堵水调剖

堵水调剖（精选4篇）

堵水调剖 篇1

现在采用的油水堵水方法, 有机械堵水和化学堵水两种, 其中化学堵水因为其技术性能好、使用较多, 处于主导地位。化学堵水又分为选择性和非选择性两种。非选择性堵水可以堵塞油层和水层;选择性堵水只在水层造成堵塞, 对油层影响很小。

下面分析一下各种油田堵水剂的特点和原理, 以及以后的发展方向。

1 机械堵水

机械法堵水从1994年开始研制, 这种方法用分隔器将出水层位在井筒内卡开, 以阻止水流入井内。主要利用可膨胀坐封元件 (ISE) 的膨胀和收缩来控制组合套筒。是一种简单、经济实用的堵水方法。

2 化学堵水调剖剂的品种

2.1 非选择性堵剂

2.1.1 水泥类堵水剂

主要包括水基水泥、油基水泥、活化水泥及微粒水泥。具有价格便宜、堵水强度大的优点, 同时也存在着封堵强度低、有效期短的缺点。

2.1.2 树脂型堵剂

树脂型堵剂是一种高分子物质, 是低分子物质通过缩聚效应形成的。分为热固性树脂 (非选择性堵剂大多采用此类) 和热塑性树脂两种。其中, 热固性树脂主要包括脲醛树脂、糠醇树脂、酚醛树脂、环氧树脂等几种:

(1) 脲醛树脂:此类树脂由脲与甲醛在NH4OH等碱性催化剂作用下, 压缩凝和而成。 (2) 糠醇树脂:在堵水层中, 将80%的磷酸与糠醇树脂混合, 中间以隔离液进行隔离, 便生成质地坚硬的树脂, 以便很好的堵塞孔隙 (。3) 酚醛树脂:将此类树脂与固化剂按一定比例混合, 直到均匀为止, 然后加热, 使固化剂与酚醛树脂完全溶解, 直至呈现淡黄色。然后将混合物放入水层, 形成不透水层 (。4) 环氧树脂:在液态的环氧树脂中加入硬化剂, 两者反应后形成坚硬的固体。常用的环氧树脂有环氧树脂、环氧苯酚树脂和二烯烃环氧树脂。

2.1.3 无机盐沉淀型调剖堵水剂

这种堵剂的代表是硅酸钙堵剂。将水玻璃与氯化钙溶剂溶合挤入地层, 中间以隔离液隔离, 生成白色的硅酸钙沉淀物。这种堵剂施工非常简便, 价格较便宜, 但施工时对有污染的地层必须采取适当的保护措施, 以防止堵水剂堵塞油层。

2.1.4 凝胶型堵剂

凝胶是固态或半固态的胶体体系, 根据凝胶的特性, 分为刚性和弹性两类。主要包括以下几种:a.硅酸凝胶:硅酸凝胶是在稀释的硅酸溶液中加入电解质, 或者在适量的硅酸盐溶液加入酸形成的。其优点是价格低, 高温下性能较稳定。同时也存在着强度不高的缺点, 适当时需要用固体 (如水泥) 增强其强度。b.氰凝堵剂:氰凝堵剂是一种坚硬的固体堵剂, 是异氰酸根与水化学反应形成。由聚氨酯、丙酮和邻苯二甲酸二丁酯三者组成。该堵剂要求较高, 必须在无水的情况下使用, 所以必须要配套使用大量的有机溶剂, 现在正在研究开发之中。c.丙凝堵剂:丙凝堵剂可用于油、水井的堵水, 是过硫酸铵和铁氰化钾的共同作用下形成的凝胶, 这种堵剂不溶于水。

