（油气田开发工程专业论文）单井堵水决策技术研究.pdf

s i n g l ew e l lp l u g g i n gd e c i s i o nt e c h n o l o g y t a n gy a n y a n ( o i la n d g a s w e l le n g i n e e r i n g ) d i r e c t e db yp r o f l iz h a o m i n a b s t r a c t w a t e rp r o d u c t i o no fo i lw e l li sap r o b l e mt h a tc a l ln o tb ea v o i d e dd u r i n go i le x p l o i t a t i o n w a t e rp r o d u c e db r i n g sl o t so fp r o b l e m s i no r d e rt oi m p r o v ew a t e rf l o o d i n ge f f i c i e n c ya n d d e c r e a s ew a t e rc u t , l a y e r s 诵ml l i g hp e r m e a b i l i t ym u s tb es e a l e d w a t e rp l u g g i n go fo i lw e l l s i sa ni m p o r t a n tm e t h o dt oe n h a n c eo i lr e c o v e r y t h i sa r t i c l ea p p l i e sl a b o r a t o r ye x p e r i m e n t s ， t h e o r e t i c a lr e s e a r c h , n u m e r i c a ls i m u l a t i o nt os t u d yt h ef a c t o r si n f l u e n c i n gw a t e r - p l u g g i n g e f f e c ti no r d e rt oi m p r o v es u c c e s s f u lr a t eo fw a t e rp l u g g i n g t h ep l u g g i n ga g e n tw a s e v a l u a t e da n do p t i m i z e dt oi m p r o v ei t ss e a l i n gc a p a c i t ya n dw a s l l i n gr e s i s t a n c et h r o u g hl a b e x p e r i m e n t s t h e r e f o r e ，t h ea g e n th a ss t r o n gp l u g g i n gc a p a c i t ya n dg o o dw a s h i n gr e s i s t a n c e t h er e s u l t so fv i s u a l i z a t i o ne x p e r i m e n t sa n dp l u g g i n ge x p e r i m e n t ss h o wt h a tg e lc a ns e a lh i 曲 p e r m e a b i l i t yl a y e r se f f e c t i v e l y , a n di t se f f e c t sa r ee v e nw e l lw h e np e r m e a b i l i t yi sh i g h e r m a t h e m a t i c a lm o d e lo fp r e a n dp o s tw a t e rp l u g g i n gw a se s t a b l i s h e da c c o r d i n gt op e r c o l a t i o n m e c h a n i c s 。f o r m a t i o np r e s s u r eb e f o r ea n da f t e rw a t e rp l u g g i n gw a sc o m p a r e dt oa n a l y s i s f a c t o r s i n f l u e n c i n gf o r m a t i o np r e s s u r e a f t e rp l u g g i n g f o r m a t i o np r e s s u r ea l o n gr a d i a l d i r e c t i o ni so b t a i n e du n d e rd i f f e r e n tc o n d i t i o n p a r a m e t e r ss u c ha sp o l y m e ra n dg e li n j e c t i o n a m o