选堵剂对油水的封堵能力

大　庆　石　油　学　院　学　报　第３Ｏ卷　Ｖｏ１．３０　第４期　Ｎｏ．４　２００６年８月　Ａｕｇ．２００６　ＪＯｕＲＮＡＩ　（）Ｆ　ＤＡＱＩＮＧ　ＰＥＴＲＯｌ　ＥＵＭ　ＩＮＳＴＩＴＵＴＥ　选堵剂对油水的封堵能力　万家瑰　，范振中　，王希涛。　（１．大庆石油学院机械科学与工程学院．黑龙江大庆　１６３３１８；　２．大庆石油学院石油工程学院，黑龙江大庆　１６３３１８；３．大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江大庆１６３５１４）　摘要：选择了阳离子聚丙烯酰胺类选堵剂．岩心模拟实验表明，对于不同渗透率的岩心，该堵剂的堵水率大于　８５　，堵油率在２Ｏ　左右，具有良好的选择性；通过实验，对岩心的选堵机理进行了分析，选堵剂在岩心内的吸附与滞留　是引起岩心渗透率下降的主要原因；水基选堵剂凝胶液优先进入含水的通道，在含水的通道内形成凝胶，从而堵塞岩心　的孔道，因此多孔介质中油水通道的分离在渗透率下降不均等中起主要作用．　关键词：选择性堵水；选堵剂；堵水率；堵油率；堵水机理　文献标识码：Ａ　文章编号：１０００—１８９１（２００６）０４—０１０６—０４　中图分类号：ＴＥ６２６．９　油井出水是油田生产中遇到的严重问题之一ｌ＿ｌ。］．当油水层明显分割，且层内无窜槽，可选择非渗透　性的永久堵剂封堵水层；当油水同层时，只能使用选择性堵剂进行堵水．文献Ｅ３］指出，水基凝胶对水相渗　透率的降低大于其对油相渗透率的降低．对于选择性堵水的机理，一些作者提出了不同的观点　，对渗　透率降低不均等的机理进行了推测，这些理论主要考虑了水基凝胶易于流过水通道而难于流过油通道，而　未分析岩心性质对选择性堵塞的影响．笔者利用室内研究的选择性堵剂和岩心驱替实验，推测选择性堵　水的机理．　１　实验　１．１配方及仪器　原料：阳离子聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ，大庆炼化公司生产，工业品，相对分子质量为７００万，水解度为　１５　，阳离子度为２Ｏ　）；木质素磺酸盐（Ｃａ—ＬＳ，吉林图们化工有限公司生产，工业品）；交联剂（质量分数　为７Ｏ　）；ｐＨ值调节剂（一种生物碱，质量分数为９Ｏ　）；天然岩心（取自宋芳屯油田芳３井，岩心尺寸为　２．５　ｃｍ×５．０　ｃｍ，抽替，烘干，备用）；人造岩心（３０～５０　ｂｔｍ的酸洗石英砂，加入质量分数为５　的固化剂，　在１０５℃下固化，岩心尺寸为２．５　ｃｍ×５．０　ｃｍ）．　配方：ｏＪ（ＨＰＡＭ）为０．６　ｔ０．８　，ｏＪ（Ｃａ—ＬＳ）为２．０　～３．０　，ｏＪ（交联剂）０．５　～０．７　，ｏＪ（ｐＨ调　节剂）为０．２　ｔ０．４　．在此配方下，选堵剂的成胶时间为８～１２　ｈ，表观黏度为４Ｏ～７０　Ｐａ・Ｓ．　仪器：ＲＶ２型旋转黏度计、电子控温水浴锅、可调电动搅拌机、岩心流动实验装置、填砂模型等．　１．２不同表面润湿性岩心的制作　岩心柱的直径为２．５　ｃｍ，长度为４０　ｃｍ，填充物为直径３０～４Ｏ　ｂｔｍ的石英砂．