无机凝胶深部调驱技术

1、无机凝胶深部调驱技术2008年现场应用效果报告濮阳联力化工总厂二八年十二月一、技术简介聚合物由于其分子本身的局限性，难以在高温、高矿化度条件下保持稳定，因此，其在三采领域中的应用也将受到限制。目前，国内外聚合物驱使用的油藏条件为：温度75，矿化度2×104mg/l。九十年代以来，兴起了聚合物凝胶深部调剖技术，胶态分散凝胶深部调剖及转向技术等；聚合物凝胶技术应用的条件虽有所放宽，但由于其主体是聚合物，因此，它的性能不会有很大地改善。据有关文献报导，使用高分子聚合物配制、用于处理断裂及其它高渗透性异常情况的聚合物凝胶在适当的条件下可应用于温度高达270（约132）的油藏中；但在接近此温度

2、上限时，此类凝胶成功应用的最高矿化度极限为海水的矿化度（约为0.81.5×104mg/l）。也就是说，聚合物或以聚合物为主体的凝胶不可能同时具有抗高温和高矿化度的能力。一般说来，聚合物凝胶技术使用油藏的极限条件为：温度95，矿化度10×104mg/l。国内凝胶技术应用较成功的南阳油田，其矿化度、温度条件更低。另一方面，随着聚合物凝胶调驱技术的应用和推广以及对油藏认识的深入，该技术也暴露了一些缺点，主要是聚合物凝胶体系的成胶情况容易受各种因素的影响，主要有：交联剂的吸附损耗对成胶性能的影响，聚合物的吸附损耗对成胶强度的影响，聚合物运移过程中剪切对成胶性能的影响等。由于影响因素

3、多，风险相应也较大。针对聚合物凝胶体系的上述局限性，在聚合物凝胶调驱技术开展的同时，国外也开展了无机凝胶深部调剖技术的室内和现场实验。二、 无机凝胶深部调剖调驱机理无机凝胶作为一般的调剖堵水材料在油田应用得较早，如比较传统的水玻璃氯化钙双液法调剖等。主要利用如下反应：CaCl2 + Na2SiO3 CaSiO3 + 2NaCl由于该方法产生的硅酸钙凝胶性能差，体系在地面或地下形成的凝胶中有大量的沉淀颗粒，在高温下，很快变成沉淀；而且粒径不易控制，有的沉淀颗粒的直径很大，因此无法实现大剂量的注入，该体系只能作近井的措施处理（即近井调剖）。随着化工工业的发展，尤其是溶胶凝胶生产纳米材料技术的发展及

4、应用，满足各种性能要求的硅酸钠凝胶和其它各种无机凝胶相继被开发出来。受有机凝胶深部运移并调整油藏内部渗透率思路的启发，用无机凝胶替代聚合物凝胶同样也是为了解决油藏内部渗透率的调整、改变注入水在油藏内部的分布状况。采用医药领域中“涂膜”加“缓释”的思想，并结合溶胶凝胶生产纳米材料的技术，在较低成本的前提下，通过反复试验，找到一种高性能无机凝胶体系。由于粒径尺寸可控，因此，配合适当的工艺，这种凝胶体系可以运移到油藏深部。该无机凝胶体系可以根据要求调整强度、含水度及粒度。与聚合物凝胶相比，其优点是：(1)可以根据油藏渗透率的大小调整凝胶的颗粒的粒径。由于聚合物大分子的弹性、分子之间的摩擦及水动力学体

5、积较大，可以用粘度和流变来表征这类体系，但无法控制粒度。而构成无机凝胶的材料是小分子，因此，通过控制其聚集数来达到控制其粒径的目的。一般地，无机凝胶的刚性强，而且粒径越小，其强度越大，在表征这类体系时可以用“触变性”的概念。(2)成胶过程相对简单，该凝胶体系只受温度和PH值的影响。体系中各组分与岩石的相容性较好，吸附损耗的影响几乎可以忽略，而且在适当钙镁离子浓度下，其强度会增大。从一定程度上说，该技术较充分利用了中原油田的地层特点，把不利因素（二价离子）转化为相对有利的条件。对聚合物凝胶来说，影响其性能的不利因素更多，不仅包括吸附、PH值、温度，而且二价离子也是一个很重要的不利因素。(3)成本