u n tp l a ya ni m p o r t a n tr o l ed u r i n go i lf i e l dw a t e rp l u g g i n g n u m e r i c a ls i m u l a t i o ni su s e d t oo p t i m i z eo p e r a t i o np a r a m e t e r sa n da n a l y s i sv a r i o u si n f l u e n c i n gf a c t o r s o p e r a t i o n p a r a m e t e r sa r eo p t i m i z e dt oi m p r o v ew a t e rp l u g g i n gs u c c e s s f u lr a t ei n c l u d i n gp o l y m e r c o n c e n t r a t i o n ，p o l y m e ra m o u n t ，i n j e c t i o nr a t e ，a n ds oo n k e yw o r d s ：w a t e rp l u g g i n g ，l a b o r a t o r ye x p e r i m e n t s ，p e r c o l a t i o nm e c h a n i c s ，f u z z y e v a l u a t i o n ，n u m e r i c a ls i m u l a t i o n 独创性声明 本人声明所呈交的论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。 尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文中不包含其他人已经发表或撰 写过的研究成果，也不包含为获得中国石油大学或其它教育机构的学位或证书而使用过 的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并 表示了诱 意。 签名： 秒夕午 乒月增日 关于论文使用授权的说明 本人完全了解中国石油大学有关保留、使用学位论文的规定，即：学校有权保留送 交论文的复印件及电子版，允许论文被查阅和借阅：学校可以公布论文的全部或部分内 容，可以采用影印、缩印或其他复制手段保存论文。 ( 保密论文在解密后应遵守此规定) 学生签名： 导师签名： 奔丘芳 年 年 乒月谚日 争玛蜷e l 砷砷 中国石油大学( 华东) 硕士学位论文 第1 章绪论 油井出水是油田开发生产过程中不可避免的问题。随着开发的不断深入，进入高含 水或特高含水开发期的油田，受地层非均质性、水油流度比的差异以及强注强采等的影 响，油藏纵向和平面非均质性更加严重，渗透率级差进一步加大，导致注入水沿高渗透 层或高渗透条带突进，油井含水上升速度加快，影响油田的采收率。因此，在高含水期 实施堵水是油井增产的主要途径。 1 1 堵水的研究目的及意义 油井产出的大量的水造成很大的危害，如：油井大量出水会引起砂岩地层胶结物中 的粘土水化膨胀、分散溶解而降低砂岩胶结强度，加重油井出砂；加快设备腐蚀速度， 对设备结垢有影响；加重采油设备、地面设备和脱水设备的负担；过多的产水必然会增 加污水处理量i l j 。 为了提高水驱采收率，降低采出流体的含水量，必须对高渗透层进行封堵。从水井 封堵高渗透层为水井调剖，通过封堵高渗水窜层段，较好地调整注水井吸水剖面，扩大 注入水波及体积并提高水驱效率。从油井封堵高渗透层为油井堵水，要求封堵高渗层后 在降低含水率的同时不影响产油量。调剖堵水都是通过提高水的波及系数来提高原油采 收率的，是提高水驱开发效果的重要手段，从而有效改善水驱状况，提高油田开发效果 和管理水平。 多年来，主要是在水井上进行调剖，油井的堵水进展缓慢，经验缺乏，到目前为止， 油井堵水目前的经验还不成套，效果还较差。水井和油井都同样影响地层，关系到产量， 过去重水井、轻油井，油井堵水还存在许多问题，例如油井堵水成功率低、堵剂的选择 不当以及注入工艺的问题等。 调研分析胜利油田一些区块现场实施的堵水措施效果之后，发现高达3 5 的井进行 调剖堵水后，效果不明显甚至变差。分析发现，高含水层也是高压层，进入的堵剂主要 不是进入高渗透层( 高含水层) 而是中低渗透层，污染地层，堵剂只是进入近井地段，所 以造成堵后产液量、产油量均下降。综合分析堵水效果差的主要原因有： ( 1 ) 堵水油井的选择仅靠现场经验或者单一因素来决定的，没有一套科学的堵水油井 的选井方法。 ( 2 ) 地层情况了解不够完全，堵剂类型与地层不配伍，堵剂注入速度以及段塞浓度与 地层不配伍，堵剂段塞设计以及注入量不合理等。 第1 章绪论 基于现场应用的需要，堵水油井的选择、堵水的施工参数需要进行优化设计。由于 每口井的情况都不相同，为了增强针对性，保证堵水措施后的效果，进行单井堵水决簧 技术的研究有重要的意义。 1 2 堵水国内外现状分析 油井出水会严重影响油田的经济效益，使经济效益好的井降为无工业价值的井。