研究背景
注水開發的油田,開採一個階段之後,由於地層是多層且為非均質的,隨著注入油層水量的增加,使得注入剖面很不均勻。有的區塊含水量很高,而有的區塊則注水效果不明顯,甚至有的區塊注入水很快沿高滲透層突破,水對高滲透層的沖刷提高了它的滲透率,使地層的非均質性進一步擴大,致使油井大量出水,產能降低。為了使注入水均勻推進,減少油井出水,可以從注入井封堵高滲透層,調整注入地層的吸水剖面,即所謂注入井調剖;或是封堵出水層,降低油井出水量,稱為油井堵水。無論是調剖還是堵水,目前行之有效的方法都是使用化學試劑。
油井出水是油田開發過程中不可避免要遇到的問題。油井采出液所含的水來自注入的驅替水、儲油區的邊水、儲油圈閉中油層以下的底水。驅替水和邊水的竄流最好用深部調剖技術,但該技術還不夠成熟,因此從生產井封堵高滲透層的堵水技術仍是不可缺少的方法。對於底水推進的問題,最好用推進處建立水油隔板的方法解決。油井出水會造成很多危害:消耗地層能量,減少油層最終採收率;降低抽油井的泵率;使管線和設備的腐蝕與結垢嚴重;增加脫水站的負荷;若不將脫出的水回注,還會增加環境污染。因而降低采出液的出水率有其重要的意義。如果油井有缺陷使得產量很低,那么堵水處理從工藝和經濟上就會很有效。該工藝是一個極大增加原油產量、降低操作費用的方法。
選擇性堵水
選擇性堵水方法適用於封堵同層水, 不易用封隔器與油層分隔開的水層。選擇性堵水使用選擇性堵劑。
實際上, 選擇性堵水不僅存在著堵劑對油水的選擇性封堵, 而且存在著地層對堵劑的選擇性進入。岩心模擬試驗結果和取心井資料表明, 滲透率差異較大的油層, 水洗段都在高滲透地層, 而低滲透地層則水驅效果極差, 基本上保持著原始含油飽和度。試驗表明,在堵水過程中, 這些水溶性的堵劑將優先進入高滲透地層而很少進入低滲透地層, 從而有效地封堵高滲透帶, 擴大注入水的波及係數, 改善低滲透帶原油的水驅效果, 提高注水開發的原油採收率。
選擇性堵水用於封堵低滲透油層的效果最好, 地層滲透率一般要求低於0. 5 μm 。選擇性堵水方法不適用於滲透率過高的油層, 更不適用於有裂縫或大孔道的油層。
機理
選擇性堵劑多由高分子聚合物組成。用作選擇性堵劑的聚合物分子具有線性主鏈, 而側鏈帶有活性基團, 對油、水有著不同的作用。這種聚合物水溶液注入地層後, 一部分基團就吸附在岩石表面, 當水通過吸附有聚合物的岩石孔道時, 聚合物分子就舒張開來, 另一部分基團對水分子產生吸附作用, 從而增加了水的流動阻力, 使得水相滲透率降低, 達到減少地層出水的目的。當油通過這些孔道時, 聚合物分子就產生收縮, 緊貼於岩石表面, 對油的流動阻力無明顯增大, 對油相滲透率損害較小。實際處理井的統計數據表明,有60%～70%的油井, 產水量下降而產油量增加, 達到了降水增油的目的。
分類
選擇性堵劑可分為水基堵劑、油基堵劑和醇基堵劑三類。
(1) 部分水解聚丙烯醯胺溶膠堵劑。
基本組成: ①HPAM: 0 . 5%～1 . 0% (質量分數,下同) , NaSO : 0.03% ～ 0.05% ; ② HPAM: 0 .5% ～1 . 0% , NaSO: 0 .03% ～0 . 05% ,臨苯二胺: 0 . 04%～0 . 08%。作用機理: 部分水解聚丙烯醯胺( HPAM) 為線性高分子聚合物, 其側鏈帶有醯胺基( - CONH ) 和羧鈉基( - COONa )。注入地層後, HPAM 分子中的- CONH 與地層岩石通過氫鍵作用產生單分子層吸附; 而- COONa 則對水有較強的親和力, 在粘度效應、殘餘阻力和粘彈效應作用下, 封堵地層孔隙, 阻止水的流動, 起到選擇性堵水的作用。配方②中添加的臨苯二胺, 可增加體系的耐溫性能, 擴大堵劑的使用範圍。
主要性能與適用範圍:
該堵劑為水基選擇性堵劑, 堵劑溶液的地面粘度為30～ 50mPa·s , 堵水率為70%～80%。配方①適用於40～80 ℃、地層水礦化度小於5000 mg/ L、滲透率低於0 . 3 μm2 的砂岩或碳酸鹽岩油藏堵水。配方② 適用於80～130 ℃、地層水礦化度小於5000 mg/ L、滲透率低於0 . 3 μm2 的砂岩或碳酸鹽岩油藏堵水。