采用４种充填形式：（１）　全部为石英砂，作为水润湿体系；（２）质量分数为３Ｏ　的石英砂表面经硅油处理，具有一定的亲油性质；　（３）质量分数为７Ｏ　的石英砂表面经硅油处理，具有较高的亲油性质；（４）全部的石英砂表面经硅油处理，　作为油润湿体系，其水测渗透率为（３００～３５Ｏ）×１０　ｂｔｍ　．　１．３　油、水润湿特性体系岩心的制作　使用填砂模型，岩心柱的直径为２．５　ｃｍ，长度为４０　ｃｍ．采用２种充填形式：（１）填充物为直径３０～４Ｏ　收稿日期：２００５一Ｏ８—２９；审稿人：卢祥国；编辑：关开澄　基金项目：黑龙江省科技攻关项目（ＧＣ０５Ａ４１２）　作者简介：万家瑰（１９７０一），女，硕士生．工程师．主要从事油田化学方面的研究　・　１Ｏ６・　维普资讯 http://www.cqvip.com

第４期　万家瑰等：选堵剂对油水的封堵能力　／＊ｍ的石英砂，石英砂先用乙醇浸泡２４　ｈ，在１０５℃下烘干；再用质量分数为１Ｏ　的盐酸淋洗１０　ｍｉｎ，用蒸　馏水冲洗，在１０５℃下烘干，作为水润湿特性体系．（２）填充物为直径３０￣４０／＊ｍ的聚四氟乙烯干粉，作为　油润湿特性体系．　１．４残余阻力系数ＲＲＦ的测定　油和水的残余阻力系数（ＲＲＦ。和ＲＲＦ　）是凝胶处理前后岩心渗透率的比值ｌ＿６ｊ，其测定方法：　（１）首先用油饱和岩心；（２）以０．５　ｍＬ／ｍｉｎ的速度注入质量分数为２．０　的ＫＣｌ溶液，直到岩心出口　端不再出油；然后控制注入压力不变，在稳定状态下测定岩心堵前水相的渗透率Ｋ　；（３）注入油，用上述　相同的方法测定岩心堵前油相的渗透率Ｋ。；（４）注入凝胶，在４Ｏ℃下，养护时间４８　ｈ，使其成胶；（５）以０．１　ｍＬ／ｍｉｎ的速度注入质量分数为２．０　的ＫＣｌ溶液，并当注入压力基本稳定时，控制注入压力不变，在稳　定状态下测定岩心堵后水相的渗透率Ｋ　；（６）注入油，测定岩心堵后油相的渗透率Ｋ。　．（７）油和水的残　余阻力系数分别为ＲＲＦ。一Ｋ。／Ｋ。　，ＲＲＦ　一Ｋ　／Ｋ　．　１．５　不同含水饱和度岩心选择性封堵方法　（１）使用性质相近的人造岩心，称重，气测渗透率；抽真空，饱和模拟地层水，计算孔隙度；（２）取２块性　质相近的人造岩心，用油饱和，其中一块测定油饱和后的油相渗透率，另一块测定油饱和后的水相渗透率，　然后，用油重新饱和２块岩心，此时，２块岩心的含水饱和度约为０；（３）低排量下注入孔隙体积倍数为１的　选堵剂；在４Ｏ℃条件下恒温２４　ｈ，使堵剂充分吸附于岩心孔隙的表面并且在孔隙内成胶；（４）在４Ｏ℃下，　用油驱替一块岩心，用水驱替另一块岩心，测定堵后油相和水相渗透率，计算堵塞率；（５）用油饱和，水驱至　一定束缚水饱和度（约４Ｏ　，６Ｏ　，８Ｏ　），分别测定水相渗透率和油相渗透率，计算堵塞率．　２　结果与讨论　２．１　表面润湿性与选堵剂堵塞能力　选择１．２所制的４种不同表面润湿性岩心，注入选堵剂溶液，养护温度为４Ｏ℃，养护４８　ｈ，使其成胶，　水测堵塞率，其结果见表１．