孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究

1、孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究2009年8月25日孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究R.S.Seright摘要:堵水技术的理想情况是堵水材料能够注入任何生产井(没有层间封隔),永久降低生产井的出水量而不影响采油效率.虽然目前许多聚合物和凝胶能大幅降低相对于油相来讲的水和气的渗透率,但这些不均衡渗透率降低体系在油田现场运用中还存在许多限制.本文所考察的铬(III)一醋酸酯一水解聚丙烯酰胺cr(III)一acetateHPAM】孔隙填隙凝胶可克服这些限制.某种孔隙介质原始尼在12O一65000毫达西之间,注入某种孔隙填隙凝胶后其t.降到0.24毫达西(范

2、围在0.120.37之间).相比之下,某种贝雷岩心.在222363之间,使用某种商用相对渗透率调整剂(如悬浮凝胶颗粒)能够使其.,在较大范围内调整一一从0.75到2O2毫达西.因此那些对岩石初始渗透率不敏感的孔隙填隙凝胶可以提供较高的可靠性和使用性能.在含油量高的层段,铬(III)一醋酸酯一水解聚丙烯酰胺将脱水,进一步增加油相的渗透率.目前有多种配方均可使水相的残余阻力系数(渗透率降低因子)高达2000,而使油相的残余阻力系数()小于或者等于2.说明可找到一种较理想的凝胶,这种凝胶可以在没有层间封隔的情况下有效处理压裂井和非压裂井.提高石油产量就得降低值,从而需要铬(III)一醋酸酯一水解聚丙

3、烯酰胺在岩石孔隙结构中的渗透距离小(几英尺甚至更小),这样才能保证凝胶使油,水的渗透率不均衡降低.1引言许多聚合物和凝胶都可使水的渗透率相对油或气更大幅度地降低(Liang等人,l995年;Seright,1995年;Zaitoun等人,l998年;AlShi等人,l999年;WIllhite等人,2002年).不对产油层进行保护,聚合物和凝胶就可注入生产井,那么这类渗透率不均衡降低剂(或叫相对渗透率调整剂)就显得十分重要了(Liang等人,1993年).在处理含有裂缝或者裂缝结构的生产井时,这些聚合物,凝胶类不均衡渗透率技术具有很高的价值(Seright等人,1998年,1993年:Mari

4、n等人,2002年).人们希望这种技术在非裂缝井(即径向流入岩石或地层的孔隙中)中能够有效地降低产水量.该技术的目的就是开发出一种能在任何生产井(没有层间分隔)长久降低出水指数的堵水材料,且不严重影响石油产量.要达到这个目的,必须克服几个技术难题.本文将讨论这些问题,并用孔隙填隙凝胶(一种可以完全封堵水基孔隙的凝胶)作为一种解决方案.考察注入这些物质注入后多长时间可以恢复产量.石油科技动态第8期总第286期2不均衡渗透率降低技术的应用挑战2.1性能的变化性在不同的油田运用聚合物和凝胶处理其性能会不停地的变化.原因可能是油藏条件不同,各个井况不同,混合和注入程序也不同.但是,重要性能的变化是由于

5、体系自身引起的(Seright2002等;Pietrak等2005年).用商用渗透率调节剂进行反复试验(在贝雷岩心中进行),发现油的残余阻力系数(,渗透率降低因子)从2.7到59不等(介质的为5.9,平均值为9.7,标准偏差为13.5),水的残余阻力系数()从1.5到3l7不等(介质的为6.6,平均值为32,标准偏差为78)(Sertight,2002年).残余阻力系数变化的不可控性是可吸附聚合物和悬浮凝胶颗粒的一个缺陷.岩石成分对可吸附聚合物渗透率的降低有显着影响.另外,含有孔隙结构的岩石其成分随着位置的变化又有很大的变化,因此岩石成分的变化就会使吸附聚合物的使用性能发生较大变化.悬浮凝胶颗

