HPAM - 酚醛树脂凝胶在古城油田稠油调剖中的评选和应用潘 忠 王 宁 毛为成 刘国生 赵文民(河南油田分公司石油工程技术研究院 ,南阳 473132)摘 要 根据河南古城油田 B125 区地层结构疏松及注水温度高于地层温度的特点 ,将聚丙烯酰胺 (HPAM) - 酚醛树脂凝胶用于稠油调剖 ,并合理地控制成胶时间 ,保证施工过程中在地面不交联、在地下能够充分交联 ,确保施工的有效性和安全性。在该区调剖施工 6 井次 ,施工后增油效果显著。关键词 调剖剂 稠油 成胶时间 凝胶强度 古城油田收稿日期 :2003202220。作者简介 :潘忠 ,工程师 ,1991 年毕业于石油大学计算机专业 ,现从事调剖堵水技术的研究工作。河南古城油田 B125 断块储层岩性以细砂岩、粉砂岩为主 ,胶结类型为孔隙式胶结 ,油层具有埋藏浅 ,厚度薄 ,横向、纵向上非均质性严重等特点。B125 区从 1987 年投入开发 ,经历了降压开采、吞吐开采及注水开采三个阶段 ,1996 年 9 月开始进行热水驱试验 ,经历了笼统注 150 热水、笼统注污水、分层注水三个阶段。截止 2000 年底区块采出程度为 7. 38 %。B125 区在注水开发中主要存在下列问题 :(1)注采不平衡 ,地层亏空量大 ; (2)部分油井含水上升快 ,水窜现象严重 ; (3)纵向非均质矛盾严重。1 配方评选针对水井平面及纵向非均质矛盾的存在 ,依靠工艺技术使调剖剂选择性地进入渗透性好、吸水相对较高的层 ,借助地层温度作用使调剖剂反应生成凝胶 ,产生堵塞 ,增大注入水在高吸水层的渗流阻力 ,从而增大了注入水的波及体积 ,提高了扫油效率 ,全面实现对注水井吸水剖面和地层深度矛盾的调整 ,提高注入水的利用率 ,改善开发效果。在河南古城油田稠油 B125 常采区块初次使用 HPAM - 酚醛树脂调剖剂。根据其地层结构疏松的特点选择高强度的调剖剂 ,根据注水温度 (70 )高于地层温度 (40 ) 的特点 ,合理控制成胶时间 ,保证施工过程中在地面不交联 ,在地下充分交联 ,确保施工的有效性和安全性 ,并利用该区的回注污水进行配制 , 研究出适应于该区块的HPAM - 酚醛树脂调剖剂。1. 1 HPAM 含量对调剖剂性能的影响聚丙烯酰胺 (HPAM)是调剖剂的主要成分 ,在交联剂 A 含量 0. 04 % ,交联剂 B 含量 0. 14 % ,温度 40 下 ,利用回注污水配制 ,pH 值为 5 ,考察HPAM含量对调剖剂性能的影响 ,结果见图 1。从图 1 可看出 ,随 HPAM 含量增加 ,成胶时间缩短 ,凝胶强度增加。因此 HPAM含量以 0. 6 %为宜。图 1 HPAM 含量对调剖剂性能的影响1. 2 交联剂 A含量对调剖剂性能的影响交联剂 A 是一类活性较强的物质 ,它先与交联剂 B 发生反应 ,生成含有交联基团的预聚体 ,再与 HPAM进行交联反应。固定其他条件 ,HPAM含量为 0. 6 % ,考察交联剂 A 含量对调剖剂性能122003 年 4 月 潘忠等 . HPAM - 酚醛树脂凝胶在古城油田稠油调剖中的评选和应用 1995-2005 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.的影响 ,结果见图 2。图 2 交联剂 A含量对调剖剂性能的影响从图 2 可看出 ,随着交联剂 A 含量的增加 ,成胶时间缩短 ,而凝胶强度增加。当其含量大于0. 04 %后 ,成胶时间和凝胶强度趋于平稳。对交联反应的影响减小 ,这是由于交联反应受交联剂B 含量的控制 ,交联剂 B 含量一定时 ,交联剂 A 含量增加到一定后 ,将不再对交联反应发生显著影响。因此 ,交联剂 A 含量以 0. 04 %为宜。1. 3 交联剂 B含量对调剖剂性能的影响固定其他条件不变 ,交联剂 A 含量为 0. 04 % ,考察交联剂 B 含量对调剖剂性能的影响 ,结果见图 3。图 3 交联剂 B含量对调剖剂性能的影响从图 3 可看出 ,随着交联剂 B 含量的增加 ,成胶时间缩短 ,凝胶强度增加。因此 ,交联剂 B 含量以 0. 14 %以上为宜。1. 4 pH值对调剖剂性能的影响调剖剂体系的 pH值主要控制交联剂 A 与交联剂 B 的反应速度 ,进而影响交联反应的速度 ,当 pH值太低时 ,对凝胶强度会产生不利的影响。固定其他条件不变 ,交联剂 B 含量为 0. 14 % ,考察调剖剂体系的 pH 值对调剖剂性能的影响 ,结果见表 1。表 1 调剖剂体系的 pH值对调剖剂性能的影响pH值 成胶时间 / h 凝胶强度 / Pa6. 0 10 10. 65. 5 9 11. 24. 5 8 11. 64. 0 7 11. 82. 5 8 10. 6从表 1 可看出 ,酸性条件下随调剖剂体系的pH值的降低 ,成胶时间缩短 ,pH 值为 2. 5 时 ,成胶时间有所增加 ,这是由于 HPAM 粘度下降造成的。 pH值为 4. 0 5. 5 时 ,凝胶强度趋于稳定。因此 ,最佳 pH值以 5 为宜。1. 5 温度对调剖剂性能的影响由于温度影响交联剂的活性 ,进一步影响交联反应的发生时间。固定其他条件不变 ,调剖剂体系 pH值为 5 ,考察温度对调剖剂性能的影响 ,结果见表 2。表 2 温度对调剖剂性能的影响温度 / 成胶时间 / h 凝胶强度 / Pa70 8 10. 960 15 11. 350 30 11. 540 60 11. 2从表 2 可看出 ,随温度升高 ,成胶时间缩短 ,而凝胶强度变化不大。温度为 70 时 ,成胶时间为 8 h ;40 时 ,成胶时间为 60 h ,可满足 B125 区注入水温度 (70 ) 高于地层温度 (40 ) 的注水井调剖的要求。