总之, 在非选择性堵剂中, 树脂堵剂强度最好, 其次是冻胶、沉淀型堵剂, 凝胶强度最差。在成本方面, 凝胶、沉淀型堵剂成本最低, 其次是冻胶, 树脂型成本最高。

2.2 选择性堵剂

在施工作业中, 选择性堵水剂也经常使用。它适用于不易用隔离器进行油水分离的作业。分为水基堵剂、油基堵剂和醇基堵剂三种。

2.2.1 水基堵剂

这类堵剂以水作溶剂配制而成, 应用非常广泛, 品种也很多, 成本不高 (。1) 聚丙烯酰胺 (PAM) :这种堵剂易溶于水, 但不易溶于油, 注入后可以控制井内出水, 但却不影响油气产量, 所以使用起来费用较低 (。2) 部分水解聚丙烯腈 (HPAN) :其特点是其与水中的电解质反应, 形成不易溶解的聚丙烯酸盐, 水解后的聚丙烯酸盐沉淀物有淡化的现象出现, 主要用于地层水中多价金属离子含量较高的地层。

2.2.2 油基堵剂

(1) 有机硅类堵剂:有机硅类堵剂适用于各种温度, 可用于一般地层温度, 也可用于高温 (200 ℃) 地层。主要包括Si Cl4 、氯甲硅烷和低分子氯硅氧烷等。 (2) 聚氨酯:这类堵剂是由多羟基化合物和多异氰酸酯聚合而成的。 (3) 稠油类堵剂:稠油类堵剂包括活性、偶合性和固体粉末等几种。

3 对堵剂和调剖剂发展方向的几点建议

3.1 大力推广原料价格低的产品, 充分利用化工废弃物

我国现在的油田, 大部分处于含水量超高的开采现状, 非均质性已经非常的严重, 堵水是一项非常重要的安全防范措施, 致使堵剂的使用量加大, 这已经成为一个不争的事实。

3.2 大力研究开发选择性新型堵水剂

近年来各大油田为了控水, 进行了区块的整体综合治理, 极大改善油田藏量的开发效果, 扩大了开采量, 取得了一定的成效。在肯定成效的同时, 我们也看到, 非常需要开发一种效果较理想的选择性堵水剂, 可以用来处理油水交互层的堵水问题。

3.3 微生物调剖技术的研究应用

微生物调剖技术是一种较先进的堵水技术, 现在国际上处于研究开发阶段。这种技术是通过调整油井的剖面, 从而达到提高原油采收率的效果。这项技术总的说来工艺较简单, 施工也较安全, 环保效果好, 也有效降低了材料和施工的成本。由于这项技术尚在研究开发之中, 属于国际研究课题, 所以它的发展空间较大, 有望在未来得到进一步的发展。

参考文献

[1]罗跃, 王正良等.油田化学, 1999, 16 (1) :212~213.

[2]付美龙, 黄俊英.油田应用化学.荆州:江汉石油学院, 2000:141~170.

堵水调剖技术应用中的对策及趋势 篇2

近年来, 伴随着一些油田的开发, 例如塔里木油田、轮南油田等, 开发工作逐步进入一个高含水油藏的开发时期, 因此, 必须要重视起高温深井中的控水稳油工作以及水驱问题的改善。可是目前所主要采用的调剖堵水技术和其它配套技术通常不适宜在120℃以上的温度和100000 mg/L以上的矿化度下实施。近些年来, 工作者们根据一些油田的具体特点研究了一系列专门的技术, 但是大都处于初始阶段, 仍有大量的问题无法得到有效解决。以塔里木油田为例, 它面临的技术难题主要为水驱技术的局限性, 改变这个局限性是很多类似油田均面临的一道难题。因此, 对于高温高盐油藏的堵水剂的研发、深部调剖技术的改善、对水驱效果的改善显得很有必要, 同时也要增加注入水的利用率, 从而实现油田的控水稳油目标, 进一步将油田的采收率提高上去。