6、粒(有时候也可称做弱凝胶)并不是一个连续的三维凝胶结构(Serit和Manin,1993年;Seright2008,l993,1992年).这些悬浮的颗粒有一个尺寸分布多层分散.岩石中的孔隙也存在一个尺寸分布.凝胶颗粒通过堵塞隙间喉道降低渗透率,因此凝胶颗粒尺寸和喉道尺寸比决定了悬浮凝胶的残余阻力系数.颗粒尺寸分布的变化(尤其生成不可控的颗粒的尺寸)和喉道尺寸分布的变化(地质作用引起的)都会引起悬浮凝胶颗粒使用性能的显着变化.为解决这个问题,开发了一种人工合成的窄粒径分布的微粒凝胶,这项技术正引起广泛的关注(Rousseau等人,2005年).2.2径向流时必须小于2这是成功运用不均衡渗透率降

7、低剂需解决问题中的第二个问题.例如,假设一口非压裂(即径向流)生产井只有一个水层,一个油层且中间是一个不渗透的页岩层分隔.图1(达西径向渗流方程的简单运用)表明,径向流的产能损失对残余阻力系数要比凝胶渗透半径,敏感得多.当没有限制地将凝胶注入地层(即没有层问分隔的情况)时,为防止产能大幅下降,油相的残余阻力系数必须低于2(Liang等人,1993年;Seright,2008年,1988年).以前的观点认为凝胶在水相中的残余阻力系数应该高于20,见图1(这个选择值看起来稍微有点武断,但从图l可以看到其具有一定的指导价值).正如上述提到的要使油相残余阻力系数小于2有一定的困难.2.3渗透率与的相关

8、性第三个问题是残余阻力系数和孔隙介质的相关性问题.对于吸附聚合物和2o09年8月25日孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究悬浮凝胶颗粒而言,阻力系数和残余阻力系数升高,渗透率下降(Seright,1993年,l992年;Vela等人,l976年;Jennings等人,1971年;Hirasaki和Pope,1974年;Zait0un和Kohler等人,l988年).换句话就是,这些物质对低渗透率岩石的伤害要大于高渗透率的岩石.虽然聚合物和凝原油生产室11O1残余阻力因子,图1径向流的流体流动耗损情况胶能够在高渗透率岩石中渗透得更远,但根据影响的等级,聚合物和凝胶还是可能会伤害井中的注入或生产剖

9、面(Liang等人,1993年;Seright,2008,1988年).3问题解决方案3.1可变性残余阻力系数变化是第一个需要解决的问题.这种变化是由于颗粒分布的不可控性以及岩石成分变化对吸附聚合物和悬浮凝胶性产生影响而引起的.根据渗透率降低机理,在更好控制的条件下,这种性能的变化可能缓解.例如,在水基孔隙中均匀的填充凝胶,渗透率的降低可以由流'ft流体必须通过凝胶区流入裂缝的等效阻力(以在未处理区渗透的距离表示)油区:1ft×10=10R水区:lfl×100O=1000ft图2凝胶限制了水向裂缝的流动石油科技动态第8期总第286期体自身进行控制(至少可以调节水相)

10、.如果凝胶对水的渗透率远低于孔隙介质的渗透率影响,那么渗透率降低的变化就对岩石成分,孔隙尺寸和孔隙尺寸分布不敏感了.3.2线性流和径向流比较第二个难题取决于处理问题的类型.我们的工作表明,不均衡渗透率降低技术目前在处理裂缝或者类似裂缝结构时具有很好的效果(Serit等人,1998,1993年;Mn等人,2002年).若允许凝胶泄漏一段很短的到裂缝面的距离(在控制之下),并且如果凝胶提供可预测的残余阻力系数,就可以极大地阻止水进入裂缝,使油气产能的降低达到最小.这个过程并不需要凝胶提供足够低的残余阻力系数,只需使水的残余阻力系数比油相残余阻力系数足够高就可以了.图2就是一个概念理想模型.假设一个

11、裂缝层将油层和水层贯穿;注入凝胶后,凝胶从裂缝到两个层段的漏失距离相同,均为l英尺(因为两个区域的渗透率相似).同时假设和凝胶接触的岩石使油的渗透率降低1O倍(即在油层中=lO),使水的渗透率降低1000倍(即在水层中=l00O).一旦油井恢复生产,油必须流经相当于1O英尺的岩石距离(即1O×1英尺)才能穿过凝胶障碍段流入生产井.这个水平的阻力不会严重影响石油产量.另一方面,水必须流经相当于1000英尺的岩石距离(即10O0×1英尺)才能穿过凝胶障碍段进入裂缝段.这就额外增加了水的流动阻力,从而降低产水指数.与此相反,对从井流入多孔岩石的径向流动来说(即非裂缝生产井),油的