具 体表现在以下两个方面1 2 ： ( 1 ) 降低油气产量：油井见水早，造成注水井的波及系数降低，井底附近含水饱和度 增大，降低了油相渗透率引起水堵；油井出水后使非胶结性储层结构破坏，造成粘土矿 物或固体微粒迁移，使油井出砂或堵塞地层：产出水结垢堵塞地层孔隙或射孔通道；油 水乳化形成乳状液，造成堵塞；产出水加剧了h 2 s 或c 0 2 的腐蚀作用：油井出水后腐蚀 井下设备造成严重的油井事故。 ( 2 ) 增加地面作业费用：油气井出水后增大了液体密度和体积，井底油压增大，使自 喷井停止自喷转入机械抽油，增大投资费用；产水量增加，增加地面脱水的费用和带来 整个工艺上的复杂性( 集输，污水处理，环境治理等) 。 油井出水按水的来源可分为注入水、边水、底水及下层水、上层水和夹层水【3 1 。注 入水、边水及底水，在油藏中虽然处于不同位置，但它们都与油在同一层。上层水、下 层水及夹层水是从油层上部或下部的含水层及夹于油层之间的含水层中窜入油气井的 水，由于它们是油层以外的水，所以统称为“外来水 。 注入水及边水：由于油层的非均质性，油水流度比的不同及开采方式不当，随着油 水边缘的推进，使注入水及边水沿高渗透层及高渗区不均匀推进，在纵向上形成单层突 进，在横向上形成舌进，使油气井过早水淹。 底水：当油田有底水时，由于油气井生产时在地层中造成的压力差，破坏了由于重 力作用建立起来的油水平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底时，呈锥形升高，这种 现象叫“底水锥进 。其结果使油气井在井底附近造成水淹，产水量上升，产油量下降。 外来水：上层水、下层水及夹层水，这些外来水是因为油气井固井质量不高，或套 管损坏( 地层水腐蚀或盐岩流动挤压) 而窜入油井，或者是由于射孔时误射水层等使油井 出水。 综上所述，油井出水的原因可分为自然因素和人为因素丽类。自然因素包括地质非 均质及油水流度比不同；人为因素包括固井质量不合格、误射水层及注采失调。边水内 侵，底水上升，注采失调是油井见水早，含水率上升快，原油产量大幅度下降的根源。 2 中国石油大学( 华东) 硕士学位论文 “同层水”进入油井是不可避免的，为使其缓出水，少出水，必须采取控制和必要的封 堵措施，而对于“外来水”则在可能的条件下采取将水层封死的措施。 早在上世纪3 0 年代国外就开始进行调剖堵水技术的研究，我国是在5 0 年代开始探 索研究堵水的一些方法和化学剂【4 1 。经过半个多世纪的发展，堵水调剖技术已成为各主 要油田的稳产增产、提高采收率的主导技术之一，而且随着油田开发进入中后期，应用 的数量还会增加。 调剖堵水已经发展了五个阶段。第一阶段是2 0 世纪的6 0 年代，主要进行油井的单 井堵水阶段。第二阶段发展是7 0 年代发展的水井单井调剖阶段。第三阶段是8 0 年代前 期，井组注入井和油井对应堵水阶段。第四阶段是8 0 年代后期，发展为区块整体调剖 堵水阶段。到第五个阶段也就是9 0 年代，发展为以区块整体调剖为中心的综合治理阶 段，综合治理还包括，水井的增注，油井的提液，改变注采井组，调整生产层系等【5 1 。 堵水作业，其实质是改变水在地层中的流动特性，即改变水在地层中的渗流规律。 堵水作业目的是降低水淹层的渗透率( 调整流动剖面) ，提高油层的产油量。堵水具有以 下作用1 6 j ： 若在中低含水期或初含水期堵水，可以延长无水采油期： 改善驱油效果，提高驱油效率，从而达到提高油田可采储量的作用； 通过封堵高含水层，控制高含水层的产液量，从而控制了油井的含水增长，减 少了产水量，进而减少了低效或无效注入水量，提高注入水的利用率，使得在相同注水 倍数下，采出油量增加，存水率提高，耗注量减少； 堵水后，含水下降，从而降低了油井流压，增大了生产压差，增加了其它未堵 层即低含水层的产液量，增加了油井的产油量，间接地起到了改善层间关系，减缓产量 递减的作用； 对于多层合采的油井，由于其中某些层的含水达到油井开采的经济含水界限， 而不能继续开采，另一些未达到这一含水界限的层中，尚残留有可供开采的原油。通过 封堵高含水层，使得油井还可以继续开采一段时间，采出其它层中的经济合理的产油量。 调剖堵水的首要问题是要选井、选层。目前调剖堵水已经发展到区块的整体调剖， 主要发展了三种区块整体堵水调剖决策技术方案：中国石油大学( 华东) 赵福麟等研制的 p i 决策技术，中国石油大学( 华东) 陈月明等研制的r e 优化决策技术和中国石油天然气 总公司石油勘探开发科学研究院自宝君等研制的r s 筛选方法和软件系统等三套筛选决 策技术。p i 决策技术【7 1 是以注水井井口压降曲线为依据的压力指数决策技术，主要解决 第1 章绪论 六个方面问题：判断调剖的必要性；确定需要调剖的井；选择适合的堵剂类型；确定调 剖剂的用量；确定调剖周期；评价调剖效果。r e 决策技术【8 】应用模糊因子理论，考虑 渗透率、吸水剖面、注入动态、井口压降和采出程度等因素，优选调剖井和堵剂，进行 工艺参数设计。r s 优化决策系统【9 】应用模糊数学的综合评判技术，考虑油层非均质性等 的影响，具有选井、选层、选剂、调剖剂用量优化、施工参数优选等功能。这三种决策 方案已经应用于许多油田，主要用于区块整体调剖。 在油井内所采用的堵水方法可分为机械堵水和化学堵水两类【1 0 1 。