2 厚油层的深部液流转向提高水驱效率技术

大庆油田也不例外, 目前已经进入高含水时期的开采, 大庆地区的油田中当属喇萨杏油田储量规模最大。该油田厚油层原始非均质性比较严重, 另外长期的水流冲刷导致了大量大孔道的行成, 然后就出现了注入的水沿着这些大孔道进行低效乃至无效地循环, 极大地影响了水驱开发的效果, 更损害了油田的经济效益。据最近的调查资料分析, 喇萨杏油田里处于未水洗状态的油层厚度仍有29.2%, 有12.3%的厚度处于弱水洗状态, 只有14.5%属于强水厚度, 这些现状为水驱开发效果的改善留下了广阔的空间。然而, 厚油层深部绕流的难题在通常情况下是无法通过堵水调剖或大剂量深部调剖技术来解决的。所以, 开发能够解决水驱低效乃至无效循环的难题的技术对于大庆油田中的喇萨杏厚油层水驱难题具有重要的意义。

3 海上油田的堵水调剖、深部调驱技术

到目前为止, 堵水调剖、深部调剖技术对水驱开发效果的改善已经广泛应用于陆上的油田, 具有了十分成熟的技术和丰富的经验。但该项技术在海上油田系统的应用研究则处于起步阶段。由于海上油田油藏具有其独特的条件与环境, 十分有限的开采空间, 极其稀缺的淡水资源, 较高的环保要求这些都制约着油田的开采, 其所特有的大井距、长井段、一套井网多层合采的手段加剧了油藏非均质及水指进程。正是由于以上的问题, 已经在陆上油田成功应用的堵水调剖、深部调剖技术无法达到海上油田的作业要求, 因此有必要开发出适宜海上油田特点的改善水驱技术, 从而使油田的采收率得到大大的提高。

4 水平井的堵水技术

水平井技术已经成为了一种十分成熟的油气田开采技术, 它能够应用于大多数类型的油气藏。可是, 该技术也具有一些难题, 其中之一就是当油田开采时间过长的时候, 边底水能够沿着高渗透层段或裂缝侵入从而导致水平井出水乃至关井。统计资料表明, 隶属中石油管辖的塔里木油田的将近200口水平井中, 由于含水量高的问题已经关闭了17口, 其中有将近20口的油田含水率在90%以上;还有轮南以及塔中等油田, 这些油田的水平井含水率均超过了70%;位于冀东油田的110多口水平井的平均含水率达到了80%以上, 这些问题都需要合适的堵水技术来改善。不幸的是目前国内外还没有开发出能够工业化的水平井堵水技术。因此, 开发能够应用于实际油气田的水平井堵水技术及相关的配套工艺, 能够从根本上帮助我国乃至世界解决水平井生产面临的一系列难题。

5 特高渗大孔道油田深部调剖改善水驱技术

由于长期水驱油藏, 东部一些老油田如大港、辽河、吉林等, 层间、层内、平面非均质矛盾日益突出, 再者, 由于天然或人工裂缝等因素使得油藏内部形成很高的渗水流通道, 随后注入的水沿着水流优势通道低效、无效循环, 从而严重影响了生产的进程。同时还涉及设备及管线腐蚀问题, 增加了才有成本。一些现有开发出的技术如交联聚合物弱凝胶, 体膨颗粒深部调剖剂等, 在原油开采中的应用已经初见成效, 但是仍需继续开发新的更适宜的技术, 比如高强度长膨胀时间吸水剂油藏深部液流转向技术, 地层内生产成高强度泡沫的深部液流转向技术, 触变性高强度深部液流转向技术等。

6 结语

鉴于我国油藏的实际情况以及长时间的强注强采开发现状, 高含水的储集状况已经发生了很大的改变。因此, 传统的数值模拟及优化设计技术已经远远无法达到满足深部液流转向, 改善水驱技术的要求, 于是开发出适应当前现状的数值模拟及优化条件的软件, 就成为了有效利用转向剂材料, 实现高效深部液流转向的重要目标。

参考文献

[1]郭肖, 杜志敏.非均质性对水平井产能的影响, 石油勘探开发, 2004.