12、残余阻力系数()必须小于2(Liang等人,1993年;Seright,2o08年)(见图1).一般情况下,我们并不期望如铬(III)一醋酸酯.水解聚丙烯酰胺这样的孔隙填隙凝胶能够达到上述值,而是希望孔隙填隙凝胶对水和油都产生很高11O1OO注入的孔隙体积图3在贝雷岩心注入凝胶后水和油的渗透率O001,=三;n渗透率鼋达西2009年8月25日孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究的残余阻力系数.但我们目前的研究表明如此低的是可以得到的(Serint,2OO6年).如,注入凝胶以前油的渗透率为5O8毫达西,水的渗透率为120毫达西.注入铬(III)一醋酸酯.水解聚丙烯酰胺(0.5,t%HPAM,0

13、.O417,vt%Cr(III)acetate)后,快速注入盐水时渗透率稳定在O.17毫达西(图3中的空心点部分)表明水的残余阻力系数为7O6.另外,注入凝胶后注入油(十六烷)(见图3中的实心点部分),渗透率在l00孔隙体积(PV)过程中逐渐增加到105毫达西表明油的残余阻力系数只有4.8.因为在l00Pv时(见图3),油的渗透率还在上升,因此油的残余阻力系数还可以更低.(本文中的浓度均为质量百分数;聚合物均为粉末状;商用相对渗透率调节剂现场配置浓度;所有实验都在4l下进行;岩心直径为3.8厘米,长为15.2厘米;在指定的数据和图表下,岩心试验的压力梯度固1.一一.一一一验垂嘴I二/,1在聚乙

14、烯岩心孔f,'I隙中有相似的结圭伯注油,一-I翥着蔷.+:一l8100毫达西.注入m,.;一;一一一一I水解聚丙烯酰胺注入油的孔隙体积用的凝胶相同),图4在多孔聚合物岩心中注入凝胶后水和油的渗透率石油科技动态第8期总第286期值(Serighl和Martin,1993年;Serit,2008,l993,1992年).因此,可以用孔隙填隙凝胶来克服限制不均衡渗透率降低技术应用的一些主要问题.4注入凝胶后水的渗透率4.1与初始岩心渗透率和岩心材料根据前面的分析,我们进行了几组试验来优化孔隙填隙凝胶铬(III).醋酸酯.水解聚丙烯酰胺的不均衡渗透率降低效果.指标之一就是要确保水的残余阻力系数

15、(.)相对较高.径向流情况下,图l表明.,值高于2O.线性流(裂缝井)情况下,值就需要更高了(见图2).因此,试验就是要确定孔隙填隙凝胶是否能够提供可靠的.,和.第一组实验中(均在4l下进行),低流速下孔隙凝胶可使所有孔隙介质中的.下降能够反映凝胶对水的固有渗透率.表1中,前面六个试验向残余油(十六烷)饱和岩心中注入铬(III).醋酸酯一水解聚丙烯酰胺凝胶O.5叭%HPAM(分子质量约为5×10道尔顿);水解程度为510%,0.04l7%Cr(III)一acetate,l%NaCl,O.1叭%CaCl2,关井三天成胶,接着在固定压力梯度下注入盐水(1%NaCl,O.1,vt%CaCl

16、2).岩心材料的初始渗透率在746到15270之间,包括贝雷岩心,熔融硅和多孔聚乙烯.在残余油饱和度()处,凝胶置换前的.,值范围从l2O至6500毫达西.前六组注入凝胶后处的,平均值为0.24毫达西(±0.O84毫达西),且和岩心材料的初始渗透率没有明显关系(见图5中的实点部分).这些结果支持了我们以前的发现,即孔隙填隙凝胶能够将所有的多孔介质渗透率降低到一个值,该2009年8月25日孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究值能反映固有的凝胶水渗透率(Sght和Manin,1993年;Sght,1993,1992年).另外,贝雷岩心的,在222到363毫达西之间,目前的商用渗透率调节剂