6、低，与聚合物凝胶相比，该体系是一种较廉价的调剖调驱剂。三、 S型无机凝胶的制备原理利用颗粒控制剂和酸反应生成酸性中间体，该酸性中间体与水玻璃接触时发生酸碱反应。在一定条件下，随着酸性中间体的加入，体系的PH值缓慢降低，同时S型材料以胶体粒子形式存在的高聚态硅酸根离子不断长大。另一方面，颗粒控制剂在缓慢分解，并释放酸性物质，当温度升高时，释放酸性物质的速度加快。四、S型凝胶性能实验1、成胶时间实验 溶液的准备先配制颗粒控制剂体系，再配制一系列浓度的S型材料100ml，在一定的搅拌速度下向上述S型材料中加不同量的HZ-CO。 实验内容及结果在S型材料浓度相同的条件下，分别考察了上述体系在不同温度下

7、和不同HZ-CO浓度下的成胶时间；同时考察了矿化度对凝胶强度的影响，结果如下：A、温度对体系成胶时间的影响温度对成胶时间的影响S型材料浓度为4%S型材料浓度为2.5%B、HZ-CO体系浓度对成胶时间的影响(实验温度为95)HZ-CO1对成胶时间的影响S型材料浓度为4%S型材料浓度为2.5%C、矿化度对凝胶强度的影响(实验温度为90)矿化度对凝胶强度的影响矿化度（×104mg/L）S型材料浓度为2.5%S型材料浓度为4%2、技术性能指标(1)成胶时间：95条件下调整组分浓度成胶时间可控制在5h-24h。(2)成胶前粘度<10MPa.s可调；(3)胶后粘度20005000MPa.s

8、可调；(4)热稳定性：200内长期稳定；(5)盐稳定性：030×104l长期稳定；五、2007-2008年现场应用效果分析无机凝胶高温调堵体系由无机材料小分子构成，成胶体系也是一种凝胶微粒，通过控制其聚集数来控制其粒径，而且粒径越小，强度越大。表征该体系可以用“触变性”的概念。各组分与岩石的相容性较好，吸附损耗的影响几乎可以忽略，与交联聚合物相比，该体系具有耐温性能良好，施工方便的特点。 2007-2008年,在现场采用无机凝胶高温调堵体系进行施工,取得了较好的效果,两年的施工中,有成功的经验,也总结了失败的教训。1、2007年濮城油田无机凝胶调驱调剖现场实施情况2007年在濮城油田

9、共实施无机凝胶调驱15井次，调驱前平均注水压力17.0MPa，日 注97.1m3/口，PI值7.89；措施后平均注水压力20.0 MPa，日 注10.25，压力上升3.0 MPa 。PI值增加2.11。20口油井见效，单井日产液从55.3吨上升60.5吨，日产油从2.3吨上升为4.8吨，平均日增油2.5吨，综合含水从95.8下降到92.1，下降3.7个百分点，累计增油8040吨。2、2008年卫城油田无机凝胶调驱调剖现场实施情况2008年在卫360油田的卫360-48井进行无机凝胶调驱调剖。该区块原始地层压力为33MPa，压力系数1.04，原始地层温度100，目前地层温度85-90。沙三中6-

10、7平均孔隙度15%，渗透率1020×10-3m2，沙三下1平均孔隙度11.2%，渗透率26×10-3m2，砂组之间非均质性强。地层水矿化度一般为27×104mg/l。无机凝胶调驱调剖剂设计注入2000m3，而实际注入1400 m3。没有达到设计注入量。但该井到目前已经增产原油500多吨，日均增油5吨。达到了增油的目的。3、2008年文南、胡状油田无机凝胶调驱调剖现场实施情况通过2008年5月9日到2008年11月15日在文南、胡状等油田共实施5口井，分别为文7974、文1336、文72218、文3328，新胡7-200井。由于施工时间短及其他因素影响，文7974、

11、文3328，新胡7-200井效果不是很理想，文1336、文72218井效果较为明显，年累计增油300吨以上。效果不好的经主要原因是注入压力较高，导致难以注入，不能按设计要求完成施工，故效果不明显。 基本数据文7974文1336文3328新胡7-200目的层S2下4-6的15、16、20、22S2下2S2下2S3下1.1目的层厚度11.1m/4n6.2m/1n6.2m/1n3.6m/2n孔隙度17.2%22.5%84.82%17%低层温度1061079073渗透率24.5-29.3×10-3um2117.2×10-3um2162.3×10-3um2109×