[2]纪朝风, 葛红江.调剖堵水材料研究现状及发展趋势.石油钻采工艺, 2002.

[3]王平美, 罗建辉等.国内外气井堵水技术研究进展.钻采工艺, 2001.

[4]李宇乡, 唐孝芬, 刘双城.我国油田化学堵水调剖的开发与应用现状.油田化学, 1995.

新型调剖堵水用复合交联剂研究 篇3

近几年,国内各油田每年都大规模开展一系列油气增产措施,其中注水井调剖和油井堵水技术占了一定的比例,堵水调剖技术得到越来越多的应用[1,2]。堵水调剖剂中主剂主要选用一定分子量和水解度的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM),交联剂则常用有机和无机两种,现场施工过程中要求堵水调剖剂必须满足以下几个条件:(1)堵剂在地面未全部注入地层之前不能形成冻胶;(2)堵剂全部泵完后,用清水将管柱中的堵剂全部替挤到地层后堵剂才逐渐形成冻胶;(3)堵剂成胶后具有较高的凝胶强度。针对大庆油田,处理近井地带过程中要求堵水调剖剂具有成胶时间可调(10～30 h)、凝胶强度高[(5～15)×104mPa·s]等特点。因此,需要使用一种延缓型交联剂,它能使堵剂延缓交联,且成胶后凝胶强度较高。在室内条件下,合成出了具备以上特点和性能要求的延缓型交联剂复合交联剂。

1 实验药品仪器及实验内容

1.1 药品及仪器

药品:高价有机金属盐、碳酸衍生物、低价有机金属盐、水解聚丙烯酰胺(HPAM,Mw=1 200万,DH=22%),均为工业品。

仪器:RV—2旋转黏度计、高速搅拌器、电子控温水浴锅。

1.2 复合交联剂的合成原理与评价方法

1.2.1 复合交联剂的合成原理

复合交联剂由高价有机金属盐、碳酸衍生物和低价有机金属盐组成。在加热条件下,碳酸衍生物及低价有机金属盐均可将高价有机金属盐中的高价金属离子还原为相应的低价态。

1.2.2 复合交联剂交联剂的评价方法

将一定量的复合交联剂加入到100 mL主剂中,搅拌均匀后倒入贴有标签的比色管中。将比色管置于恒温水浴锅(恒定温度为井底温度)中养护,观察其是否成胶。如果成胶,记录其成胶时间,并测定凝胶体的凝胶强度和表观黏度。

成胶时间的测定及评判标准:从堵剂放入水浴锅中养护开始记时,到完全失去流动性为止所需要的时间即为成胶时间。油田常规堵水调剖施工过程中,一般要求成胶时间不短于15 h。因此,成胶时间在15～48 h可调的交联剂即能满足现场需要。

1.2.3 表观黏度的测定

凝胶的表观黏度用RV—2型旋转黏度计测定,测定温度为45℃,剪切速率为5.4 s-1,以表观黏度的大小表示凝胶强度的高低。

1.2.4 凝胶强度的测定

用落球法测定,选用直径为1.0 cm,长度20.0 cm的比色管,倒入10.0 cm高的胶液在一定温度的恒温水浴中养护成胶后,以直径为8 mm的钢球放置在凝胶表面,通过钢球在凝胶体中所处的位置表示其凝胶强度的高低。

2 实验过程及结果分析

在不改变调剖堵水剂主剂的条件下,分别以三种不同的交联剂(高价有机金属盐-碳酸衍生物、高价有机金属盐-低价有机金属盐及高价有机金属盐-碳酸衍生物-低价有机金属盐)进行比较成胶情况。