17、(弱凝胶)(含0.18叭%聚合物),在0.75到202毫达西之间(图5中的空心点部分,Seri曲t,2002年).因此,对岩心初始渗透率不敏感的孔隙填隙凝胶性能十分可靠.图5显示的试验中,贝雷砂岩与多孔聚乙烯具有相似的孔隙尺寸,孔隙尺寸分布,孔喉尺寸,孔喉尺寸分布(Seringht等人,20O2,2O06,2O08年).孔隙平均直径为45,其中半数以上体积的孔隙直径大于3O,小于6O(Seringht等人,2002,2006,2O08主100注入凝胶或聚台物前存在饱和残余油时的竞,俐图5孔隙填隙凝胶和悬浮凝胶的变化年).孔喉直径只有这些孔隙直径的四分之一.贝雷岩心的化学成分为:93.3,vt%

18、二氧化硅,3.86州%氧化铝,0.1l州%氧化铁,0.54州%氧化亚铁,0.25%氧化镁和O.1%氧化钙.当然,多孔聚乙烯岩心由聚乙烯组成.对于图5中使用的的相对渗透率调节剂或弱凝胶的颗粒尺寸以及尺寸分布是未知的14.2残余油饱和度对t.的影响表l中的试验7.9和14.16列出了相同凝胶浓度(0.5叭%HP)下孔隙介质没有残余油饱和度(即岩心注入盐水前已经被凝胶饱和)的试验结果(没有残余油的例子反映了实际情况下没有油存在时裂缝导致含水层出现).这六个例子和前面六个例子有很大的不同(注凝胶后.,仅有O.043±0.047毫达西).更重要的是在不含残余油时,注入凝胶后的比含残余油时的情况

19、低.为什么存在残余油时水的渗透率会更高呢?有几个可能的原因:第一,盐水流经凝胶时发生突破或者分流;由于残余油在孔隙中分散,突破凝胶薄膜(油相小液滴引起)远比突破一个连续的凝胶区块容易.但这个突破机理和孔隙尺寸有极大关系.在大孔隙和高渗透率介质中显然比在小孔隙和低渗岩石中更容易突破.通OOO仲,良存在饱和残余油注入聚合物或凝胶后的石油科技动态.第8期总第286期常我们并不能发现初始岩心渗透率增加时注入凝胶后的明显,趋势(表l中1.6项).试验12(初始渗透率为98毫达西,存在残余油时,为31毫达西)注入凝胶后的.,值(O.007毫达西)比试验1.6低.试验9.12(O.0l到O.007毫达西),

20、该组试验中发现初始残余饱和度对注入凝胶后的置,没有明显影响.另一个可能的原因是盐水在凝胶和孔隙介质中开辟了另一条流道.但是,新的流动通道(.,更高)使渗透率升高(降低凝胶一岩石的接触面积),增加岩石表面的亲油性能.聚合物岩心(试验14到16)注入凝胶后的.,值比贝雷岩心(试验7到9)高可以说明这一点.可能的原因是水的突破力在凝胶和残余油中占主要地位,必须通过试验来证实这个观点.4.3.和聚合物浓度关系在一些现场应用铬(III)一醋酸酯.水解聚丙烯酰胺(Seright,l999年)的情况表明,凝胶对水的初始渗透率()和聚合物浓度的三次方成正比方程1确定了盐水流体突破铬(III).醋酸酯.水解聚丙

21、烯酰胺区的情况,压力梯度必须小于凝胶被破坏时的值(Seright,1999年).,=0.125/c(1)使渗透率不均衡降低的办法之一就是控制凝胶对水的初始渗透率值.因此,需考察凝胶随其浓度变化的使用性能变化.试验9到l1使用的三个贝雷岩心用不同浓度的铬(III).醋酸酯.水解聚丙烯酰胺进行饱和,其中HPAM的浓度分别为0.5%,0.4%和O-3,Vt%.(聚合物/铬.醋酸酯比值维持在12:l,州%.)贝雷岩心直径大小相同,其渗透率(凝胶注入前)却不同,从40到274毫达西不等.有一种技术可以使铬(III).醋酸酯.水解聚丙烯酰胺在贝雷岩心中形成孔隙填隙凝胶.该技术包括在注入凝胶前先用含有0.1