根据堵水剂对油层 和水层的堵塞作用，化学堵水又可分为选择性堵水和非选择性堵水；根据施工要求还有 永久堵和暂堵。 机械堵水：利用机械方法或纯物理作用封堵水层，一般用封隔器将出水层在井筒内 卡开，以阻止水流入井内。 化学堵水：利用化学方法和化学堵剂通过化学作用封堵水层或油层的方法。 非选择性堵水：堵剂在油井地层中能同时封堵油层和水层的化学堵水。由于没有选 择性，施工时必须首先找出产水层段，并采用适当的工艺措施将油水层分开，然后将堵 剂挤入水层，造成堵塞。 选择性堵水：堵剂只与水起作用而不与油起作用，故只在水层造成堵塞而对油层影 响甚微；或者可改变油、水、岩石之间的界面特性，降低水相渗透率，起到只堵水而不 堵油的作用。当然，堵水和堵油是相对而言的，选择性堵水意为能明显降低出水量而不 严重地影响出油量，不能理解为绝对地堵水不堵油。 按照堵水施工的工艺，又可将堵水施工分为补注水泥法、单液法和双液法【1 1 1 。后两 种工艺既可使用选择性堵剂也可使用非选择性堵剂，它们既可用于油气井作业也可用于 注水井调剖。选择性堵水适用于不易用封隔器将油层与待封堵水层分开的地层。目前选 择性堵水的方法发展很快，选择性堵剂的种类也很多。尽管选择性堵剂的作用机理各不 相同，但它们都是利用油和水、出油层和出水层之间的差异来进行选择性堵水的。这类 堵剂按分散介质的不同可分为三类，即水基堵剂、油基堵剂和醇基堵剂，它们分别以水、 油和醇作溶剂配制而成。 调剖堵水最主要的技术问题是聚合物以及交联剂的段塞浓度、段塞大小、注入时机 和注入速度等是否达到最佳，而目前现场施工时仅仅依靠以往的经验来进行施工，要提 高调剖堵水的效果，就要对这些因素进行优化，首要问题就是要对堵水调剖剂的封堵机 理进行研究。因此，针对不同的油藏，大量的室内试验和数学模型的研究工作是必不可 4 中国石油大学( 华东) 硕士学位论文 少的。 为了研究堵水调剖剂的封堵机理以及封堵效果，国内外进行了许多物理实验，有微 观渗流实验、常规岩心实验以及其它的改进的岩心实验，主要研究化学剂调剖堵水引起 的渗透率下降、化学剂组分配比对交联反应程度的影响以及凝胶的流变性等。w h i t e 利 用岩心实验研究了水解聚丙烯酰胺的堵水作用机理，可归纳为：吸附理论即亲水膜理论： 动力捕集理论；物理堵塞理论。交联聚合物的封堵作用主要表现在物理堵塞上。d a w e 等人分别利用微观模型和b e r e a 砂岩岩心实验研究了聚合物凝胶堵水不堵油的原因，其 认为油水流动通道的分离可能是造成凝胶对油水相渗透率不均衡减少的根本原1 天= i 1 2 , 1 3 】。 堵水调剖决策技术以及堵后效果评价要应用油藏数值模拟。油藏数值模拟技术从5 0 年代开始研究至今，已发展成为一项较为成熟的技术，在油田开发方案的编制和确定， 油田开采中生产措施的调整和优化，以及提高油藏采收率方面，己逐渐成为一种不可欠 缺的研究手段。油藏数值模拟是- f - j 综合性很强的技术，它应用数学模型重现实际的油 藏动态，通过流体力学的方法重现油田开发的实际过程。它的基本原理是把生产注入 动态作为确定值，通过调整模型的不确定因素使计算的确定值( 生产动态) 与实际吻合。 其数学模型，是通过一组方程组，在一定假设条件下，描述油藏真实的物理过程【1 4 1 。 堵水技术经过半个多世纪的发展，实验以及理论研究已经有了显著的发展。但是应 用于现场后，由于地质情况的复杂、以及现场施工的限制，堵水措施的效果一直不是很 理想。另一方面，由于实验室的研究没有尽量模拟现场的施工作业，例如，现场堵水调 剖施工时采用三段塞注入工艺，而实验室内只是将堵剂配好后注入岩心中研究其封堵情 况，没有进行不同段塞的组合对封堵效果的影响。此外，由于目前理论水平以及计算水 平等的限制，在进行机理研究时只能建立理想的地层条件下的数学模型，而且着重研究 了堵剂注入地层后井底流压的变化，而没有详细的关于堵剂注入地层后在地层中的分布 情况的研究。因此现场施工作业时很难根据井口注入压力的变化情况把握堵剂的注入量 以及注入速度等问题，导致堵水效果不理想。 1 3 研究内容 ( 1 ) 采用现场常用的堵剂即聚合物和有机铬交联的凝胶，设计实验优化聚合物以及交 联剂的浓度，研究不同渗透率级差条件下堵剂的封堵效果，为数值模拟提供依据。 ( 2 ) 综合应用渗流力学方法，结合非牛顿流体的流变特性，研究聚合物凝胶在地层中 的渗流规律，研究聚合物凝胶注入后对地层压力的影响。 ( 3 ) 调研胜利油田水窜油井动态规律，分析现场进行堵水施工的油井失效的原因，采 5 第1 章绪论 用模糊评判的方法，综合考虑油藏渗透率、剩余储量等多种因素，优选需要进行堵水的 油井。根据上述综合研究，结合油田实际情况，形成单井堵水决策技术。 ( 4 ) 利用数值模拟理论，建立概念模型，对堵水油井进行数值模拟研究，结合实验结 果，优化不同渗透率级差条件下堵剂的段塞浓度、段塞组合以及注入速度等，为施工参 数优化提供理论依据。 6 中国石油大学( 华东) 硕士学位论文 第2 章堵水机理概述及实验研究 聚合物凝胶堵剂是现阶段使用广泛的化学堵剂，使用的聚合物有多种，如：聚乙烯 胺，聚乙烯醇，聚丙烯腈，聚丙烯酰胺，生物聚合物等，其中聚丙烯酰胺使用最为广泛。 