STP强凝胶调剖剂的深度调剖性能

文章编号:1000-0747(2004)03-0133-03

STP强凝胶调剖剂的深度调剖性能

景贵成1,高树生1,熊伟1,李长忠2

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院渗流流体力学研究所;2.中国石油长庆油田)

摘要:STP强凝胶调剖剂由聚丙烯酰胺、交联剂和延缓剂组成。用人造岩心进行凝胶性能实验,55℃时成胶时间为72h,岩心封堵率大于99.9%,注水50PV冲刷后封堵率仍不低于99.8%,突破压力梯度在高渗透率(5.62D)岩心中不低于4.45 MPa/m,在低渗透率(0.57D)岩心中为3.46MPa/m,有一定的选择性。分别串联3支高渗透率岩心和3支低渗透率岩心,将二者并联构成非均质模型,饱和原油进行调剖驱油实验,未注调剖剂时的水驱合层采收率为24.3%,用调剖剂依次封堵第

一、第二、第三高渗透率岩心后,水驱合层采收率分别达到46.8%、62.2%和69.1%,表明逐步增大封堵深度可以进一步提

高油层采收率。STP强凝胶调剖剂在大庆油田萨中开发区的实际应用取得了明显成效。图3表1参5

关键词:强凝胶;调剖剂;成胶时间;突破压力;非均质模型

中图分类号:TE39 文献标识码:A

油藏经长期注水开发,尤其是近井地带调剖后,注入水可绕流再次进入原高渗水窜通道。要进行深度挖潜,必须应用深度调剖技术[1-3],使注入水在油层深部转向。对于非均质性较强、裂缝发育、水窜严重的油藏,深度调剖注入剂量大,注入时间长,调剖剂应有合适的成胶时间和较高的封堵强度。笔者研制的STP聚合物凝胶调剖剂可调节成胶时间,具有较高凝胶强度,可用于深度调剖。

1凝胶体的形成原理及其调剖作用机理

1.1形成原理

STP调剖剂由聚丙烯酰胺、交联剂和延缓剂组成。聚丙烯酰胺的水解度为17.6%(大庆试剂厂生产),分子量为400万～700万,在成胶液中的浓度为5～6 g/L;交联剂为Na2Cr2O7+NH4Cl的氧化还原体系,浓度为1～1.5g/L;延缓剂是加入乙二醇的乳酸/丙酸/乙酸有机酸复配体系。调节延缓剂用量可控制成胶时间(12～144h),适用温度为35～80℃;交联剂中用氯化铵作为还原剂,与PAM形成的凝胶均匀、透明性好,不产生悬浮物或絮状物,不生成有毒气体。

NH4Cl将Cr6+还原为Cr3+,有机酸与Cr3+络合,形成有机酸铬络合物,主反应如下:

Cr2O72-+2NH4++6H+※2Cr3++N2+7H2O

反应物摩尔比:NH4Cl∶Na2Cr2O7=2.1∶1～2.5∶1总有机酸:Cr3+=10∶1～22∶1

丙酸根和乳酸根通过形成配位共价键的Cr3+—COO-络合物而保护活性高的Cr3+,提供延缓交联体系。认为凝胶化反应是通过配合体交换过程来实现的,使Cr3+由配体从络合物中解离出来,Cr3+再通过与水络合、多次水解及羟桥作用形成铬的多核羟桥络离子,该络离子可与PAM的—CONH2和—C OO-配位,但在酸性条件下主要通过—CONH2交联形成凝胶体。1.2调剖作用机理

调剖剂堵水以聚合物凝胶的物理堵塞为主,兼有吸附和动力捕集作用。由于聚合物链上有许多反应基团与交联剂发生交联作用,形成的网状结构把水包含在晶格结构中,形成具有黏弹性的凝胶体,在孔隙介质中形成的物理堵塞阻止水流通过或改变水流方向;未被交联的分子及分子上的极性基团可卷缩在孔道中或称为被孔隙空间捕集,也具有阻碍水流动的作用;同时分子链上的极性基团与岩石表面相吸附,这些高分子链及凝胶体增强了岩石表面的“黏糊”性,提高了调剖剂对岩石的残余阻力,即增强了堵水效果[4,5]。