22、2,vt%的铬(III).醋酸酯进行冲洗.该过程使岩心中的铬饱和,从而使注入凝胶后铬的损失量最小.在这个过程中,贝雷岩心中并不能完全形成凝胶层,即使凝胶层形成也并不能完全填隙岩心中的孔隙,因此孔隙填隙凝胶的概念和目标将会受到影响.成胶后,盐水流动(压力梯度58f/)时,.,值分别为O.01,0.0l9,0.055毫达西.对于含有O.5%的凝胶而言,试验9中0.O1毫达西的渗透率与试验7和8的渗透率0.0l5,O.005毫达西相似,表明试验结果可以再现.但这些结果比方程1预测的结果低.产生这种偏差的原因是孔隙体积不同.试验9到l1中,注凝胶后的,值分别为0.0l,O.0l9和0.055,而预测值

23、分别为0.Ol,0.Ol92009年8月25日孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究和O.046(在含O.5,vt%HPAM情况下,O.O1毫达西的误差是允许的).表l中的试验12和13是一组比较试验,低渗透的贝雷砂岩岩心注入凝胶以前存在残余油.含0.3Wt%HPAM的凝胶(试验13)在凝胶后的渗透率值.,是含0.5,Vt%HPAM凝胶(试验12)的13倍.另外一组比较试验中,表1列出了试验17的结果.试验l7中的凝胶含0.125叭%黄原胶(Mw:22.5×1O道尔顿,4.5wt%丙酮酸盐),O.0l25,vt%Cr(III)-acetate,1wt%NaCl,O.1叭%CaCl2.加

24、入交联剂以前,对黄原胶溶液进行过滤,以去除多孔材料的碎片.黄原胶孔隙填隙凝胶聚合物浓度比HPAM孔隙填隙凝胶聚合物浓度低.向3.2达西聚乙烯岩心(无残余油)中注入铬(III)一醋酸酯.黄原胶凝胶,压力梯度保持在24.5psi/R(温度41),注入盐水后.,很快稳定在0.23毫达西.将该值与试验14的0.06毫达西,试验16的0.14毫达西进行比较(在多孔聚乙烯岩心中凝胶含O.5,Vt%HPAM).因为试验l7中的聚合物浓度比试验l4和l6的浓度小四倍,试验17注凝胶后的,有可能比试验14和16的.,高64倍.将试验17和试验11进行比较(往贝雷岩心中注入含0.3%HPAM的凝胶后其.,为0.O

25、55毫达西),由于试验l7中聚合物的浓度比试验1l的浓度小两倍,试验17中注入凝胶后的.,有可能比试验1l的.高l3.8倍.从这些比较可以发现,注入铬(III).醋酸酯一黄原胶后.值明显要比铬(III).醋酸酯.水解聚丙烯酰胺的低.这个结果反映了方程1在估计注凝胶后七值方面的局限性.因此,试验l7注凝胶后的比在没有残余油情况下注凝胶后的缸.值高.4.4.,是否足够高?通常,在水层径向流情况下,残余阻力系数至少在20以上(见图1).表l是否能够反映这种情况呢?注凝胶后t.,最高为0.37毫达西.根据水残余阻力系数定义(即注凝胶前后渗透率的比值),如果注入凝胶前渗透率大于7.4毫达西,.,必须大于

26、20.许多工程师和地质学家(包括作者)都认为,若油藏的原生渗透率低于2O毫达西,裂缝或者裂缝结构是使流体流向井眼的关键因素.这样,在径向流情况下应用凝胶可以提供较好的当采用图2中的方法处理裂缝时,那么表l中注凝胶后的墨,值是否可靠?流体流入裂缝中造成的产量伤害()可用方程2估计:/.,/(+)(2)/D其中,是聚合物或凝胶的漏失距离;是有效流动距离.在凝胶处理前收集数据,用方程3估计值.石油科技动态第8期总第286期4其中,是生产和关井压差,是渗透率,是产层高度,是控制流体的粘度,是流动速率.从方程2中可以发现,若产水指数降低50%,则必须.若为100英尺,至少为20;若为5英尺,至少大于10

