2024年9月1日发(作者：清阳曦)
2013年2月舒俊峰等．凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用
15
凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用
舒俊峰1，张磊2，陈勇1
(1．中国石化中原油田采油四厂，濮阳457001；2．中国石油大学(北京)，北京102249)
[摘要]为了挖掘文南油田储层剩余油潜力，开展了深部调剖技术。对自制的一种抗高温
耐盐凝胶颗粒调剖剂首先进行了室内静态评价和动态模拟实验，结果表明，固相含量3．0％、粒径
范围0．04—0．30mm的颗粒堵剂能适应文南油田深度调剖的需要。矿场实践表明，该调剖技术能
起到明显增油降水效果，文33—28井压力由调驱前初期的13MPa上升至34MPa，对应油井含水
率由95％下降至75％。
[关键词]高温高盐油藏深部调剖凝胶颗粒油藏地质条件
文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造
2凝胶型颗粒调剖剂性能评价
南部次级地堑内，是一个异常高压、高温复杂断块
2．1凝胶型颗粒调剖剂的制备
油气藏，具有储层埋藏深、发育不稳定、油藏类型
高温抗盐凝胶型颗粒调剖剂是一种高分子聚
多等地质特征。经过多年的开发，已进人高含水合物，工业合成方法如下¨。3J：向反应釜中加入一
开发期，受复杂地质特征的影响，文南油田动用状定比例的2一丙烯酰胺基一2一甲基丙磺酸
况较好的一类主力层目前已大面积水淹，而储层(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、聚氨脂、活性功能单体
物性较差的二类层水驱动用困难。
及交联剂和引发剂等组分，在水中均匀混合，然后
在油井开采过程中，含水率快速上升，无水采在一定温度下聚合形成凝胶团，经造粒、烘干、粉
油期短，表明油层中存在着大量的天然裂缝，且钻
碎、筛分等工艺过程，形成具有一定强度和膨胀倍
井取芯资料显示储层非均质性极强，高渗层渗透数的凝胶颗粒。通过调整各单体配比、合成反应
率超过2．02灿m2(2．O达西)，渗透率级差20。为条件及加工工艺，可生产出具有不同吸水倍数、吸
改善油田开发效果，笔者对用于深部调剖的调剖
水速度、颗粒半径和强度的抗高温抗盐的凝胶颗
剂进行筛选评价，选出能满足文南油田深部调剖粒调剖剂系列产品。
的调剖剂，并将其用于矿场试验。
针对文南油田高温高盐的特性，高温抗盐凝
l深部调剖调剖剂筛选
胶型颗粒调剖剂必须达到以下技术要求H’5
J：耐
从深部调剖考虑，选择了高温抗盐凝胶型颗
温70—120℃；抗盐大于20×104mg／L；颗粒呈细
粒调剖剂、无机凝胶调剖剂、橡胶颗粒调剖剂等3
粉砂状，分别制备1。粒径0．019—0．04mm，2。粒
种调剖剂，在现场实施过程中发现，无机凝胶调剖
径0．04—0．3
mm，3。粒径0．3～O．6mm的凝胶颗
剂在施工时注人压力上升较快，后续调剖剂注入
粒；膨胀倍数3～15倍。
困难；橡胶颗粒调剖剂虽然具有耐温、抗剪切的优
2．2凝胶型颗粒调剖剂室内静态评价实验
点，是一种机械堵塞较强的体系，但在施工过程中
凝胶型颗粒调剖剂的耐温性和抗盐性评价实验
增压快、压力高、注入困难，不适应文南油田高压
均在模拟地层水的环境中进行，评价结果见表1[6]。
低渗的油藏调剖。而耐盐抗温凝胶颗粒调剖剂中
表1凝胶型颗粒调剖剂静态评价性能
由于含有大量的羧基、酰胺基等吸水基团，吸水量
项目
大，具有良好的保水性能，可在体层中滞留，并且
标准要求值检验结果
溶胀后的凝胶为弹性体，在压力等作用下能变形，
外观白色淡黄或灰黑色黑色
膨胀倍数
3—156．5
向地层孔隙中运移，达到调剖堵水的目的。现场
耐温性
颗粒完整不破碎
90℃下14
d颗粒完整不破碎
实施过程中发现，用预交联凝胶型颗粒调剖剂调
量垫丝!(竖：!：1