2.1 高价有机金属盐/低价有机金属盐氧化还原体系为交联剂时的成胶情况

在主剂和高价有机金属盐的加量不变,只改变低价有机金属盐的加量的条件下配制堵液并在井温下养护,观察其成胶情况。其实验结果数据如表1所示。

(T=45℃)

*堵剂其它成份:1.0%HPAM,0.3%高价有机金属盐。

从表1可看出:单独以低价有机金属盐为还原剂时,加量较小时堵剂48 h内不成胶;加量超过某一范围时堵剂48 h内成胶。存在成胶速度过快,无法满足现场要求,不宜作堵剖交联剂。

2.2 高价有机金属盐/碳酸衍生物氧化还原体系为交联剂时的成胶情况

在45 ℃条件下,只改变碳酸衍生物加量的条件下配制堵液并在井温下养护,观察其成胶情况;进一步做了固定碳酸衍生物加量,改变高价有机金属盐加量对堵剂交联性能的影响实验。实验结果如表2所示。

从表2可看出:固定高价有机金属盐加量为0.3%,单独用碳酸衍生物作为还原剂时,随着碳酸衍生物加量的增大,堵剂很难成胶。

也可看出,单独用碳酸衍生物作为还原剂时,只有当高价有机金属盐浓度1.5%时才开始成胶。反映出碳酸衍生物和高价有机金属盐反应的速度较为缓慢且反应条件较为苛刻。一般要求高价有机金属盐加量在0.5%左右,加量超过1.0%时,其综合成本已大大增加,现场很难推广使用。

综合表2的实验结果可看出,高价有机金属盐/碳酸衍生物氧化还原体系用作交联剂时成胶较困难,不能满足现场要求,故高价有机金属盐/碳酸衍生物不宜用作堵水调剖的交联剂。

2.3 高价有机金属盐/低价有机金属盐/碳酸衍生物氧化还原体系(复合交联剂)为交联剂时的成胶情况

固定主剂和高价有机金属盐的加量,只改变低价有机金属盐和碳酸衍生物的加量,且低价有机金属盐和碳酸衍生物的加量均在其单独使用时不成胶的加量范围内变化。按1.2.2节配制堵液后在水浴锅中养护,观察其成胶情况。其实验结果如表3所示。

(T=45℃)

*堵剂其它成份:1.0%HPAM,0.3%高价有机金属盐。

由表3可看出:高价有机金属盐/低价有机金属盐及高价有机金属盐/碳酸衍生物两体系复合使用后,在二者单独使用不成胶的加量范围内开始成胶,且成胶时间可调(10～48 h),凝胶强度和表观粘度均满足现场要求。由此可看出,复合交联剂是一种延缓型交联剂,具有现场推广和应用价值。

2.4 结果讨论与分析

对比表1～表3可看出:高价有机金属盐/低价有机金属盐及高价有机金属盐/碳酸衍生物两体系单独使用时都不能用作堵水调剖的交联剂;当两体系复合使用时则表现出良好的延缓交联作用,是一种较为理想的延缓型交联剂。

碳酸衍生物和高价有机金属盐氧化还原反应在通常情况下不发生或进行极慢,但低价有机金属盐与高价有机金属盐的反应进行得较为迅速。反之,碳酸衍生物和低价有机金属盐复合使用时,低价有机金属盐与高价有机金属盐反应进行时会促使碳酸衍生物和高价有机金属盐反应的发生。低价有机金属盐和高价有机金属盐的反应属于诱导反应,而碳酸衍生物和高价有机金属盐的反应则属受诱反应[3]。高价有机金属盐被低价有机金属盐还原时产生了一系列金属元素的不稳定的离子,它们均能氧化碳酸衍生物,因而出现了诱导作用。