2 1 聚丙烯酰胺简介 聚丙烯酰胺( p o l y a c r y l a m i d e ，简称p a m ) 是丙烯酰胺均聚物与其它单体共聚而生成的 高分子化学品的统称，是一种线型水溶性聚合物，属于合成类水溶性高分子。根据聚丙 烯酰胺电荷性质可将其分为非离子型聚丙烯酰胺、阴离子型聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯 酰胺和两性聚丙烯酰胺【1 5 l 。 2 1 1 物理性质 聚丙烯酰胺常温下比较稳定，为坚硬的玻璃态固体，水溶液呈清澈透明状，低毒， 具有良好的热稳定性。溶于水，不溶于除醋酸、丙酸、氯代乙酸、丙烯酸、乙二醇、甘 油之外的其它溶剂。温度过高和冰冻时易降解。p a m 水溶液的粘度和浓度近似于对数 关系，即直线关系；p a m 分子量的大小对其粘度有极大的影响，高分子量及超高分子 量( 大于2 0 0 0 x 1 0 4 ) 的p a m 具有很高的粘度；p a m 水溶液对电解质有很好的容忍性；p a m 分子链很长，能在两个粒子之间架桥，加速粒子的沉降，是很好的絮凝剂；p a m 具有 增稠、絮凝和对流体、流变体有调节作用。在2 1 0 。c ( 聚丙烯酰胺的热分解温度) 、无氧 条件下，聚丙烯酰胺的酰胺基脱水转变成腈基，在5 0 0 炭化为黑色的粉末。 2 1 2 化学性质 聚丙烯酰胺结构单元中含有的酰胺基团是氮或胺的酰基衍生物，由于酰胺基团中氮 原子的未共用电子对与羰基双键中的电子形成共轭体系，使氮原子的电子云密度降 低，与之相连的氢原子变得活泼，较易质子化，酰胺基的化学活性很高，易形成氢键， 使聚丙烯酰胺具有良好的水溶性和很高的化学活性，易通过接枝或交联得到支链或网状 结构的多种p a m 的衍生物。酰胺基水解转化为含有羧基的聚合物部分水解聚丙烯 酰胺，是一个重要的交联单体；酰胺链上引入阳离子侧基，生成阳离子聚丙烯酰胺【1 6 i 。 2 2 聚丙烯酰胺交联体系 聚合物凝胶是溶涨于液体介质中的交联聚合物网络。凝胶的性能强烈地依赖于聚合 物和液体介质这两种组分的相互作用。液体对于聚合物网络起到溶涨作用，防止其坍塌 成密实的团块，网络反过来保留液体。水凝胶是聚合物网络溶涨于水中，并且其结构中 第2 章堵水机理概述及实验研究 吸收其自身重量5 0 0 2 0 0 0 倍的水分，但是永远不会溶解于水中。凝胶是一种介于固体 和液体间的形态。随着凝胶的形成，溶胶或溶液失去流动性，显示出固体的性质，如具 有一定的几何外形、弹性、强度、屈服值等。但从内部结构看，它和通常的固体根本不 一样，存在固一液( 气) 两相，属于胶体分散体系，具有液体的某些性质，如离子在水凝 胶的扩散速率与水溶液中的扩散速率十分接近【1 7 1 。 2 2 1 聚丙烯酰胺交联体系分类 以聚丙烯酰胺为主剂的堵水剂体系有：聚丙烯酰胺无机交联体系、聚丙烯酰胺有 机交联体系和聚丙烯酰胺共聚体系。 聚丙烯酰胺无机交联体系中，选用分子量在( 2 0 - - 一2 0 0 0 ) x1 0 4 之间的聚丙烯酰胺( 一 般为阴离子型) ，按照( 2 5 ：1 ) ( 4 0 ：1 ) 的比例加入多价金属离子的配位螯合物延迟交联。 聚丙烯酰胺有机交联体系中，主要是醛基( 又称甲氧基) 与酰胺基作用，以极性键交 联，耐温性比以配位键结合的无机交联体系好。此类体系用水解度低于3 0 的部分水解 聚丙烯酰胺( 或p a m 、c p a m ) 与有机交联剂地面混合，地下成胶，达到封堵目的。聚丙 烯酰胺的分子量在( 1 0 0 2 5 0 0 ) 1 0 4 之间较好，用量为o 1 - - - 5 。有机交联剂有醛类( 如 甲醛、乙醛等) 、酚醛树脂和蜜胺树脂等，成胶温度高于无机交联体系，应加入除氧剂 等各类添加剂保持体系的长期稳定性，交联剂用量为0 1 5 0 效果最好，有机交联 后的聚丙烯酰胺胶体其耐温性能较好。 聚丙烯酰胺共聚体系通常由1 0 - 8 0 的丙烯酰胺与5 - - - 9 5 的2 丙烯酰胺基2 甲基丙磺酸钠( a m p s ) 共聚产生。共聚物分子量要求在( 1 0 0 - - - 1 3 0 0 ) 1 0 4 之间。成胶体系 中，共聚物用量为o 3 4 ，并随分子量的增加而减少。在共聚物中，a m p s 可用2 丙基酰胺基磺酸、n 乙烯基吡咯烷酮和n 乙烯基乙酰胺等来代替，其中丙烯酰胺和n 乙烯基吡咯烷酮共聚物的耐盐性能非常出色。交联体系可使用传统的多价金属离子或有 机交联体系交联，用量在1 0 0 m g l - 7 5 0 m g l ，p h 值控制在4 5 - 8 0 之间。成胶时间可 根据需要控制在7 h 一1 6 h 。共聚改性后的聚丙烯酰胺耐温性提高到1 5 0 c 。但在温度超 过9 0 时，共聚物对氧敏感，需要加入一定量的稳定剂。由硫脲、亚硫酸钠以及异丙醇 等按一定比例复配效果较好，可大大扩大其应用范围1 1 s , 1 9 l 。 2 2 2 聚丙烯酰胺交联体系的形成 含有均匀分散交联剂的聚合物溶液的表面剪切粘度随时间而变化，可假定为四个连 续的阶段：引发期，预凝胶阶段，微凝胶尺寸限制阶段，微粒胶凝固结阶段。 8 中国石油大学( 华东) 硕士学位论文 ( 1 ) 引发期 此阶段含有均匀分散的交联剂的聚合物溶液中只形成了少量孤立的微粒凝胶，聚合 物溶液的表观剪切粘度升高得非常缓慢。