2兰垫：!Q：：
丝：!Q：：
剖后，水井吸水剖面有明显改善，主力吸水层得到
收稿日期：2012—12一17。
有效控制，新层得以启动。
作者简介：舒俊峰，2008年毕业于长江大学应用化学专业，现
从事油田化学品研制开发工作。
精细石油化工进展
16
ADVANCESIN
nNE
PETROCHEMICALS
第14卷第1期
2．3调剖剂室内动态评价实验¨1
用不同目数的石英砂填砂管(2．5
cm×
30
cm)模拟不同渗透率的地层，考察凝胶型颗粒
调剖剂的注人性、耐冲刷性和封堵能力，之后将填
砂管并联，考察该调剖剂提高采收率情况。
2．3．1物理模拟实验装置流程
物理模拟实验装置流程示意见图l。
接
液
管
图1物理模拟装置流程示意
2．3．2实验条件和材料
室内模拟的实验温度90℃；实验用地层水选
用室内配制的模拟地层水(氯化钙型)，矿化度为
22×104叫L，90℃下黏度为1．6
mPas；实验用
油取用四厂采出原油，90℃下黏度为1．2
mPas；
凝胶型颗粒调剖剂14粒径0．019～0．040
mm，2’粒
径0．04～0．30
l砌，3。粒径0．3～0．6
I砌。
2．3．3结果与分析
2．3．3．1颗粒调剖剂粒径对注入压力的影响¨’9
J
填砂管渗透率模拟文南油田高渗层渗透率，
选用不同目数的石英砂充填填砂管，测定其孔隙
度33％，渗透率2．55斗m2，在3种不同粒径的调
剖剂含量均为0．3％，注入速度2
mL／min的条件
下，考察了调剖剂颗粒粒径对注入压力的影响，结
果见图2。
5000
4000
R
星3000
出
磊2000
1000
O
10
注入量触
图2凝胶颗粒粒径对注入压力的影响
由图2可见，l’和24调剖剂在注入初期，人口
压力不断上升，其原因是颗粒堆积堵塞人口，在注
入压力达到一定值(突破压力)后，颗粒调剖剂发
生形变进入地层孔隙，此时压力得到释放，压力下
降，在压力低于突破压力后调剖剂再次堆积堵塞，
压力上升，形成运移规律。
3’调剖剂由于颗粒粒径过大，与地层空隙不
配伍，调剖剂颗粒发生形变后仍然不能突破运移，
几乎全部堵塞在人口端面导致注入压力过高。结
合油田现场实际，考虑油藏中裂缝的存在，认为
14调剖剂颗粒粒径偏小，不能有效封堵裂缝；3。调
剖剂的注人压力太高，不适合油藏的深部调剖；2。
调剖剂的粒径符合深部调剖和现场施工要求，因
此，凝胶型颗粒调剖剂含量为0．3％时其粒径选
择0．04～0．30mm较合适。
2．3．3．2调剖剂固含量对注入压力的影响
实验条件不变，只是将1’调剖剂和2。调剖剂
固含量由0．30％增加到O．45％，考察调剖剂含量
对注入压力的影响，结果见图3。
7000
6000
5000
R
室加00
鼍3000
划2000
1000
0
102030
加
注入量，mL
图3调剖剂固含量对注入压力的影响
由图3可见，由于固相含量增加，颗粒在入口
端的堆积量增加，人口端孔喉处的桥塞作用加强，
注入压力大幅增加，因而固相含量为O．45％的2。
调剖剂适宜近井调剖，不适宜用作深部调剖。
比较分析后认为，固相含量0．3％，粒径范围
0．04—0．30
mm的颗粒调剖剂最适宜文南油田深
部调剖的需求。
2．3．3．3凝胶型颗粒调剖剂封堵率评价
选用直径2．5cm，长30
cm的填砂管，用不同
目数的石英砂充填得到表2所示3种不同的渗透
率，分别以2
mL／min的流速注入0．2PV的固含
量O．3％粒径0．04～0．3
mm的颗粒型调剖剂后，
2013年2月舒俊峰等．凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用
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再用模拟地层水测定渗透率，考察凝胶调剖剂的
封堵性能，结果见表2。
表2调剖剂的封堵性能
毒《幽、／媸
由表2可见，凝胶型颗粒调剖剂调剖后，渗透
注入时间，d