2STP凝胶性能岩心流动实验与评价

2.1实验评价系统与步骤

实验药品包括聚丙烯酰胺、重铬酸钠(分析纯)、氯化铵(分析纯)、氢氧化钠(分析纯)、盐酸(37%,分析纯)、氯化钠(分析纯)、乙二醇(化学纯)、乳酸(化学纯)、丙酸(化学纯)、乙酸(化学纯);实验岩心为石英砂—环氧树脂胶结人造岩心;实验设备包括岩心夹持器、Ruska 平流泵、恒温箱、压力传感及采集分析系统等。

实验步骤:①水测原始渗透率;②注入配制好的调剖剂;③将饱和调剖剂的岩心置于55℃的恒温箱中,待调剖剂成胶后水驱,记录注入压力、突破压力、残余阻力系数、封堵率和冲刷曲线。

2.2成胶时间

选取10支渗透率相近(5D)的岩心(直径25mm,长度100mm)接入注入系统,分别注入STP液1.0PV,置于恒温箱中,定期取出一支测定突破压力及残余阻力

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石　油　勘　探　与　开　发

　2004年6月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPM E NT Vol.31　No.3

系数。测定结果(见图1),随反应时间增加,突破压力增大,72h 后突破压力基本不变。因此该延缓交联体系在岩心中完全成胶的时间大致为72h

。

图1　岩心中突破压力梯度与交联时间关系图

2.3封堵的选择性

采用高、低渗透率的两支岩心组成双管平行模型,模拟有隔层的非均质地层。以笼统注入方式,模拟评

价STP 调剖剂封堵的选择性。选取两支岩心,直径为25mm 、长度为100mm ,原始渗透率分别为5.62D 和0.57D ,相差10倍。在实验温度一定、调剖剂总注入量为1.0PV 的条件下,测定了高、低渗透率岩心的残余阻力系数(即K 0/K 1;K 0为封堵前水测原始渗透率,K 1为封堵后水测渗透率),结果见图2

。

图2　高、低渗透岩心封堵后残余阻力系数

随注入水量变化曲线

从图2可见,封堵后测得的高、低渗透岩心的突破压力梯度分别为4.45MPa /m 和3.46MPa /m ,经50PV 水冲刷后残余阻力系数分别为4962和482,相差13倍。封堵后,原高渗透岩心有较高的突破压力梯度和残余阻力系数,说明该调剖剂具有一定的选择性,在注水井调剖中可优先进入高渗透地带封堵水窜通道。2.4封堵强度与稳定性

测定了不同渗透率岩心封堵后注水冲刷过程中封

堵率的变化,结果见表1。从表1看出,4支实验岩心

的初始封堵率都大于99.9%,经过50PV 的注入水冲刷后封堵率仍高于99.8%,表明该调剖剂不仅封堵能力强,而且冲刷稳定性好。

表1　注水冲刷过程中不同渗透率岩心封堵率变化表

注入水量

(P V )

封堵率(%)岩心1岩心2注入水量

(PV )

封堵率(%)岩心3岩心4199.9299.93599.9699.91299.9399.901099.9299.85399.9199.951599.9599.86499.9499.922099.9399.82599.9399.942599.9099.841099.8899.903099.9499.812099.8799.853599.9199.823099.8999.88

4099.9099.82

4099.8699.834599.9399.8450

99.90

99.86

50

99.92

99.81

2.5深度调剖驱油实验模拟

选取6支人造岩心(直径25mm ,长度200mm ),分成两组,每一组分别由3支岩心相互串联,构成非均质模型,模拟无隔层的不同封堵深度的高、低渗透油层的注水驱油结果,实验流程如图3所示。模型饱和原油温度为55℃,此温度下黏度为22.3mPa ·s 。把岩心接入流程,饱和原油后水驱,由于两层的渗透率差异较

图3　深度调剖驱油实验流程图

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