由表１可知，石英砂表面的油润湿性越强，堵剂对水的堵塞率越低，亲水表面　和亲油表面对水的堵塞率相差近２Ｏ　．　２．２选堵剂在岩心孔隙中吸附与滞留能力　吸附是吸附质的一种内在性质．当聚合物溶液与矿物表面接触时，会产生吸附．滞留是一种动态吸　附ｌ＿７　．在实际操作中，无法将吸附与滞留定量分开．对于选堵剂，由于其组分比较复杂，通过化学分析的　方法确定选堵剂的吸附与滞留是不可能的．因此，选择油、水润湿特性体系岩心，从渗透率方面评价吸附　与滞留对堵塞率的影响，其结果见表２．　表１　表面润湿性与堵塞率的关系　表２　堵塞率的测定结果　由表２知，表面处理过的石英砂岩心（Ｅ）中，堵塞率为９９、２　，此时的堵塞率是凝胶滞留与吸附共同　作用的结果；在聚四氟乙烯充填的岩心（Ｆ）中，堵塞率为７５．７　，由于聚合物与聚四氟乙烯的吸附比较困　难，此时的堵塞率主要由凝胶的滞留引起，二者的差值为２３、５　、可以认为堵塞率的差值是凝胶在岩心表　面上的吸附引起的．　２．３残余阻力系数ＲＲＦ的变化　渗透率不均等降低是由于油水通道的分离　．用油基凝胶和选堵剂分别进行实验．对于油基凝胶，　８Ｏ℃时塑性黏度为１０　ｍＰａ・Ｓ，注入高渗透的岩心，在４Ｏ℃下养护２４　ｈ，测定ＲＲＦ．２类凝胶对ＲＲＦ影　响数据见表３、由表３可见，对于油基凝胶，第一次驱替后，油驱的ＲＲＦ大于水驱的ＲＲＦ；第二次驱替后，　维普资讯 http://www.cqvip.com

大庆石油学院学报　第３Ｏ卷２００６年　ＲＲＦ均降低，但油驱的ＲＲＦ仍然大于水驱的ＲＲＦ．对于水基凝胶，　水驱后的ＲＲＦ大于油驱后的ＲＲＦ，且降低幅度较大．因此，油基凝　胶使油相渗透率的降低比水相渗透率多，在油基凝胶处理后，水通道　舵ｍ　￡；　髓　没有油基凝胶进入，油的通道被堵塞；而水基凝胶优先进入含水通　道，形成凝胶，堵塞岩心孔道，水驱后的ＲＲＦ较高．　２．４不同含水饱和度的选择性堵塞率　表３　２种凝胶的ＲＲＦ　选择渗透率相近的人造岩心，控制不同的束缚水饱和度，其实验结果见表４．由表４可见，随束缚水饱　２　５　７　ｌ　４　５　５　６　¨　２号∞跎踮　卯　表４不同束缚水饱和度对选择性堵塞率的影响　岩心号　束缚水饱和度／　驱替流体　Ｋ　／ｌＯ。ｐｍ　Ｋ　／ｌＯ　ｐｍ　堵塞率／　油水油水油水油水油水　５　６　５　５　６　６　６　６　６　６　７　８　９　４　Ｏ　２　５　ｌ　７　Ｏ　和度的增加，选堵剂的堵水率和堵油率都增加；油层中水的饱和度越低，堵油堵水的能力越低．这是由于　在含水饱和度较低的油层，孔隙中大部分的体积被油覆盖，水以分散相的形式存在于油中，选堵剂在油层　中的吸附量较低；由于选堵剂中的阳离子聚合物在水中呈现线状，高分子相互缠绕，在油层孔隙内部形成　整体的结构，堵塞了水的流动，而在含油的孔隙中，聚合物的长链又不能伸展，无法形成空间连续的网状结　构；随后，驱人油，使部分凝胶被驱出，从而使得油相的渗透率的堵塞率较小．　在含水饱和度较高的油层，水处于连续相，而油处于分散相．注入的选堵剂有一部分能够吸附在岩石　的表面．阳离子聚合物在孔隙岩石上的吸附是不可逆的，因为聚合物在固体表面上能形成众多的吸附点．　