王 健,吳豐豆,張 慶
(西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室,成都 610500)
由于地層非均質性及油水流度差異等原因的客觀存在,地層中會形成水流優勢通道,導致大多數油田在開采過程中都出現著油井產水,有些油井產水率甚至高達90%以上[1]。調剖堵水技術是油田降低油井產水,實現穩油控水、提高原油采收率的有效手段[2],聚合物凝膠在調堵作業中應用較為廣泛,但凝膠存在脫水現象,即凝膠體積收縮,影響封堵施工作業效果[3]。
凝膠在地層孔隙介質中長期存在,引起其脫水的因素多種多樣。目前,有關凝膠脫水原因的文獻報道集中在pH值、交聯劑濃度、聚合物濃度、溫度、礦化度、壓力梯度等因素上[4-5]。
眾所周知,毛細管現象在生活當中普遍存在。凝膠與巖石基質孔道接觸后,微小的孔吼通道類似于毛細管玻璃,在毛管力的作用下無需施加壓力梯度就會引起凝膠發生脫水現象,類似于毛細管自吸水現象[6]。在測試凝膠性能及預測施工效率的時候,應充分考慮巖石基質通過自吸水作用對凝膠脫水的影響,而已有的文獻對這方面的研究甚少,筆者現從孔隙結構的角度入手,研究其對凝膠脫水的影響作用。
部分水解聚丙烯酰胺HPAM,相對分子質量量為25×106,水解度25%;交聯劑C,自制;促凝劑CN,自制;除氧劑LN,自制;氯化鈉NaCl,分析純,成都市科龍化工試劑廠;毛細管玻璃(內徑分別為:0.1,0.2,0.3,0.5,0.9 mm,長度均為 100 mm),華西醫科大學儀器廠;電子天平,上海精科天美貿易有限公司;巖心,自制。
1.2.1 凝膠配制
HPAM質量濃度為1 000 mg/L,交聯劑C、促凝劑CN、除氧劑LN質量濃度均為100 mg/L,氯化鈉NaCl質量濃度為5.0 g/L(鹽水)的100 mL基液,在65℃下反應2 d形成凝膠,凝膠含水率在99%以上,按照sydansk凝膠強度等級劃分標準為C級[7],65℃的試驗溫度下,30 d后強度仍能維持在C級別,未出現水解現象,穩定性良好。
1.2.2 毛細試驗測試模擬
在實際工作中,通常把由多個毛細管組成的復雜孔隙結構稱為多孔介質。試驗采用毛細管玻璃可視化模擬測試巖石基質孔道自吸水現象,內徑分別為 0.1、0.2、0.3 mm 的毛細管玻璃模擬毛細管孔隙,0.6、0.9 mm的毛細管玻璃模擬超毛細管孔隙[8],受試驗條件限制不能模擬微毛細管孔隙。室內條件下采用圖1所示試驗裝置,吸水平衡后,測量毛細管內徑與凝膠脫水量之間的關系,并與0.3 mm毛細管玻璃在普通鹽水中的吸水量比較。

圖1 毛細管玻璃引起凝膠脫水試驗裝置示意
1.2.3 人造巖心模擬
利用不同目數的砂樣制作巖心,水測巖心孔隙度[9],不同巖心參數見表1。烘干巖心利用圖2所示試驗裝置,燒杯中凝膠體積400 mL,稱量吸水前后巖心的質量,測量巖心孔隙度與凝膠脫水量之間的關系,其中凝膠的脫水量為巖心的質量增量與凝膠密度(含水率>99%,視為1 g/mL)的比值。

表1 巖心參數

圖2 巖心引起凝膠脫水試驗裝置示意
毛細管自吸水測試結果見表2,失水率與毛細管內徑的關系見圖3。

表2 毛細管自吸水測試數據

圖3 毛細管內徑與凝膠失水率關系
從圖3可以看出,凝膠失水率隨毛細管內徑的增大而減小,且遞減幅度隨內徑的增大整體呈現逐漸減小的趨勢。從試驗現象中目測觀察內徑越小,毛細管中液柱上升速度越快,凝膠失水速率越快。相同內徑下,毛細管自吸水現象在鹽水中引起的失水量遠大于在凝膠體系中的失水量。
巖心自吸水測試數據見表3,測得的巖心孔隙度與凝膠脫水量之間的關系見圖4。

表3 巖心自吸水測試數據

圖4 巖心孔隙度與巖心含水飽和度關系
巖心的直徑相等,與凝膠的接觸面積相同,排除了接觸面積不同引起的吸水量差異;長度接近,體積近似相等,巖心制作過程中均勻受壓,因此巖心的孔隙度對各巖心的孔隙結構具有很好的代表性,孔隙度越低說明巖心的平均孔吼直徑越小,巖心越致密。從圖4可以看出,巖心自吸水作用引起的含水飽和度變化隨巖心孔隙度的增大而減小,說明巖心越致密,平均孔吼直徑越小,自吸水作用越劇烈,引起凝膠發生脫水現象越嚴重。
通過模擬毛細管和巖心試驗都觀測到了鹽水從凝膠中因自吸水作用而析出,試驗結果表明,毛管力足夠引起凝膠發生脫水作用,這表明凝膠注入封堵層位后會受到孔隙結構性質的影響,如孔吼直徑、潤濕性、接觸角、界面張力等。因此在預測儲層中的凝膠性質時,孔隙結構也是必要的參考因素。
1)毛細管自吸水現象能夠引起凝膠失水率超過20%,毛細管力對凝膠具有明顯的脫水作用;毛細管自吸水現象對凝膠的脫水作用較鹽水明顯減小,凝膠具有很好的保水作用。
2)凝膠的脫水作用受周圍巖石基質孔道大小的影響,巖石越致密引起凝膠的脫水現象越嚴重。
3)利用凝膠進行調堵施工作業時,應充分考察地層孔隙結構這一影響因素,它對凝膠的脫水過程是在施工作業后瞬時完成的。
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