12、10-3um2矿化度6.9×104mg/L6.9×104mg/L27×104mg/L16.7104mg/L启动压力21.2MPa9 MPa27MPa18MPa施工后压力34MPa12MPa35MPa23MPa设计要求达到压力32MPa28MPa28MPa15MPa设计要求注入无机凝胶量2500m32000 m31800 m3900 m3实际注入量1745 m32000 m3640 m3455 m3 各施工井基本情况文7974井施工参数设计段塞名称调剖体系液量m3浓度 mg/l粒径 mm最大施工压力(MPa)前置凝胶颗粒40040002-330隔离清水50主体无机凝

13、胶250032隔离清水50后置凝胶颗粒30060004-835由施工情况不难看出实际施工与设计符合较好，前置段塞采用2-3mm小颗粒较符合地层情况，压力上升较平稳，由启动压力21.4MPa上升到26 MPa，主体无机凝胶连续注入且中间隔离清水50方较充分，保证压力上升较慢。较好地实现施工设计目的。文133-6井施工参数设计段塞名称调剖体系液量m3浓度 mg/l粒径 mm最大施工压力(MPa)前置凝胶颗粒30040001-222主体（交替）无机凝胶200×1028凝胶颗粒100×1060002-328后置凝胶颗粒40080004-630顶替液清水5030由曲线可知当前置段塞完

14、成后压力最高为14MPa主体段塞完成后最大压力为13MPa与设计压力28MPa相差较大。综合此井基本参数发现文1336地层温度较高，为107，超过凝胶颗粒耐温极限，施工时间较长，前置段塞注入时间在18天左右。凝胶颗粒可能部分降解。建议采用耐温较高调剖剂.文33-28井施工参数设计段塞名称调剖体系液量m3浓度 mg/l粒径 mm最大施工压力(MPa)前置凝胶颗粒40060002-325主体（交替）无机凝胶200×928凝胶颗粒100×980002-328后置凝胶颗粒400100004-630顶替液清水5032后续注入无机凝胶具有触变性，属沉淀型调堵剂，此井所在地层矿化度较高，

15、产生沉积无法推动到更远的地段，故压力升高较快由27MPa上升到34MPa，且只注入640方，未能完成设计要求。新胡7-200井压力变化曲线0510152025300500100015002000注入调驱剂的量压力系列1新胡7-200井施工参数设计段塞名称调剖体系液量m3浓度 mg/l粒径 mm最大施工压力（MPa）前置凝胶颗粒20080004-610主体（交替）无机凝胶300×313凝胶颗粒200×360004-615后置凝胶颗粒30080006-818顶替液清水3018此井前期测得吸水指示曲线启动压力为5MPa，实际施工时的启动压力15.5MPa, 造成主体段塞注入压力较

16、高为24MPa,由于注入压力较高，导致无法完成施工。 六、几点认识1、无机凝胶调驱体系具有粒径尺寸可控，成本低，热稳定性、盐稳定性好的特点，适用于中原油田的调驱现场施工。2、无机凝胶调驱体系克服了聚合物凝胶体系的成胶情况容易受各种因素的影响（交联剂的吸附损耗对成胶性能的影响，聚合物的吸附损耗对成胶强度的影响，聚合物运移过程中剪切对成胶性能的影响等）的缺点，是一种低风险的调驱体系。3、无机凝胶的粒径较小，可以进入油层深部，并且封堵强度高，在现场施工中表现为施工注入压力上升较快，后续调堵剂注入困难。因此在选用无机凝胶调驱剂前应综合考虑地层情况，充分发挥无机凝胶封堵强度高、耐盐耐温调驱剂的优势，起到更好的调驱效果。4、注无机凝胶前后应先注清水进行隔离，防止凝胶过早沉淀。5、对比2007-2008年使用无机凝胶施工的调驱井，可以看出无机凝胶对中高渗透率、启动压力低、存在大孔道的井注入效果较好，且压力也较好控制，而对中低渗