即使每个键都很弱，但键的总和将产生很强的吸附力，所有键同时断裂的可能性极小Ⅲ．因此，含水饱和　度较高的油层，其油水的堵塞率较高．　２．５封堵剂的选择性　ｃ＝７　ｃ＝３　ｃ＝５　ｃ＝４　９　采用树脂胶结人造岩心，在模拟地层原油生成的条件下，考察凝胶对油水的选择性封堵实验，其实验　结果见表５．由表５可知，对于不同渗透率的岩心，选堵剂的堵水率大于８５　，堵油率在２Ｏ　左右，表现出　良好的选择性．　表５堵剂的选择性封堵效果　岩心号　Ａ　Ｂ　Ｃ　Ｄ　Ｋ　／１０　ｐｍ　ｌ３７　ｌ８６　２２Ｏ　２８０　Ｋ　ｂ／１０　ｐｍ　１．５　６．９　ｌ３．９　２７．７　堵水率／　９８．９　９６．３　９３．７　９０．１　Ｋ　／１０　ｊ上ｍ　ｌ２０　ｌ６２　ｌ７７　２４４　Ｋ。ｂ／１０一　ｊ上ｍ　９２．１　１３０　ｌ４２　ｌ９６　堵油率／％　２３．３　１９．８　１９．８　ｌ９．６　Ｅ　Ｆ　６７５　９８０　８２．４　ｌ３８．２　８７．８　８５．９　５８７　８４９　４７３　６８９　ｌ９．４　ｌ８．９　注：Ｋ　，Ｋ　ｂ分别为处理前后的水相渗透率；Ｋ　，Ｋ。ｂ分别为处理前后的油相渗透率　３选堵机理分析　３．１　阳离子聚合物的吸附　在含水饱和度较高的层位，由于晶格取代作用，黏土颗粒表面一般带有负电荷，阳离子聚合物表面具　有较高的阳离子密度，可以通过静电引力吸附在黏土颗粒的表面；剩余部分分子链伸向孔隙孔道，互相缠　・１０８・　维普资讯 http://www.cqvip.com

第４期　万家瑰等：选堵剂对油水的封堵能力　绕，使原来的大孑Ｌ隙变为小孑Ｌ隙，阻止了水分子的移动．聚合物分子链上含有一定的水化基团，其水化基　团在水中水化，形成吸附溶剂化水，从而在大分子链的表面形成吸附溶剂化层　．吸附溶剂化层内的水分　子不能自由移动，只能与聚合物分子一起移动，从而增加了水分子的移动阻力．在含油饱和度较高的层　位，整个岩心的表面覆盖一层油膜，阻止了聚合物分子与矿物表面的直接接触；同时，在油膜表面聚合物分　子发生卷曲，导致水力半径缩小，活动能力下降，吸附比较困难．未被吸附的聚合物随油流被采出，不会对　油流产生堵塞．吸附量的增加可以提高堵剂的耐冲刷特性．优良的选堵剂必须在岩石表面存在吸附与滞　留共同作用，这样，既能有较好的堵塞率，又能有较好的耐冲刷性．　３．２凝胶的堵塞　对于水基凝胶，水驱后的ＲＲＦ大于油驱后的ＲＲＦ．当油层被水淹后，大量的水侵入到油层内，通过多　数连通的孑Ｌ道，而少数的部分孑Ｌ道被油占住．此时大部分水基凝胶进入含水的孑Ｌ道，水基凝胶在地层温度　下成胶，使水相渗透率下降．　对于水基选堵剂，其凝胶液优先进入含水的通道，并在含水的通道内形成凝胶，因选堵剂吸附与滞留，　而堵塞岩心的孑Ｌ道．因此多孑Ｌ介质中油水通道存在分离可能，并在渗透率下降不均等中起主要的作用．　在油层内部，油层水淹后，大部分的水通过已经形成的水通道进入生产井内，而剩余的油被束缚在原有的　孑Ｌ隙内，因此，只有通过提高水相的ＲＲＦ和水相流动阻力，使水相的流动阻力大于油相的流动阻力，被束　缚的油才能流动，从而达到选择性堵水的目的．