分析认为:正是由于诱导作用的存在,复合交联剂才具有了延缓交联效果。

摘要：复合交联剂由高价有机金属盐、碳酸衍生物及造纸废液中低价有机金属盐按一定比例复合而成。该复合交联剂具有交联时间可调、交联强度可控的特点。重复实验数据表明,高价金属盐与碳酸衍生物或低价有机金属盐单独作用时交联性能较差,三种物质按一定比例复合使用时聚合物(如水解聚丙烯酰胺)凝胶时间可调(160 h)、凝胶强度可控[(550)×104mPa.s]。表现出突出的延缓凝胶作用效果,便于现场施工过程控制和提高成功率。机理分析认为,诱导作用是复合交联剂起延缓交联作用的关键。

关键词：复合交联剂,高价有机金属盐,碳酸衍生物,造纸废液,调剖堵水剂

参考文献

[1]戴彩丽,王业飞,赵福麟.缓交联铬冻胶体系影响因素分析.石油大学学报(自然科学版),2002;26(6):56—58

[2]张代森.丙烯酰胺地层聚合交联冻胶堵调剂研究及应用.油田化学,2002;19(4):337—339

堵水调剖 篇4

1 调剖剂配方的优选

1.1 弱凝胶配方优选

实验试剂为油田所用的聚丙烯酞胺 (HPAM) 和交联剂。保持交联剂浓度不变, 分别配置HPAM浓度为500 mg/L, 1 000 mg/L, 1 500 mg/L, 2 000 mg L, 2 500 mg/L的弱凝胶溶液, 溶解2 h后, 利用布氏黏度计测取不同浓度聚合物溶液的初始黏度, 然后测试不同时间下聚合物溶液的黏度, 直到黏度不在变化为止。在完成上述实验后, 采用的相同的方法测试交联剂浓度分别为500 mg/L、600 mg/L、700mg/L、800 mg/L、900 mg/L的弱凝胶溶液成胶强度随时间的关系。

由图1可以看出, HPAM浓度为500 mg/L和1 000 mg/L时, 随着时间的变化黏度的增加不大, 未能成胶。HAPM浓度为1 500 mg/L、2 000 mg/L和2 500 mg/L时, 聚合物溶液在24 h后均能成胶并达到稳定, 成胶强度不再变化。HAPM浓度为1 500mg/L时在24 h后的黏度达到最大值为1 000 m Pa·s并保持稳定, 不能满足施工的要求。HPAM浓度为2 000 mg/L的聚合物溶液在24 h后的黏度为2 000m Pa·s。根据弱凝胶在多孔介质中的流动机理, 弱凝胶强度较弱时, 不能完全封堵大孔道, 后续注入的水会将弱凝胶向前驱动, 提高波及范围, 更大程度的封堵大孔隙。当弱凝胶溶液的黏度为2 000 m Pa·s时, 已经能够满足施工要求, 因此优选HPAM浓度优化为2 000 mg/L。

由图2可以看出, 不同交联剂浓度的溶液在24 h后均能成胶。交联剂浓度为500 mg/L和600 mg/L时, 弱凝胶溶液的黏度增加较慢, 在40 h后未超过500 m Pa·s。当交联剂浓度为800 mg/L和900mg/L时, 24 h后弱凝胶溶液的黏度为1 865 m Pa·s和1 871 m Pa·s, 差别不大, 因此优选交联剂的浓度为800 mg/L。

1.2 黏土弱凝胶配方的优选

为了降低弱凝胶体系的成本, 提高调驱效果, 在上述弱凝胶体系中加入一定量的黏土, 提高弱凝胶体系的黏度。由于黏土在溶液中的沉降速度较快, 为了保证施工的正常进行和弱凝胶溶液的黏度稳定, 还需要加入悬浮剂和固化剂使黏土均匀地分散在弱凝胶溶液中。

悬浮剂XF-1浓度为0.2%, 固化剂SN-1浓度为0.5%时, 在弱凝胶溶液中加入不同浓度黏土, 分别为3%、4%、5%和6%。静置24 h后, 测试不同黏土浓度下弱凝胶溶液的黏度和析水率。实验结果如图3所示, 可以看出, 当黏度浓度为5%时, 黏土弱凝胶溶液的成胶强度为2 500 m Pa·s, 析水率为1%, 因此黏土浓度要大于等于5%。