27、0.注入凝胶后为0.37毫达西(见表1),或者注入前.大于7.4毫达西,那么有可能大于2O.如果注入前,至少达37毫达西,那么就要大于100.这些计算结果表明,凝胶可以有效地降低线性流或径向流的出水量问题.但不是在所有的情况都有用.有效地应用这些凝胶必须在已知岩石渗透率的情况下且保证凝胶有足够的渗透距离.如,得克萨斯西部许多白云岩裂缝油藏岩石渗透率接近l0毫达西.如果注入凝胶后为0.24毫达西(表1中试验l到6),可以获得较好的凝胶漏失距离(即>O.24英尺),从而使产水率下降超过5O%.同样,如果注入凝胶后为0.007毫达西(表1中试验l2),更小的漏失距离就可达到同样的效果.

28、大分子凝胶的漏失距离将发生变化,尤其是将高分子量的凝胶渗透到致密地层.不同配方(如低分子量,高浓度的聚合物体系)都需要考虑这些因素以便更好地在现场应用.另外的工作就是确定在低渗透率岩石中注入凝胶后的足值.5注入凝胶后的油渗透率渗透率不均衡降低技术的关键就要确定能够使水的渗透率降低比油的渗透率降低幅度大的条件.前面一部分考虑的是水的残余阻力系数是否足够高.这一部分将考虑油的残余阻力系数是否足够低.同时考察注入凝胶后含油区域需多久才能恢复产能.5.1来自以前工作的概念以前的工作(Wi1mite,2002年;Seright等人,20O2,2006年)表明,凝胶在注入过程会脱水,因此导致渗透率的不均衡

29、变化.尽管油不能加入凝胶的填隙空间,但是由于油产生的压力可以迫使水流入并离开凝胶.在这个地方凝胶脱水压缩,油指进或形成溶洞通道.这些溶洞随时间变大(在压力的作用下,整个凝胶结构不断脱水),逐渐增加对油的渗透率(图3和图4中实心点曲线).注凝胶后,在油流经凝胶孔隙填隙岩心时,其时间和产能关系的特性表明需要一段时问来清洗恢复产油效率(Serit,2006年).注入过程中不保护产层时生产井中聚合物或凝胶必须向油区渗透一段距离.油井恢复生产后,石油能够经过凝胶区到达井底,但需要一段时间.以前的研究表明,清洗时间与聚2009年8月25日孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究合物或凝胶渗透距离的三次方成正比

30、,与压力降成反比,与凝胶处理区域的.,成反比(Seright,2o06年).最后的发现(即清洗时间与凝胶处理区域的缸.,成反比)说明现有的方法可以实现渗透率的不均衡降低.油流流动过程中,更高的,值脱水和清洗速度更快.相反,更低的.,值限制了水的流动.因此,合适的盔.,值能够实现最大限度的渗透率不均衡降低.表l中的多个试验在注入凝胶后(试验1到6注入黄原胶,试验7到l7注入Soltr0l130M)注入石油,并确定.值.表2列出了这些试验中油的渗透率.在以前的文章中(Serit,2006年),我详细地讨论了注入凝胶后的油渗透率恢复情况,其和产能,包括压力梯度(上限为l00f/)在内的几个变量,HP

31、AM浓度(O.3到0.5w%之间),是否有残余油,孔隙结构(贝雷岩心,熔融二氧化硅,多孔聚合物岩心以及石英砂填充岩心),成胶聚合物类型(H或黄原胶)之间的关系.5.2是否足够低径向流情况下,油的残余阻力系数必须小于2,以减缓聚合物或凝胶对含油区域的伤害.用孔隙填隙凝胶能否获得很低的值?表2中的第七栏和第八栏列出了每种情况下最终的和值.这些值都是在注入100PV油后测得的.最低的为1.2.在些试验中有五个试验注入凝胶后水的残余阻力系数大于210o而最终的却小于或等于2(见表1和表2中试验7,8,l0,11和石油科技动态第8期总第286期l6).这些试验中H1)AM浓度在0.3到0.5之间.正如前

