凝胶实现选择性堵水的机理探讨

恒定压降 100 lb/ in2* , 注入油( 流向 1# ) 驱替盐 水, 测定残余 4 水饱和度 S w r 下油的流度
恒定压降 100 lb/ in2* , 油示 踪( 流向 1# ) 测定原 始孔隙 体积 5 保留率( Vp / Vpo) 和岩心相对分选性( A/ Ao)
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恒定压降 100 lb/ in2* , 注入盐水( 流向 1# ) 驱替 油, 测定残余 油饱和度下( S or ) 盐水流度
主题词 生产井 渗透率 凝胶 机理解释 试验
一、试验过程
1, 胶凝剂制备
凝胶主要有间苯二酚- 甲醛、醋酸铬- 部分水解
聚丙烯酰胺 ( H PAM ) 、乙二醛- 阳离子聚丙烯酰胺
( CPAM ) 、12- 羟基硬脂酸 ( 油基凝胶) 。表 1 列出
了这些凝胶的组成, 其中 HPAM 分子量约为 200 万
0. 24 ? 0. 02 561 ? 5
0. 24 ? 0. 02 537 ? 9
So r
k
b w
(
m
d)
0. 34 ? 0. 01 112 ? 3
S wr *
kbo( md) *
0. 26 ? 0. 00 522 ? 17
0. 23 ? 0. 01 588 ? 16
0. 23 ? 0. 01 561 ? 19
* 凝胶是间苯二酚- 甲醛时, 应施加 30 lb/ in2 压力
二、两相渗透率下降机理探讨
1, 重力影响
油水密度差引起凝胶颗粒在两相流中运行状态改
变, 造成孔喉处不同程度的堵塞, 使油水相渗透率下
降存在差异, 因为岩心中有大量自由取向的孔隙, 所
以凝胶颗粒受重力影响的理论假设并不充分。水包油
实验用以测试渗透率变化是否与岩心取向和驱替方向
pH 粘度( 11s- 1) , cP
6. 5
0. 67
6. 0
33
7. 3
5. 4
1. 05
1. 05
2, 岩心驱替试验
常规岩心流动试验步骤详见表 2。
表 2 水包油岩心流动实验步骤
1 岩心饱和盐水, 测定孔隙度
2 测定盐水相绝对渗透率及流度
3 水示踪测定孔隙体积( Vpo) 及岩心的分选性( Ao)
有关, 结果如 表 3 所示。残余水 阻力系 数 ( F rrw ) 、 残余油阻力系数 ( Frro) 对岩心取向与驱替方向不敏 感, 循环注入水和油后, 凝胶降低水相渗透率的幅度
实际上远大于降低油相渗透率的幅度, 可见重力并不
是引起油水两相渗透率下降失衡的原因。
表 3 岩心取向与流动方向对残余阻力系数的影响
1150
油流流度
盐水流度
( md/ cP) S w r = 0. 24 ( md/ cP) S or = 0. 31
573
212
500
1154
559
232
1000
1146
549
257
1500
1142
528
257
1500
1142
520
266
1000
1148
523
263
500
1141
540
258
0
1130
道尔顿, 水解度 2% , 其它药品均为试剂等级。
表 1 凝胶的组成及粘度 ( 41 e )
凝 胶 组成 3% 间苯二酚, 3% 甲醛, 0. 5% KCl, 0. 42% N aCO 3 1. 39%H PA M , 0. 0212% 醋酸铬, 1% N aCl 0. 3% CPA M , 0. 14% 乙二醛, 2%K Cl 4% 12- 羟基硬脂酸, 油 A 2% 12- 羟基硬脂酸, 油 A
表 8 恒定流速下系统压力对残余阻力系数的影响
( 胶凝剂: 1. 39HPA M + 0. 0212% 醋酸铬, 41 e )
回压( lb/ in2)
流速( ft / d)
Frro
Frrw
0
3. 5
2
8
500
3. 5
2
8
1000
3. 5
2
8
1500
3. 5
2
7
1000
3. 5
2
7
500
3. 5
2
8
0
范建芳: 凝胶实现选择性堵水的机理探讨
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凝胶实现选择性堵水的机理探讨
Jen n-Tai Lia n g et a l .