当交联剂尺寸小到足以自由地扩散到聚合物分 子之间时，它就可在分子之间的空间随机分布。由于大分子尺寸的降低和减少，聚合物 凝胶溶液粘度少量降低，但因偶极子的形成，分子内部的键又可大幅度提高聚合物凝胶 溶液的表观粘度。半稀释的聚合物凝胶溶液的网状交联效应可提高其表观粘度。 ( 2 ) 预凝胶阶段 在此阶段，聚合物微凝胶的尺寸主要随着微粒凝胶之间键( 结合力) 的产生而迅速增 加。在微凝胶间的搭结和缠绕开始出现，其结果是微粒凝胶溶液变成半溶解的。 ( 3 ) 微凝胶尺寸限制阶段 在此阶段，微凝胶尺寸的限制是因剪切应力导致的微粒凝胶的断裂引起的。所以在 成胶作用接近完成时，凝胶粘度有着非常明显的增加，但这种粘度增加的速度必定会因 大尺寸微粒凝胶应力断裂而急剧放慢并最终停止。当微粒凝胶增大到其内部结构为较大 的非线性尺寸时，剪切流中的微粒凝胶就要承受周围粘性流体产生的弯曲应力的作用。 ( 4 ) 微粒胶凝固结阶段 此阶段可观测到，所有的凝胶微粒都达到了最大尺寸，仍有交联剂使分子内部的交 联数量增加，从而使微粒凝胶内部结构固结。在这些条件下，微粒凝胶的尺寸将逐渐减 小。当最后没有新的交联发生时，粘度降低到极限。最终，作为断裂应力作用的直接结 果，微粒凝胶溶液处于胶态分散状态【2 0 】。 2 2 3 聚丙烯酰胺交联体系封堵机理 2 2 3 1 堵剂封堵机理 聚合物堵剂进入模型孔道后的驱替分布特征，可大体表现为3 种段塞方式：大段塞 低粘度、大段塞高粘度和小段塞高粘度。大段塞低粘度，主要作用于堵剂进入模型后的 大孔隙前缘。这是由于堵剂与孔隙表面、注入水界面产生的吸附和混溶作用，造成堵剂 粘度降低。大段塞高粘度则是前者与各相界面充分反应后的补充，因此，粘度变化不大 仍以较高粘度段塞方式向前推进。随注入压力升高促使高粘度堵剂进入大孔道周围的小 孔隙，使堵剂在部分d , - t l 隙中形成第三种段塞方式即高粘度小段塞。在相同注入压力作 用下，大孔道中堵剂段塞延伸较长，而在小孔隙中因受毛管阻力制约延伸较短，从而表 现出堵剂主要以堵塞大孔道为主，对d , - 孑l 隙堵塞甚微或基本不堵塞【2 1 1 。 堵剂注入模型后，随着注入压力的升高，大孔道中的堵剂段塞逐渐发生扩散进入部 9 第2 章堵水机理概述及实验研究 分小孔隙。堵剂段塞在向前推进的同时，由于具有一定粘度和强亲水性，致使原先以孤 岛状形式残存于大孔道和部分小孔隙中的残余油被不断驱出流向模型出口。堵剂在孔隙 中的这一渗流变化和驱替特征是聚合物堵剂分子中极性基团酰胺基( - n h 2 ) 和羧基 ( 一c o o h ) 影响的结果，当堵剂前缘进入被注入水不断冲刷的大孔道后，极易形成氢氧键 与孔道表面产生吸附作用形成吸附水膜。由于吸附水膜的膨胀改变了大孔道渗流空间， 注入水渗流阻力增加，水相渗透率降低阎。 聚丙烯酰胺交联体系它对水造成堵塞是由以聚合物凝胶的物理堵塞为主，兼有吸附 和残余阻力作用【2 3 1 。具体如下： 物理堵塞地层使渗透率下降，进入高渗区域的凝胶量多，堵塞后渗透率比低渗透 区域下降的更加明显，因此油层非均质程度降低； 部分交联体系分子及分子上的极性基团卷缩滞留在孔道中，阻碍水流动； 分子链上的极性基团与岩石表面相吸附( 如形成氢键等) ，提高了凝胶对岩石的残 余阻力，增强了堵水效果。 2 2 3 2 凝胶大幅度降低水相渗透率机理 凝胶作为堵剂被广泛应用的主要原因是它可以大幅度降低水相渗透率，而对油相渗 透率的影响较小。国内外有关专家、学者进行了长期和深入的研究，提出了多种假设。 不等比例降低油、水相渗透率机理较为复杂，其所涉及的渗流力学、吸附力学、流体力 学尚不能完全解释清楚，包括重力分异作用、润滑效应、胶体收缩和膨胀效应、润湿效 应、凝胶弹性与界面张力相互作用等，来解释这一现象。目前，关于其不等比例降低油 水相渗透率的机理仍有很多争论，主要有以下四种主流观点。 一是“流体分割性 ；触 2 4 1 ( s e g r e g a t e dp a t h w a ym o d e l ) ，s e r i g h 的流体分配假设认 为，油、水通过孔隙网络内不同的孔道流动，由于凝胶多是亲水的，优先进入水的通道， 一端吸附在负电性的孔壁上，另端伸向孔喉处，聚合物经充分水解、交联下形成凝胶， 堵塞孔隙，有效降低水相渗透率。虽有一部分也进入油流孔道，但在亲油介质中多呈卷 曲状，聚合物难以水解及交联，因此不会形成凝胶，对油相渗透率伤害小，再加上润滑 效应和湿润性改变，油可以较容易的流动，保证了油流通道的畅通。在多孔介质中，水 和油通过不同的流线( 渗流孔道) 流动，注入凝胶时大部分凝胶进入了水的流线，因此， 降低了水相渗透率，见图2 1 。 1 0 中目i * 丈学( 华东) 碰学位* 女 糜 口圈hm # “ 图2 l 1 流体分割性模型对不等比倒降低油水相漕透率的解释 f i 9 2 1 s e g r e g a t e dp a t h w a ym o d e le x p l a i n i n gd i s d r o p o r t i o n a t ep e 珈e a b i l i t yr e d u c t i o n 该理论的基础是基于湿润相与非湿润相在孔隙介质中的位置，根据a n d e r s o n 的研 究结果，湿润相优先占据最小的孔隙并与大部分的岩石表面接触，而非湿润流体占据 大孔隙的中心，“流体分割性”既表现在某一相按照自己渗流通道流动，也表现在某一 相在孔隙中的特定位置流动。