(2) 甲叉基聚丙烯醯胺溶膠堵劑。基本組成: 甲叉基聚丙烯醯胺為0 . 3%～0 .7% ( 質量分數, 下同) ; NaSO為0 . 03%～0 . 05%。
作用機理: 甲叉基聚丙烯醯胺由丙烯醯胺單體與雙丙烯醯胺單體聚合而成, 其分子中含有與聚丙烯醯胺相同的醯胺基( - CONH) 和羧鈉基( - COONa )。這種高聚物除具備與部分水解聚丙烯醯胺溶膠堵劑相同的選擇性封堵機理外, 還具有與地層表面作用產生親水膜而選擇性堵水的作用。
主要性能與適用範圍:
①主要性能, 該堵劑為水基選擇性堵劑, 堵劑溶液的地面粘度小於50 mPa·s , 堵水率為60%～70%。在溫度低於90 ℃的條件下, 其穩定期較長。
② 適用範圍, 適用於40～90 ℃、空氣滲透率小於0 . 3 μm2 的砂岩油層堵水。
(3) F-HPAM 堵劑。
基本組成: ①HPAM: 0 . 8% ～1 . 2% (質量分數, 下同) , CHO:0 . 6%～ 1 . 1% ; ② HPAM: 0 . 6% ～ 1 . 0% , CHO: 0 . 6% ～ 1 . 1% , 間苯二酚: 0 . 03% ～0 . 06%。
作用機理:
HPAM分子中含有醯胺基( - CONH) 和羧鈉基( - COONa )。- CONH通過氫鍵吸附在岩石表面, - COONa 對水有較強親和力, 增加水的流動阻力, 使得水相滲透率降低; 甲醛交聯HPAM形成具有網狀結構的凍膠堵塞地層孔隙; 加入間苯二酚增加體系熱穩定性。
主要性能與適用範圍:
①主要性能, 該堵劑為水基選擇性堵劑, 堵劑溶液的地面粘度低(15～20 mPa·s ) , 易泵入含水飽和度高的高滲透層, 堵水率為70% ～80%。
② 適用範圍, 配方1 適用於50～70 ℃砂岩油藏油井堵水和注水井調剖; 配方2 適用於50～90 ℃ 砂岩油藏油井堵水和注水井調剖。
(4) 活性稠油堵水劑。
基本組成: 活性稠油堵水劑中所用原油的膠質、瀝青質含量大於50% , 粘度為500～1000 mPa·s。所用表面活性劑為烷基磺酸鈉(AS) 或烷基苯磺酸鈉(ABS) 。
堵劑中各組分配比為原油∶
表面活性劑= 1∶0.005。
作用機理:
活性稠油堵水劑為油基堵劑, 其中的原油與活性劑混合液注入地層後, 與地層水形成油、水分散體, 改變岩石的界面張力。體系中的油滴產生Jamin 效應使水流受阻, 降低水相滲透率, 起到選擇性堵水的作用。
主要性能與適用範圍:
活性稠油堵水劑配製液的地面粘度小於300 mPa·s , 形成水分散體後最高粘度達1300 mPa·s , 堵水率為60% , 適用於40～60 ℃的砂岩地層封堵同層水。
(5) 有機矽堵水劑。
基本組成: 有機矽堵水劑中所用有機矽為氯矽烷釜殘液, 其密度為1 . 11 g/ cm , 含氯量為39%～40%。醇類為乙醇或多元醇。
堵劑中各組分配比為氯矽烷釜殘液∶醇= 100∶ ( 5～50 )。
作用機理: 有機矽堵水劑為醇基堵劑。氯矽烷的醇解產物具有線型或體型結構, 可牢固吸附於砂岩表面而改變表面性質, 形成親油憎水膜, 起到選擇性堵水作用。
主要性能與適用範圍: 有機矽堵水劑配製液的地面粘度低, 凝固時間為5～60 min ,岩心抗折強度為0.2～0.9 MPa, 耐溫抗鹽, 堵水率大於80%。適用於150～200 ℃ 的砂岩油層堵水。
發展趨勢
我國現有堵水劑基本上能滿足國內各類油藏條件下堵水調剖劑的需要,但能滿足某些特殊要求的品種較少。許多堵水劑的性能需要完善,品種需要實現系列化。我國大部分油田已處於高含水開採期,許多油層被水淹,或在長期注水後孔隙發生很大變化,非均質性更嚴重。地層需要進行大劑量多段塞深部處理,堵水劑用量大,只有廉價的堵水劑才有使用價值。進一步加強廉價原料和工業廢棄物的研究和利用,是今後堵水調剖劑研究的方向。
如果能利用國內的一些過剩資源生產堵水劑,不僅降低了堵水劑的生產成本,還為資源的合理利用找到了新的途徑,可謂一舉兩得。
油田堵水劑今後的發展方向主要有:
(1)由於採油條件越來越苛刻,急需發展耐高溫、高礦化度、耐硬水、高強度的堵水劑;
(2)降低生產成本,擴大原料來源,如利用工業廢液或一些過剩資源等研製堵水劑;
(3)堵水劑用量極大,發展低污染甚至無污染的堵水劑值得高度重視。