实验方法同上, 测试当黏土浓度为5%, 固化剂SN-1浓度为0.5%时, 不同浓度悬浮剂对弱凝胶溶液成胶强度的影响。从图4中可以看出, 当悬浮剂浓度为0.2%和0.25%时, 弱凝胶溶液的成胶强度相同, 为2 500 m Pa·s, 析水率为5%。因此, 悬浮剂的浓度为0.2%。

已经确定了黏度浓度为5%, 悬浮剂浓度为0.2%, 测试不同固化剂浓度下的成胶强度。从图5中可以看出, 固化剂浓度对析水率没有影响, 随着固化剂浓度的增加, 弱凝胶溶液的成胶强度大幅上升。当固化剂浓度为5%时, 成胶强度为2 500 m Pa·s, 满足施工要求。因此, 黏土弱凝胶配方中, 黏土的浓度为5%, 悬浮剂XF-1的浓度为0.2%, 固化剂SN-1的浓度为0.5%。

2 调剖剂段塞优化实验

2.1 填砂管模拟实验

在现行工艺条件下, 通过对调剖剂现场应用的经济性评价, 一般认为在油水井深部调剖堵水时采用复合段塞式的效果要好于单一调剖剂, 且成本要小。一般来说, 调剖剂的复合段塞分为前置段塞、主体段塞和后置段塞[5]。前置段塞是为了更好地保护主体段塞的有效作用, 确保主体段塞能有效的进入更多的孔道, 扩大波及范围和有效期。主体段塞主要是为封堵大孔道或孔隙, 驱替剩余油, 同时提高远井地带的充满度和压力。后置段塞主要采用中强凝胶进行封堵, 提高抗冲刷能力, 并适当提高近井地带压力。针对不同的地质情况, 有时还会使用封口段塞封堵近井地带大孔道, 达到调整渗透率和吸水剖面, 提高有效注水。

根据以上原则, 设计了5组填砂管模型进行实验, 调剖剂总共注入1 PV, 段塞组合见表1, 其中聚合物为聚丙烯酰胺 (HPAM) 。第5组是在第4组的基础上, 注入0.1 PV的弱凝胶溶液封口, 静置24 h后, 进行水驱, 实验结果见表1。

从表1中可以看出, 随着弱凝胶体系的注入, 水相渗透率都会大幅度的降低, 调剖剂的封堵性能都在92%以上, 说明弱凝胶体系能够很好封堵大孔道, 调整注水剖面。第1组和第2组都注入了0.5PV的聚合物, 因此封堵率相对较低, 黏土凝胶的封堵性高于弱凝胶溶液。第3组段塞的封堵率虽然很高, 但是使用的弱凝胶较多, 成本较高。第4组实验注入了三种溶液, 相对第3组, 成本较低且封堵率差别不大。第5组实验采取了封口段塞, 封堵了进口端的大孔道。

2.2 人工裂缝实验模拟

根据填砂管模型实验的结果, 选取段塞组合为聚合物+弱凝胶+黏土凝胶+弱凝胶进行人工裂缝实验。平板模拟实验装置如图6所示, 在中间空出约2 cm的裂缝, 分别以5 m L/min的速度向模型中注入黏土凝胶体系1 L。

从图7中可以看出, 在整个注入过程中, 虽然黏土凝胶体系封堵了裂缝的大部分空间, 但由于弱凝胶体系胶结强度不够高[6], 黏土凝胶体系中会形成许多的细小通道, 无法完全将裂缝堵死。因此, 针对裂缝性的储层, 还需要注入大颗粒的无机堵剂来封堵黏土凝胶体系中的通道[2], 提高封堵能力, 调剖堵剂的段塞组合为聚合物+弱凝胶+黏土凝胶+无机堵剂+弱凝胶。

