr2O7・2H2O计)。筛选出的延缓剂,在成胶液中浓度为0.1～0.6g/L,调节延缓剂用量可控制成胶时间(0.5～8天),适用温度为20～75℃。完全成胶后试杯中的凝胶失去流动性,倒置时表面不变形,已不可测定其粘度。可适应的pH值为6.5～8,矿化度<105mg/L,一般油田污水均可直接用于配制堵剂成胶液。2.2　岩心中成胶时间

两岩心直径25mm、长度150mm,原始渗透率

分别为87.87和8.99μm2,相差10倍。实验温度为50℃。堵剂总注入量为1.5倍孔隙体积。测定了高、低渗透率岩心的残余阻力系数FRR(=K0/μm2;K1为K1,其中K0为封堵前水测原始渗透率,封堵后水测渗透率μ,m2)。

采用岩心实验模拟评价堵剂在砂岩中的成胶时

间。添装6支渗透率相近(65～70μm2)的岩心,直径25mm,长度150mm,接入注入系统,分别注入深调堵剂成胶液1.5PV。置于50℃下,定期取出一支岩心测定突破压力及残余阻力系数。实验结果如图1。

残余阻力系数与注水的孔隙体积倍数关系见图2。封堵后测得高、低渗透率岩心的突破压力分别为4.45MPa(29.7MPa/m)和3.46MPa(23.0MPa/m),经50PV水冲刷后残余阻力系数分别为7962和582,相差13倍。封堵后,原高渗透岩心具有较高的突破压力和较高的残余阻力系数,说明该调堵剂具有一定的选择性,在注水井调剖中可优先进入高渗地带封堵水窜通道。2.4　封堵强度稳定性

测定了不同渗透率的岩心封堵后注水冲刷过程中封堵率(=(K0-K1)/K0×100)的变化,结果见表1。

　　　　表1　不同渗透率岩心3的封堵率在注水

冲刷过程中的变化注入水量

封堵率/%岩心1

99.99899.99899.99799.99699.99599.99499.99399.99299.99199.990注入水量

/PV5101520253035404550封堵率/%岩心3

99.99299.98099.96999.98299.98099.98399.98599.98699.98799.987从图1看出,随反应时间增加,突破压力增大;反应时间为44小时后突破压力基本不变。该延缓交联体系在岩心中完全成胶的时间大致为44小时。现场使用时,堵剂的成胶时间可通过加入不同的延缓剂来调节。

2.3　堵剂的封堵选择性

/PV1

2345678910岩心2

99.99899.99899.99899.99699.99399.99799.99799.99499.99799.995岩心4

99.95099.28099.83999.84899.88599.89499.69799.76799.63299.828堵剂的选择性决定堵剂进入高渗层的能力和对低渗层的伤害程度。采用高、低渗透率的两支岩心组成双管平行模型,模拟高、低两渗透层。以笼统方式注入,模拟评价堵剂的选择封堵程度。

3岩心1,k0=67.82μm2;岩心2,k0=69.47μm2;岩心3,k0=87.87μm2;岩心4,k0=8.99μm2。

第19卷第1期潘竟军:一种用于深部调剖的聚合物强凝胶堵剂的研究41

从表1结果看出,对4支实验岩心的初始封堵率都大于99.9%,经过50倍孔隙体积的注水冲刷后封堵率仍大于99.8%,该调堵剂不仅有较高的封堵能力还具有较好的冲刷稳定性。

此外,成胶时间和选择性实验结果表明,渗透率为87.87μm2的岩心,封堵后的突破压力梯度一般不小于30MPa/m,说明该调堵剂有较高的封堵强度。

2.5　驱油实验模拟

采用非均质模型,模拟不同封堵深度条件下的注水驱油结果。

分别装填两组岩心,每个岩心直径25mm,长度150mm,每一组岩心由3个岩心相串联,组成不同深度的高、低两渗透层,流程见图3。模型饱和原油,实验温度为50℃。

为18.8%。这时高渗层已形成了水流通道。对高渗层进行深度15cm(1号岩心)封堵后再进行水驱,注入水将转向,沿低渗层(4号岩心)推进,采收率分别增加20.8%。当4号岩心的油被驱替完全,注入水进入高渗层(2号和3号岩心)。高渗层含水达90%时低渗层几乎不出液。在高渗透层封堵深度为15cm时,注入水主要波及低渗透层的前部(4号岩

心),而后部(5号和6号岩心)的波及率较小。封堵深度为30cm时,注入水必须绕过1号、2号岩心驱替4号和5号岩心后,才进入高渗透层(3号岩心),水驱的波及范围增加了一倍,相对于15cm的封堵

实验程序如下。首先进行水驱,在低渗层出液很少时停注,这时总产出液的含水率为70%。进行第一次封堵,相当于封堵深度15cm。待堵剂液完全成胶后,接入流程进行水驱,在产出液含水率达90%时进行第二次封堵,相当于封堵深度30cm。继续水驱至含水率达90%时进行第三次封堵,相当于封堵深度45cm。岩心基础数据见表2,各阶段的采收率与注入水量的关系见图4。

表2　调剖驱油实验岩心数据

组别高渗透

岩心编号

123456深度,采收率增加14.2%;相对于初始水驱阶段,采收率增加19.7%,总采收率达61.5%。第三次封堵后封堵深度为45cm,注入水的波及范围进一步扩大,采收率进一步提高,相对于30cm的封堵深度,采收率增加6.3%,相对于初始水驱阶段,采收率增加20.5%,总采收率达74.8%。相对于水驱,采收率提高了56.1%,相对于15cm和30cm的封堵深度,采收率分别提高了33.0%和13.3%。深部调堵时封堵深度越大,采收率提高幅度越大。