在油田实际应用中，凝胶溶液将流人含油带，因此也会对　油产生一定的堵塞．可通过确定某些物质能使水相渗透率降低比油相渗透率得多，在最大程度上找到出　现这种现象的方法．　４　结论　（１）阳离子型选堵剂的堵水率大于８５　，堵油率在２０　左右，有良好的选择性．　（２）选堵剂凝胶液优先进入含水的通道，在含水的通道内形成凝胶，堵塞岩心的孑Ｌ道，因此多孑Ｌ介质中　油水通道存在分离可能，并在渗透率下降不均等中起主要作用．　参考文献：　［１］刘庆旺，范振中，王德金．弱凝胶调驱技术［Ｍ］．北京：石油工业出版社，２００３：２８—３８．　［２］刘一江，王香增．化学调剖堵水技术［Ｍ］．北京：石油＿Ｔ业出版社，１９９９：１—８．　［３］　ＳＥＲＩＧＨＴ　Ｒ　ｓ，ＨＡＮＧ　Ｊ　Ｔ．Ａ　Ｓｕｒｖｅｙ　ｏｆ　Ｆｉｅｌｄ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ　ｏｆ　ｇｅｌ　ｔｒｅａｔｍｅｎｔ　ｆｏｒ　ｗａｔｅｒ　ｃｏｎｔｒｏｌ［Ｃ］．ＳＰＥ　２６９９　ｌ，ｌ９９４．　［４］ＳＰＡＲＩ　ＩＮ　Ｄ，ＨＡＧＥＮ　Ｒ　Ｗ．Ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｗａｔｅｒ　ｉｎ　ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ［Ｊ］．Ｗｏｒｌｄ　Ｏｉｌ，１９８４：１３７—１４２．　［５］ＷＨＩＴＥ　Ｊ　Ｌ，ＧＯＤＤＡＲＤ　Ｊ　Ｅ，ＰＨＩｌ　ＩＰＰＳ　Ｈ　Ｍ．Ｕｓｅ　ｏｆ　ｐｏｌｙｍｅｒｓ　ｔｏ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｗａｔｅｒ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　ｉｎ。ｏｉｌ　ｗｅｌｌｓ［Ｊ］．ＪＰＴ，１９７３：１４３—１５０　［６］张宏方，王立军，宋文玲，等．聚合物溶液通过多孔介质时衰竭层厚度的计算［Ｊ］．大庆石油学院学报，２００２，２６（１）：２１—２３．　［７］刘庆旺，王中国，范振中，等．ＦＩ　调剖剂的研制及其在辽河油田的应用［Ｊ］．大庆石油学院学报，２０００，２４（２）：９５—９７．　［８］吴文祥，侯吉瑞，韩成林，等．聚合物的相对分子质量分布对其渗流特性的影响［Ｊ］．大庆石油学院学报，２００１，２５（１）：１８－－２０．　（上接第１００页）　参考文献：　［１］张一伟．陆相油藏描述［Ｍ］．北京：石油工业出版社，１９９７：１—３．　［２］唐洪，罗明高，颜其彬．薄差油层水淹解释研究［Ｊ］．西南石油学院学报，２００３，２５（４）：１—３．　［３］宋子齐，赵磊，王瑞飞，等．利用常规测井方法识别划分水淹层［Ｊ］．西安石油学院学报，２００３，１８（６）：５０－－５３．　［４］许少华，陈可为，梁久祯，等．基于遗传一ＢＰ神经网络的沉积微相自动识别［Ｊ］．大庆石油学院学报，２００１，２５（１）：５１—５３