32、面所述,凝胶驱替过程中,在油层没有保护的径向流情况下,必须小于2.因此,我们有理由相信,可以找到一种方法,可在不进行层间分隔的情况下对裂缝井和非裂缝井注入一种可靠的凝胶,使渗透率不均衡降低.在线性流情况下(含裂缝的情况),主要要求就是凝胶使水的渗透率下降幅度要大于油渗透率下降的幅度.表2的最后一栏列出了的比值.比值范围从147到64800之间.在渗透率较好的介质中这些是可以接受的.但随着裂缝或裂缝结构地层中介质渗透率的增加,很难出现和前面一样的问题.在致密岩石中需要较高的.值.如前面所述,若在处理裂缝井时值太低,凝胶的渗透距离将十分大,而且凝胶的使用量也会增加,但在致密岩石中聚合物基凝胶不能渗

33、透很远,这就限制了其应用(Vela等人,l976年).试验10是一个较成功的例子(在渗透率为40毫达西的贝雷岩心中用含0.4州%HPAM的凝胶),其.:2l1O,:2.O,:105O.在裂缝或非裂缝情况下,这个值是可以接受的.上述值是在40毫达西的岩心中测得的,我们相信可以找出一种凝胶可以在无层间分隔的情况下既处理裂缝井又处理无裂缝的井.6清洗含油区域的速度如何?6.1以前的方法:Serit(2OO6)的文章阐述了如何估计注入凝胶或聚合物后含油区域恢复采油的速度情况.用简单的流度比模型估计注入凝胶后裂缝井或非裂缝井需要的清洗时间.传统的相对渗透率方程(式4和式5)如下:=)在用凝胶处理的区域,

34、径向流和线性流情况相似,恢复产量的时间相似,与渗透率距离的三次方成正比,与压差成反比,与凝胶处理区域在,下的成反比,对最终,下的不敏感.尽管在下的(注凝胶后)对清洗时间不敏感,但对恢复油的原始产能有很大的影响.在渗透距离足够大的情况下,用经验公式6能很好地反映模型的结果.公式6预测了可恢复的产能水平(q0il/q.d),它是时间t(天),凝胶在孔隙介质中的渗透距离(英尺),凝胶处理后水的渗透率(毫达西),压差(psi),流体粘度和的函数.20o9年8月25目孔隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究?81?g=(2/万)arctan姚(6)6.2新方法Seright(2O06)提出的方法和公式6均假

35、设石油采收率由凝胶对水的初始渗透率决定.这忽略了一.一P曲线的局部形状(图6.图l3,seright,2006).接下来,分析这些曲线形状对清洗时间有何影响.在这些曲线中找到了个好的回归方法.表3中8到lO栏列出了与数据方程有关的回归参数.=+(JF)(7)这个应用的基础是新模型.表3的最后一栏列出了达到最终值50%时的时间(即估计的清洗时间).为了方便比较,表3中的第二栏到最后一栏列出了以前模型计算的时间(Seri曲t,2006年).新方法比老方法考虑更详细,而且除了熔融二氧化硅岩心外其它都很接近试验测得的值(表3中的最后一栏).表3一恢复l最终值的50%时真实值和预测值比较岩心特性试验编号

36、12456789'0''2'S617FusedsIIIcaFsedslIIcaPyethyeneP.lyethyIeneP翻yethylene8ereaBIea8eaBere砉8e傅aBefeasandDackP0IyethylenePolyethyIene初始残余油是压力梯度岩尘(md)否饱和?(psl长度(嘞74818202390S40Oe53O1527O358389oo4O27雌988.1OO2O3.2o0YesYesYe8YesYesYesN0NoN0NoNOye搴NONoNOO.2S6O231O,244O238O245O2560438O462OO4O.

37、1O40O4O'04040SO229O245注凝胶后d)O17023O1232O24O37OO1500O5O.OtO0190.os5O70O29O140,23813'7280籍825O2喀4O.O5O183O22O.45O1O.'3220743HOS2O.73O.72O.72Ol88O.89O.8612611O.8eO.g'.172O,88Og56O.923O072O971O997O991O,94'O'955O978O,9B5O9O9B8O996O鲁47O992磊譬吴真实值O370,O8O90.84122'622557.284449594

