王 泓,邢中平,田玉敏,張 宇
(河北科技大學化學與制藥工程學院,石家莊 050000)
我國陸上油氣田普遍采用注水方式開發,隨著油田開發進入中后期,幾乎所有油田都會出現“水淹”,這種現象導致原油產率大打折扣,每年因此造成上千億元損失。目前,行之有效的方法是運用化學手段對水層進行封堵。
本文介紹一種油井凝膠型封堵劑,運用內外網絡雙重交聯的原理,可以在可控的時間內在地層深部成膠,形成有效封堵迫使注入水深部轉向,擴大注入水波及體積以增加井組產率,提高水驅效率。該材料主要由主劑 A(主要成分為HPAM)、添加劑 B(主要成分為酚醛樹脂)、調節劑 C(主要成分為有機鉻)組成,成膠時間可以 5~72 h可調,同時凍膠強度在 5000~20000 mPa·s 可調。
1.1.1 主要原料
主劑 A、添加劑 B、調節劑 C。
1.1.2 儀器
電子天平:量程 0~200g,感量 1mg; 恒溫油浴:控溫范圍 20~200℃,控溫精度±0.5℃;老化罐;TELEDYNE ISCO D 系列高壓柱塞泵;電磁攪拌器;流變儀;六速旋轉粘度計。
取適量蒸餾水放入燒杯中,然后調整電磁攪拌器的轉速使水形成漩渦,在1分鐘時緩慢均勻加入主劑A,攪拌均勻后按一定比例加入添加劑B和調節劑C,繼續攪拌,待藥品完全溶解之后,放入恒溫水浴中保溫反應一段時間,而后冷卻至室溫,即得凝膠型封堵劑。
1.3.1 成膠時間的確定
本文采用倒置法,取封堵劑試樣水平倒立放置 1 min,試樣完全不流動時作為成膠終點,計錄成膠時間。
1.3.2 成膠粘度的確定
通過NDJ-8S旋轉粘度計多次測量后取平均值。
取500mL模擬地層水放入燒杯中,調整電磁攪拌器的速度到400r/ min,使鹽水形成漩渦,在1min時緩慢均勻的加入1.5g主劑A,攪拌120min。按比例加入添加劑和調節劑,利用單一變量原則過對其成膠時間和成膠強度效果進行分析,得到如下數據及結果。
由圖1、圖2可知,該封堵劑可以通過控制B劑含量調節成膠強度,調節C劑含量控制成膠時間,當C劑百分含量為0.15%時,達到最高強度,在峰值左側調節其用量,不僅可以節省原料,還可以調節最終產品效果。

圖1 成膠時間隨配比變化圖

圖2 成膠粘度隨配比變化圖
選取人造巖心,測定其原始水相及油相滲透率,驅替5~10pv已配制凝膠型有機封堵劑,測定封堵后巖心水相滲透率和油相滲透率,重復進行四組平行試驗。
封堵率定義為堵劑封堵前后巖心滲透率的差值與巖心原始滲透率的比值,是衡量堵劑改變巖心原始滲透率能力的指標。
E=[(Kb-Ka)/Kb]×100%
式中:E-封堵率
Kb——封堵前滲透率(10-3μm2)
Ka——封堵后滲透率(10-3μm2)
從表 1可以看出,所有巖心對水相封堵率都在85%以上,對油相的封堵率在 25%以下,說明該堵劑在高滲透地層能有效
對水相進行封堵,且不會對油相產生較大影響。巖心封堵率實驗結果顯示,即使該凝膠進入了含油裂縫地層,在地層中發生誤堵,也不會對油層產生太大傷害,可以達到選擇性封堵的效果。

表1 巖心封堵率測定
取按一定比例配置好的封堵劑式樣,均勻分成五份放入老化罐中,置于恒溫油浴中恒溫 120℃成膠后立即測取起初粘度值η1;恒溫 90 天后,測取粘度值η2,按公式粘度保留率 Z=(η1/η0)×100%,計算數值。

表2 熱穩定性能測定
從表2中可以看出,所有封堵劑在120℃下90天粘度保持率均在80%以上,說明該封堵劑具有良好的熱穩定性。熱穩定性能實驗結果顯示出,該凝膠型封堵劑在油井深部的高溫地域仍能保持其活性,不失效,持續發揮封堵作用。
產品通過在青海、長慶等油田現場實際應用并通過驗收在多個油田招標使用,其從根本上解決目前調剖、調驅及地層堵水作業中存在的問題,到目前為止該技術在延長油田和長慶油田以及青海油田分公司冷湖油田進行35井次礦場試驗,累計增油18930噸,高含水井平均含水下降20%,含水下降最大達80%,工藝成功率100%,現場應用效果顯著。
(1)以聚丙烯酰胺作為交聯主劑,酚醛樹脂和有機鉻分別作為添加劑和調節劑的主要成分,運用內外網絡雙重交聯的原理,制備出了凝膠型封堵劑。
(2)經熱穩定性能評價試驗結果表明,該凝膠封堵劑能較持久的在高溫地域正常發揮堵水作用,粘度可控。
(3)經巖心封堵率實驗結果顯示出,該凝膠在高滲透地層能有效對水相進行封堵,且不會對油相產生較大影響。
(4)該凝膠型封堵劑經油田現場實際應用,可有效解決目前調剖、調驅及地層堵水作業中存在的問題,且施工安全可靠,具有廣闊的推廣價值。