3 现场施工应用

选取长庆油田某区块进行深部调驱措施, 采用粘土凝胶段塞注入, 针对油井的见水情况和储层地质特征, 适量添加大颗粒的无机复合堵剂。实施后, 注水井对应的生产井增产效果明显 (如表2所示) 。经调驱后, 单井的含水量有明显的下降, 产油量增加, 调剖堵水效果明显, 有效期长。

4 结论

(1) 通过实验优选弱凝胶体系中HAPM的浓度和交联剂的浓度, 在此基础上优选黏度、悬浮剂和固化剂的浓度配置黏土凝胶体系。

(2) 通过填砂管实验模拟, 得出针对大孔道储层调剖堵水的段塞组合为聚合物+弱凝胶+黏土凝胶+弱凝胶, 可以有效的封堵孔道。通过人工裂缝实验模拟发现弱凝胶体系中存在细小的水道, 因此需要加入大颗粒的无机堵剂进行封堵。

(3) 现场施工应用验证了弱凝胶体系和段塞优化的可行性, 具有实际应用价值。

摘要：针对油井综合含水率高的特点, 选取弱凝胶体系作为深部调驱堵水剂。实验测试不同聚丙烯酰胺 (HPAM) 浓度和不同交联剂浓度下的弱凝胶成胶强度, 优选出HAPM的浓度为2000 mg/L, 交联剂的浓度为800 mg/L。为了降低成本提高调驱堵水效果, 在弱凝胶体系的基础上, 优选黏土、悬浮剂和固化剂的浓度, 配制黏土凝胶。开展了填砂管试验和人工裂缝模拟实验, 完成了弱凝胶体系的段塞优化设计。研究结果表明, 对于大孔道型储层最优的段塞组合为聚合物+弱凝胶+黏土凝胶+弱凝胶;对于裂缝性储层, 还需要在段塞组合中加入无机堵剂。通过现场的施工应用, 调驱堵水后的对应采油井组采油量增加, 含水率下降, 措施效果明显。

关键词：弱凝胶,黏土,堵水,裂缝储层,段塞优化

参考文献

[1] 赵晓非, 于庆龙, 晏凤, 等.有机铬弱凝胶深部调剖体系的研究及性能评价.特种油气藏, 2013;20 (3) :114—117Zhao X F, Yu Q L, Yan F, et al.Study and performance evaluation of deep profile control system of organic chromium week gel.Special Oil&Gas Reservoirs, 2013;20 (3) :114—117

[2] 董小丽, 贾晓菊, 苑慧莹, 等.裂缝储层注水井深部调剖技术研究与应用.石油化工应用, 2009;28 (8) :55—60Dong X L, Jia X J, Yuan H Y, et al.Research and application of injection well deep plugging technology in fractured reservoir.Petrochemical Industry Application, 2009;28 (8) :55—60

[3] 常彦荣.裂缝性油藏深部调剖工艺技术研究与应用.成都:西南石油大学, 2008Chang Y R.Research and analyze of in-depth profile modification in fracture reservoir.Chengdu:South-west University of Petroleum, 2008

[4] 谭良柏, 罗跃, 杨欢, 等.聚合物凝胶调剖体系的段塞组合优化及矿场应用.石油天然气学报, 2012;34 (12) :140—142Tan L B, Luo Y, Yang H, et al.Optimization of slug combination of polymeric gel profile control system and lts application.Journal of Oil and Gas Technology, 2012;34 (12) :140—142

[5] 李晨毓, 赵海林, 辛启魏, 等.复杂断块深部调驱技术研究与应用.石油钻采工艺, 2013;35 (5) :104—106Li C Y, Zhao H L, Xin Q W, et al.Research and application on deep profile control technology in complex fault block reservoir.Oil Drilling&Production Technology, 2013;35 (5) :104—106