在调剖剂配方中再添加一定量的除氧剂。由此筛选出调剖剂最佳配方为 : 0. 6 %HPAM + 0. 04 % 交联剂 A + 0. 16 % 交联剂 B +0. 45 % HCl + 0. 05 %除氧剂。1. 6 岩芯模拟试验以 2 mL/ min 的流量进行水相渗透率测定 ,测定次数不少于 5 次 ,且各值间的相对误差不超过 3 % ,取其平均值为水相渗透率。往岩芯中注入 HPAM - 酚醛树脂调剖剂 ,在一定温度下加热侯凝 ,待成胶后 ,测定水相渗透率 ,计算残余阻力系数及封堵率。岩芯模拟试验结果见表 3。从表 3 可看出 ,此调剖剂具有较高22精 细 石 油 化 工 进 展ADVANCES IN FINE PETROCHEMICALS第 4 卷第 4 期 1995-2005 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.的残余阻力系数和较好的封堵效果。表 3 岩芯模拟试验结果编号 孔隙度 , % 堵前渗透率 / m2 堵后渗透率 / m2 残余阻力系数 封堵率 , %1011 40. 3 3. 582 0. 372 9. 6 89. 61004 35. 5 2. 351 0. 160 14. 0 93. 21019 38. 7 3. 098 0. 297 10. 4 90. 42 现场应用自 2001 年 7 月先后在 B125 区共调剖了 6 井次 : G4901 井、 B1254 井 (2 次 ) 、 G4407 井 (2 次 ) 、G4506 井 ,施工时坚持以压力定排量 ,实施低压低排量注入 ,调剖挤注压力控制在低渗层启动压力以下 ,保证调剖剂选择性的进入高渗透层段。现场配方见表 4。表 4 现场施工配方项目 配方前置液 0. 4 %HCl牺牲段塞 0. 6 %HPAM + 0. 4 %HCl主体段塞 0. 6 %HPAM + 0. 04 %交联剂 A + 0. 16 %交联剂 B + 0. 45 %酸 + 0. 05 %除氧剂顶替液 回注水措施后 ,注水井的注水压力与措施前相比有所提高 ;从油井的生产状况看 ,高含水水窜井的含水下降 ,产油量增加 ;注水井的吸水剖面得到改善。截止到 2002 年底 ,4 个井组累计减少无效产水 6 320 m3 ,增油 3 642 t , 累计创产值 440 万元 ,6井次共投入经费 38. 6 万元 ,投入产出比达 1 9 ,经济效益十分明显。3 结论(1)针对 B125 区 ,调剖剂凝胶强度高 ,封堵效率高 ,满足地层结构疏松条件下的调剖要求。(2)调剖剂成胶时间可控 ,可以保证施工过程中在地面不交联而在地下能够充分交联 ,保证施工的安全性和有效性。(3)调剖剂能够利用回注污水配制 ,实现随配随注 ,保证施工的连续性并节约施工成本。(4)调剖剂成本低 ,在现场应用中效果显著。(5)由于 B125 区地质结构疏松 ,一次调剖后注入水会产生新的水窜通道 ,建议对该类型的油藏进行多次重复调剖 ,达提高最终采收率的目的。参考文献1 张绍东 . 热采堵水调剖剂研究及应用 . 特种油气藏 ,2001 ,8(3) :74 772 赵福麟 . 采油用剂 . 东营 :石油大学出版社 , 1997. 28 513 纪朝凤 . 调剖堵水材料研究现状与发展趋势 . 石油钻采工艺 ,2002 ,24 (1) :54 57Selection and Application of HPAM - Phenol Aldehyde Resin Gelin Profile Modification of Heavy Oil Reservoir in Gucheng OilfieldPan Zhong Wang Ning Mao Weicheng Liu Guosheng Zhao Wenmin( Henan Petroleum Exploration B ureau , Nanyang 473132)Abstract According to the geological conditions of loose strata character and high temperature of injected water ofblock B125 heavy oil reservoir in Henan Gucheng Oilfield ,the gel of HPAM - phenolaldehyde resin was used in pro2file modification of heavy oil block. By controlling the gelation time reasonably ,we ensured profile modification sys2tem crosslinking only underground , and efficiency and safety of work. The gel had been applied to six wells in thisblock. The oil yield was significantly increased.Key Words profile modification agent , heavy oil , gelation time , gel strength , Gucheng Oilfield欢迎在 精细石油化工进展 上刊登广告322003 年 4 月 潘忠等 . HPAM - 酚醛树脂凝胶在古城油田稠油调剖中的评选和应用 1995-2005 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.