在终点饱和度下，非湿润相以微球状占据孔隙中心，而被 捕集的湿润相占据岩石颗粒之间的细缝中，吸附在岩石表面，因此，湿润相的终点渗透 率小于非湿润相的终点渗透率。 l 注：( a ) 残余油饱寿| 】度r 的水湿扎隙；( b ) 束缚水饱和度下的水湿孔隙； ( c ) 注入凝腔后的水湿孔隙) 图2 2 润湿相与非润湿相在孔隙介质中的位置 f i 船一2w e t t i n ga n dn o n w e t t i n gp h a s ep o s i t i o ni np o r o u sm e d i a 二是“孔壁效应”模型口”( w a l l e f f e c t m o d e l ，由z a i t o u n 提出) ，聚合物分子在岩石 表面吸附，在孔壁上形成致密层。聚合物吸附在孔壁上主要产生三种效应：润滑效应、 位阻效应、湿润效应。润滑效应是由于覆盖在孔隙壁上的聚合物层可以便粗糙的岩石表 面变得光滑，使非湿润相( 油) 容易流动，并形成水膜，有助于油通过孔道中心滑动，见 图2 - 3 ( a ) 。 等等 第2 章堵水机目概4 及实验研宄 ? 尹。二二。、飞? 一一 ( 1j )f1 油瞩7 木雾 i f。h 。遵彩 、， 图23 聚台物吸附对油水相的影响 f i 9 23 e f f e c to fp o l y m e ra d s o r p t i o no l lo i la n dw a t e rp h a s e 位阻效应是由于孔隙壁上吸附的聚合物层引起流动截面积减少，对水流体的流动几 乎不能穿透，见图2 - 3 ( b ) 。湿润效应是指亲水聚合物的吸附可能发生在岩石表面的亲油 部分，使其变成水湿，而改善油的流度和降低水的流度，有助于油水相渗透率的不等比 例降低。例如，对于强水湿岩石，在水驱过程中，孔隙中心的残余油滴能犬幅度滴降低 水流通道的有限宽度，相反，对于油驱这个限制就不存在。因此，这种亲水聚合物层 大大降低了水的流动，而对于流过孔隙的非湿润性流体( 油相) 的流动性几乎没有影响， 可以达到选择性改善地层渗透率的目的。有报道称，分子量为1 07 道尔顿的高分子聚丙 烯酰胺在孔壁上的吸附是不可逆的，这可以保证聚合物降低水相渗透率的有效期，它可 以使粗糙的岩石表面变的光滑，并形成水膜，有助于油通过f l 道中心滑动，见图2 - 4 。 、冬! 朔咚! 乡 日_ 一侈；闷矿i n i7 谚_ q 矿p n r m fr ，。 口油口水 一岩石 口o 钫n m 拉掇u 圈2 - 4 孔壁效应援型对不等比例降低油水相渗透率的解释 f i 9 2 4w a l l - e f f e c to i ld i s p r o p o r f i o 呻t ep e r m e a b i h t yr e d u c t i o n 三是“凝胶微粒”模型( g e l d r o p l e tm o d e l ，由n i s s o n 提出) ，聚台物或凝胶在岩 石孔隙中心形战“凝胶微粒”，限制了润湿柏的流动( 相对于非润湿相) 。例如，昔虑采用 中国i 油大学( 华东) 砸学位论立 水基凝胶对油湿岩心进行处理的情况。处理前，水流过岩心时，限制水流动的只有孔壁 上的一层油膜相反，当油流过相同的岩心时，孔隙中残余水滴限制了油的流动。处理 过程中，水摹凝胶进入油湿岩心孔隙中心。处理后，在孔隙中心形成“凝胶微粒”，如 果“凝胶微粒”的尺寸与水滴的尺寸相同，油在孔隙中可流动的空间与处理前相同；而 “凝胶微粒”的存在大幅度降低了水的可流动空间这样，凝胶就能降低水相渗透率 而不影响油相的渗透率。如果“凝胶微粒”的尺寸比水滴的尺寸大，油相和水相的渗透 率都会下降。如果“凝胶微粒”的尺寸比水滴的尺寸小，油水相渗透率不等比例下降的 幅度就会降低，见图2 - 5 。 舅= 黑。彰 釜j 一 “i i i i _ 一 措艟豌 只暑罚舅暑羁 誓。警l 措旋后 f r w f o 四油口永- 油湿岩石e 口水基凝畦 国2 - 5 凝胶微粒模型对不等比例降低油承相渗透率的解释 f i 9 2 。5 e f f e c t o fg e l 。d r o p l e tm o d e lo nd i s p r o p o r t i o n a t ep e r m e a b i l i t yr e d u c t i o n 四是“孔壁效应，凝胶微粒”模型m 1 ( c o m b i n c dw a l le f f e c f f g e l d r o p l e tm o d e l ) ，“孔 壁效应”模型能够在凝胶是润湿相的情况下，对油水相渗透率的不等比例降低进行解 释，而对于凝胶是非润湿相的情况，凝胶不能吸附在孔壁上，因此，无法对油水相渗透 率的不等比例降低作出合理解释。 “凝胶微粒”模型只能在凝胶是非润湿相的情况下，才能对油水相渗透率的不等比 例降低进行解释。根据以上二个模型的各自局限，提出了“凝胶微粒”模型与“孔壁效 应”模型相结合的“合并”模型，根据适合的条件，采用相应的模型。