模拟驱油实验结果还表明,除封堵后低渗透层的水驱采收率增加外,在堵剂注入过程中高渗透层的产油量继续增加,成胶液本身对高渗层的驱替作用使采收率进一步增加。大剂量聚合物深部调剖兼具调、驱作用,在增加低渗透地带的波及程度、提高注水开发效果的同时,还驱替高渗透地带的残余油而提高采收率。

渗透率

/μm2

81.2986.8581.7412.6910.8010.60孔隙体积饱和原油3油饱和度3

/cm370.070.070.068.068.068.0/cm3175.3

/%85.9

低渗透184.387.7

3分别按高渗透和低渗透岩心组计。

3　矿场试验结果简介

初始水驱过程中两层的渗透率相差较大,注入

水沿高渗层推进,高渗透层含水达70%时采收率为38.5%,而低渗透层采收率仅为4.48%,两层合计

从1998年以来,该堵剂在新疆油田现场试验13井次,试验区为裂缝发育的低渗油藏,原始地层

温度70℃。单井注入量1000～1500m3,处理半径

42油　田　化　学2001年

8m以上。调剖后注水井压力升高1～4MPa,封堵

有效期达一年以上。油井见到了增油和降水效果,

共增油10000多吨。

加注入水对低渗透地带的波及程度,未成胶的堵剂液通过高渗透层时又可驱替渗透带的残余油。

致谢　安斌、郑丽、武进学、李远林等参与了本文报道的实验工作。

4　结论

本文报道的延缓交联深部调堵剂具有较高的封

堵强度(岩心突破压力梯度不小于30MPa/m),封堵强度稳定性好,经50PV的注水冲刷后封堵率仍大于99%,具有一定的选择性,封堵高渗透率岩心的效果(突破压力和残余阻力系数)高于封堵低渗透率岩心的效果。建立了评价深部调剖驱油的模拟方法,并进行深部调剖驱油的模拟实验。结果表明,封堵深度越大,提高采收率幅度越大。深部调剖可增

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验[J].油田化学,2000,17(2):144～147.

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APolymer/Cr(Ⅲ)GellingFluidforIndepthPermeabilityControl:PerformanceProperties

PANJing2Jun

(OilProductionTechnologyResearchInstitute,XinjiangPetroleumAdministrativeBureau,Karamay,Xinjiang834000,China)

Abstract:ThetitledpluggingfluidiscomposedofpolyacrylamideofM=(3—5)×106andHD=25%(5—6g/L),bichromateredox

5

system,andretarder(100—600mg/L),canbepreparedinwaterofpH=6.5—8andsalinity<1×10mg/Landformsstronggelat20—75℃controllablyin0.5—8days.Theperformancepropertiesofastandardfluidat50℃areasfollows:gelationtimeinartificialsandstonecoresdeterminedbyplottingbreakthroughpressurevstime-44hrs;corepluggingrate>99.9%initiallyand≥99.8%after50PVofwaterflush;breakthroughpressure≥30MPa/mforhighpermeability(87.9μm2)coresandislower,23MPa/m,forlowpermeability(9.0μm2)coresandthesedateshowselectivityofplugginginsomeextent.Inanoildisplacingexperimentperformedonheterogeneousmodelcomprisingtwoparallel,ahighandalowpermeable,seriesof3conectedcoreseach,totalrecoveryrateofsaturatedoilof18.8%isobservedafterinitialwaterfloodandof41.8%,61.5%,and74.8%arereachedafterpluggingthe1st,2nd,and3rdhighpermeablecoresandsuccesivewaterflood,respectively.Fromthevaluesofeverycoresandcoresetsitisconcludedthattheenhancementinoilrecoveryishigherwhenthedepthofplugemplaced.Theoilrecoverymechamismsinvolvedarediscussed.

Keywords:　polyacrylamide/chromiumgel;stronggel;injectivityprofilemodification/waterpluggingagent;indepthreservoirpermeabilitycontrol;enhancementinoilrecovery

(上接第38页。continuedfromp.38)

Polymer2ToughenedUrea2FormaldehydeResinAqueousGellingFluidas

WaterPluggingAgent:PreparationandUses

YUPei2Zhi

(WellDrillingDept,ResearchInstituteofPelroleumExplorationandDevelopment,Sinopec,Beijing100083,China)

Abstract:Thetitledfluidisdevelopedforplugginghigh2permeabilitywaterpassagesandinterstratifiedchannellingsandbottomwater,forsealingcasingleackagesandperforationsinoilproductionandwaterinjectionwellsof60—110℃.Thefluidiscomposedofurea,formaldehyde,curingcomponentsAandB(formingLewisπacid),andpolymer(HPAMcommonly,astougheningagent)inaqueoussolutionandgelatesandhardensin1—16hrscontrollably.TheeffectsofuselevelofcuringcomponentsAandBandpolymerandof

)onhardeningtimeandofuselevelofcomponentsAandBoncompressionstrengthofhardenedmasscuringtemperature(80℃,90℃

andonbreakthroughpressureincoresareinvestigatedexperimentally.Thehardenedmassofthefluidproperlyformulatedistoughandstronganddeformswhenmeasuringitscompressionstrengthandrecoverswhenappliedforcerelieving.Morethan20waterpluggingoperationswiththisfluidareperformedsuccessfullyatZhongyuanoilfields.Theoperationsandtheirresultsofsealingcasingleakagesinaproductionwellandofplugginginterstratifiedchannellingsandsealingcasingleakagesinawaterinjectionwellaredescribedinsomedetail.

Keywords:　watershutoffagent;aqueousgellingfluid;modifiedurea/formaldehyderesin;plugginginterstratifiedchannellings;sealingleakages;Zhongyuanoilfields