翻译: 范建芳 ( 青海油田 公司开发工艺研究所) 校对: 崔小琴 ( 青海油田 公司开发工艺研究所)
摘 要: 生产井用凝胶充填作业时, 如果油层不 能够被隔离, 那么凝胶降低水相渗透率的能力远大于 降低油相渗透率的能力, 这是措施成功的关键。本文 针对凝胶能使两相渗透率不同程度下降的现象, 作出 几种解释。实验结果表明, 这种现象不 是由重力影 响、润滑效应、凝胶的收缩与膨胀、岩石的润湿性引 起的。油基凝胶实验结果说明: 通过孔隙介质油流、 水流通道的分离在这种现象中占主导地位, 然而仍需 进行深入的工作来证实这一理论。
在强水湿处理过的岩心中盐水流动表现出强的 / 剪切
稀释性0, Frrw 值随表观速度的增加而降低; 水的残 余阻力系数用幂律方 程表达 Frrw = 105u0. 55。相反,
油的流态为牛顿流体。
表 9 润湿性对凝胶性能的影响
凝胶 3% 间苯二酚+ 3% 甲醛
润湿性 Frrw Frro F rrw/ Frro
( 凝胶: 0. 3%CPAM + 0. 14% 乙二醛)
岩心取向 流动方向
水平 垂直 垂直
水平 向上 向下
第一次油驱后 Frro
7 7 7
第一次水驱后 Frrw * , 驱替速度 0. 87 f t/ d
5090 4870 5000
* Frrw 由方程 Frrw = 849 u- 0. 35确定
2, 润滑效应 / 水化膜理论0 与 / 润滑效应0 两种说法有共同 之处, 聚合物凝胶在强水湿岩心的孔隙壁上形成一层 吸附膜, 烃/ 聚合物之间的界面有效地 / 润滑0 了油、 气的流动, 可见油的粘度不同, 可能会引起渗透率的 改变。表 4 针对该问题作以研究, 结果表明: 凝胶处 理岩心前, 粘度相差约 30 倍的油 A 与油 B, 对应测 得的渗透率相差不大。由此可得出结论, 凝胶处理岩 心前, / 润滑效应0 是不明显的。表 5 测试的是, 岩 心注入凝胶后油的粘度对残余阻力系数的影响。结果 表明, 在残余水饱和度与残余凝胶饱和度之和相等的 条件下, 对应测得油 A 与油 B 的残余阻力系数相同。
表 4 凝胶封堵岩心前, 油的粘度 (Lo) 对端点渗透率的影响
( 岩心: 贝雷砂岩, 强水湿, 41e )
油的类型 油A 油B 油A 盐水
1. 0%N aCl
Lo( cP) 1. 05 31. 6 1. 05
Lw ( cP) 0. 67
Sw r
kbo( m d)
0. 28 ? 0. 02 503 ? 5
结果表明, Frrw 值表现出强的剪切稀释性, Frrw 与表观 速度 u 的关系可用幂律方程表达; 同时也反映出 Frrw 值对系统压力也是不敏感的, 在注入油早期和油、水
示踪过程中可观测到凝胶的降解。为了确认这一结果,
在恒定流速、不同回压下再次测定残余阻力系数。表
8 实验数据说明, 在测定 Frrw 后, 进行油驱过程中发 生凝胶破胶现象, 引起 Frro 值降低, 但在整个油水注
7 水示踪( 流向 1# ) 测定 Vp / Vpo和 A/ Ao
8 不超过压力限制以尽可能高的注入速率注入凝胶( 流向 1# )
9 关闭岩心, 候凝
10 反向( 流向 2# ) 注入盐水, 测定残余水阻力系数( Frrw )
续表 2 11 水示踪, 测定 Vp / Vpo和 A/ Ao( 流向 2# ) 12 注入油( 流向 2# ) 测定残余油阻力系数( Fr ro) 13 油示踪, 测定 Vp / Vpo和 A/ Ao( 流向 2# ) 14 重复步骤 10( 关闭岩心后, 第二次水油注入循环) 15 重复步骤 10( 关闭岩心后, 第三次水油注入循环)
3. 5
2
7
4, 油、水通道压缩和润湿效应
方程 ( 1) 用以计算聚合物凝胶充填后渗透率的
下降值:
Frr = ( 1 - rD)- 4
( 1)
式中: Frr ) ) ) 渗透率降低值; D) ) ) 吸附在孔隙壁上的聚合物厚度;
r ) ) ) 孔隙半径。
强水湿岩心体系中, 残余油滴会降低孔隙的有效
半径, 因此, 假定 D 一定, 那么水驱过程 中, 水相
571
245
表 7 系统压力对残余阻力系 数的影响
( 胶凝剂: 1. 39% HPAM + 0. 0212% 醋酸铬, 41e )
回压( lb/ in2)
Fr ro
0
9
Frrw 18 u - 0.8
500
9
16u - 0. 26
1000
11
18u - 0. 31
1500
11
15u - 0. 24
* u : 表观速度( ft / d)
渗透率的下降比油相渗透率下降得多, 并由此可推断 岩心润湿性使油水两相渗透率下降不等的能力是: 强
水湿岩心> 中等润湿岩心> 憎水性岩心。表 9 反映的
是润湿性对凝胶性能的影响, 结果与推断不符。对于
间苯二酚- 甲醛凝胶, 在强水湿岩心下 Frrw / Frro = 20, 在中等润湿岩心下 Frrw / Frro= 20; 对于黄胞胶 - Cr ( Ó) 凝胶, 在强水湿岩心与中等润湿岩心下