对于水基凝胶处 理水湿岩心( 或者，油基凝胶处理油湿岩心) 的情况，采用“孔壁效应”模型：对于水基 凝胶处理油湿岩心( 或者，油基凝胶处理水湿岩心) 的情况，采用“凝胶微粒”模型。这 也解释了水基凝胶在水湿、油湿岩心中均具有d p r 效果的实验事实。 第2 章堵水机理概述及实验研究 2 3 聚丙烯酰胺交联体系性能评价 2 3 1 堵剂配方 聚丙烯酰胺为m o 4 0 0 0 ，分子量约为2 0 0 0x1 0 4 ，水解度为2 0 。交联剂为有机铬。 有机铬交联剂是一种适应性很强的交联体系，c ，离子与聚合物成胶具有强度适中、易 控制的特点。它可以适应较宽的温度范围和p h 条件，并能满足实施过程中需要不同交 联时间的要求。 ( 1 ) 聚合物浓度对凝胶堵剂成胶性能的影响 聚合物的浓度是影响堵剂强度的重要因素，实验中固定交联剂浓度为5 0 0 m g l ，聚 合物浓度分别为1 0 0 0 m g l 、1 5 0 0 m g l 、2 0 0 0 m g l 、2 5 0 0 m g l ，在矿化度为1 0 0 0 m g l 、 5 5 。c 温度条件下测定凝胶堵剂的粘度变化。实验结果如图2 - 6 所示。 图2 6 聚合物浓度对成胶时间影响 f i 9 2 6i n f l u e n c eo fp o l y m e rc o n c e n t r a t i o no ng e l a t i o nt i m e 可以看出，随着聚合物浓度的增加，凝胶堵剂体系的成胶速度加快，粘度增加。 ( 2 ) 交联剂浓度对凝胶堵剂成胶性能的影响 固定聚合物溶液浓度为2 0 0 0 m g l ，分别配制成交联剂浓度为6 0 0 m g l 、8 0 0 m g l 、 1 0 0 0 m g l 、1 2 0 0 m g l 的聚合物溶液，搅拌均匀，测定形成凝胶堵剂的粘度变化。如图 2 7 所示。 图2 7 交联剂浓度对粘度影响 f i 9 2 - 7 i n f l u e n c eo fc r o s sii n k i n ga g e n tc o n c e n t r a t i o no nv is c o s i t y 中国石油大学( 华东) 硕士学位论文 可以看出，在聚合物浓度一定时，随交联剂浓度的增加，形成的凝胶堵剂的粘度增 加。 聚合物、交联剂浓度比对凝胶堵剂成胶性能的影响 凝胶堵剂的成胶性能与聚合物、交联剂浓度比有关，合适的聚交比可以形成稳定的 凝胶堵剂，但当聚交比太低即交联剂的浓度相对较高时，形成的凝胶堵剂不稳定，且随 着交联剂浓度的增加，凝胶堵剂的粘度有降低的趋势。如图2 8 、2 - 9 所示，聚交比越低， 成胶粘度越高，但稳定性稍差，粘度随时间略有下降。 图2 - 8 聚交比对粘度的影响 f i 酡一8i n f l u e n c eo fp o l y m e ra n dc r o s s l i n k i n ga g e n tr a t i oo nv i s c o s i t y 名 刍 v 倒 婆 图2 - 9 粘度随时间的变化情况 f i 9 2 9v i s c o s i t yv a r i a t i o nw i t ht i m e 2 3 2 堵剂性能评价 堵剂挤入地层后，必须能够封堵大孔道高渗透层，堵剂性能的好坏直接影响调剖堵 水的措施效果，因而，研究影响堵剂性能的因素尤为重要。影响有机复合交联堵剂性能 的因素主要有矿化度、温度、p h 值、堵剂的热稳定性等。设定聚合物浓度为1 5 0 0 m g l ， 交联剂浓度为1 0 0 0 m g l ，进行性能评价。 第2 章堵水机理概述及实验研究 ( 1 ) 矿化度的影响 地层水中的盐份是影响有机复合交联堵剂强度和长期稳定性的主要因素之一，保持 p h 值为7 ，常温下矿化度对堵剂的影响。 表2 1 矿化度的影响 n a c l 浓度( g l ) 胶凝时间( h )粘度( m p a s ) 0 31 l1 0 0 0 0 o 5 7 1 6 0 0 0 l 4 3 8 0 0 0 1 52 55 2 0 0 0 由表2 1 可知，随着n a c i 浓度的增加，胶凝时间缩短。交联体系中含有一定浓度 的无机电解质有助于形成稳定的凝胶。 ( 2 ) 温度的影响 表2 - 2 温度的影响 t a b l e 2 2i n f l u e n c eo ft i m e 温度( )胶凝时间( h )粘度( m p a s ) 3 0l o2 1 0 0 0 5 0 53 6 0 0 0 7 035 2 0 0 0 温度升高，凝胶粘度增大，主要是因为温度升高，分子热运动增强，碰撞结合的几 率增加所致。 ( 3 ) p h 值的影响 表2 - 3 p h 值的影响 p h 值 胶凝时间( h )粘度( m p a s ) 42 5 1 8 0 0 0 5 54 7 0 0 0 765 2 0 0 0 92 11 6 0 0 0 中国石油大学( 华东) 硕士学位论文 p h 值在5 7 之间时，凝胶的粘度较大。主要是因为p h 值对交联反应的影响主要与 c r ( i i i ) 在溶液中存在状态有关。在一定的p h 范围内，c r ( i i i ) 在水溶液中可发生低聚反应，