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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:1ft10=10R水区:lfl100O=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).如果凝胶对水的渗透率远低于孔隙介
10、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.假设一个裂缝层将油层和水层贯穿;注入凝胶后
11、,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1O1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10O01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),油的残余阻力系数()必须小于2(Liang等人,1993年;S
12、eright,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.O417,vt%Cr(III)acetate)后,快速注
13、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在聚乙烯岩心孔f,I隙中有相似的结圭伯注油,一-I翥着蔷.+:一
14、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(.)相对较高.径向流情况下,图l表明.,值高于2O.线性流(裂缝井
15、)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510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%CaCl2).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