38、2525老梗型O.140.13O,80O3O,14O2845813922O.731842O.4O.54新梗型0.4O063.5O24O68.63303631O2'O25.9'O8'294.52O6采用表1中试验1的参数,可用图6来比较两种模型,发现两种模型均为凝胶在孔隙介质中渗透距离的函数.老模型中,饱和指数w和0均为2;为0.3;为0.3;.,(注入凝胶后残余油饱和)为0.17毫达西;(注入凝胶和l00Pv油后的最终值)为104毫达西:油粘度为3.34cp:水粘度为1cp.在新模型中,为0.17毫达西,B为13,n为0.52.在既定渗透距离情况下,新模型预测的清洗时间

39、是老模型预测时间的2.5倍.在图6的情况下,新模型表明凝胶的渗透距离必须小于4英尺,这样清洗时间才有可能小于4天.在新模型中,清洗时间随渗透距离的二次方增加.相反,Seright(2006)的文章指出清洗时间是随渗透距离的三次方增加的.仔细挑他伯姻垤住住心料一伯岩材晰石油科技动态第8期总第286期分析以前的研究会发现清洗时间与渗透距离的关系明显受饱和指数以及渗透距离的影响.试验结果和两个模型预测结果都表明,清洗时间明显受刚注入凝胶后七值大小的影响.所以,注入凝胶后有三种方法可以加速清洗时间:限制凝胶向岩石的孔隙渗透,减小渗透距离(即渗透距离只有几英尺);加大井底的压差;增图6新模型和老模型预测

40、清洗时间比较加注入凝胶后的.值.前两种具有较高的实践价值但程度不好把握.我下一步的工作将致力于第三种选择:找出一种凝胶,注入这种凝胶后红可处在一个较高的值并保持稳定.6.3可靠性聚合物或凝胶在油田现场应用的关键就是聚合物或凝胶性能的可靠性和再现性.图5和表1的第九栏表明,孔隙填隙凝胶可在不考虑孔隙介质特性的情况下使,保持在一个较低的值.从表2第八栏可以发现,尽管孔隙填隙凝胶不能使低于2,但可一直使保持在一个很低的值,以保持较高的产量.如果凝胶向岩石孔隙渗透的距离较小,那么渗透距离将不会是个问题,因为清洗时间也加快了.但若凝胶的渗透距离适中(即好几英尺),距离变化就要考虑了.在特定孔隙介质下,曲

41、线十分相似(见Serit,2006年,图6.图lO).因此,在既定的油田,清洗时间是可以控制的.但孔隙介质不同时,可以看见的区别(见Seright,2006年,图12),这样在不同油田注入凝胶后清洗时间就可以预测.恢蔓到最终产量的需要的时间,天2009年8月25日孑L隙填隙凝胶渗透率不均衡降低技术研究7油流动后二次注水表2描叙了油流动试验后再次注水的情况.在所有情况下,水的渗透率都能很快稳定.表4的第四栏列出了这些试验中的.,值.表4的最后一栏将.,转换成残余阻力系数(试验7到l1和试验14到17两组,由于注入凝胶前没有计算存在残余饱和分布时的,值,这样就需要用岩心初始水渗透率来计算).表4中

42、试验l到5二次注水后的很低,仅在0.22到1.17毫达西之间.多数情况下,这些值比注入凝胶后的首次置.,高(表1),但相对仍然很低(表2).Seright(2O02,2O06)的文章可以解释这一点(还解释了高残余油饱和度).表4中试验6到17表明,二次值比注入油前的值低了126到29400倍(比较表1和表4最后一栏).因此,这些试验中大量的注油对凝胶造成了实质性伤害.但这些试验中的伤害比试验1到5的伤害小得多.试验1到5在注入凝胶时存在残余油.同时,试验1到5的二次.,值要比没有注油前的.,低好几倍.表4一注凝肢后二次注水后的最终和初始J(廷墼壁奠残余油凝胶中台圳压力梯度二,尖k二,文注水后试验编号岩心材料饱和时的(m)酚簦菇j"j一(md)_.1Berea7451205碡O1.11082FsesIIca1.82O447O+S3OO.2妻2O3Fsi童dsllea2.39O64O0510O3S,83O4p0IyethyIe轴e6.40o4,81OO51OOO.745OO5PoIetbyene9.53O5,860O.53O1.175,f)o86P0lethyee1527O65OOO.51O1068.37Berea3S6O53.742器588erea389