率下降幅度均很大，封堵率96％以上。
图4凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性
2．3．3．4凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性
2．3．3．5
凝胶型颗粒调剖剂对提高采收率的影响
选用直径2．5cm，长30cm的填砂管，渗透率为将两根填砂管并联，先用模拟地层水驱油，在
2．55肛m2，以1ⅡlL／rnin的流速注入固含量0．3％，粒
水驱程度达到98％后注入0．3
PV的固含量
径0．04～0．30
mm的颗粒调剖剂，连续注入8
d，
0．3％，粒径0．04—0．3mm的颗粒调剖剂；注入
考察凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性，结果见图4。
后再用模拟地层水驱，直至水驱程度达到98％时
由图4可见，注入压力保持稳定，说明凝胶型颗粒
停止，考察凝胶颗粒调剖剂对提高采收率的影响，
调剖剂有很强的耐冲刷性能。
结果见表3。
表3凝胶型颗粒调剖剂对提高采收率的影响
由表3可见，凝胶型颗粒调剖剂调剂后，提高岩。油藏平均孔隙度30．5％，平均孔喉直径0．006
采收率效果明显，尤其对渗透率低的填砂管，驱油mm，平均渗透率387．3×10一斗m2，地层温度为85．
效果更明显。对耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂的室内
68～103．7℃。由于层间物性差异大，经过20多年
评价结果表明，固含量0．3％，粒径0．04—0．30
的注水开发后，地下油水关系十分复杂，油藏剩余
mm的颗粒调剖剂能够适应文南油田深部调剖的
油挖潜难度大，分类储层储量动用不均衡。
需要。该调剖体系属于地面交联产物，解决了常
沙二下2砂组顶部基本已水淹，沙二下3尚存
规地下交联调剖剂进入地层后，因稀释、降解、吸
在一定剩余油。为控制含水上升，充分挖掘沙二下
附等各种复杂原因造成的不成胶问题，并且该技
2层内的剩余油，有效启动沙二下3，达到进一步提
术配制简单，施工方便，无毒安全。在近井地带，
高水驱采收率的目的，需要对该井实施深部调剖，
因压差较大，颗粒在水驱压差作用下产生变形，驱
调整目的主要为层间调剖，目的层为沙二下，射孔
动孔隙内的剩余油向生产井运移，起到驱油的效
层段2
652．0～2658．2
m，射孔厚度6．2
m。
果；同时在油层深部，由于生产压差较小，颗粒将
3．1．2驱油效果
在孔隙内滞留，堵塞孑L隙通道使液流转向，起到了
文33—28井累计注入调驱剂2
464
m3，注入
深部调剖的作用¨…。
凝胶颗粒14．8
t，压力由调驱初期的13
MPa上升
至目前的34MPa，对应油井文33—411含水率由
3矿场应用
95％下降至75％，油量由措施前的4．4∥d上升
3．1文33—28井组应用
到目前的10．1
L／d，累计增油256．5
t。
3．1．1文33—28井组概况
3．2文79—1泓井组应用
文33—28井是文33断块沙二下油藏的一口
3．2．1文79—1斛井组概况
注水井。文33块沙二下储集岩主要为长石粗粉砂
文79—184井是文79—85块沙二下和沙三
精细石油化工进展
第14卷第1期
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上油藏的一口注水井。该块储集层岩性主要为长型，总矿化度(25～26)×104mg／L，地层温度
石粉砂岩，主要流动喉道平均孔径8．7斗m，储层
94℃，吸水层注水量50m3／d，吸水状况见表4。
平均渗透率438．3×10～斗m2，地层水为cacl2
表4文79—1跗井吸水剖面状况
由表4可以看出，大量注人水进入少数层内，
正常施工。针对出现的问题，笔者认为，下步工作
少数层见水淹，大多数层动用程度差，富集剩余对调剖剂进行改良，进一步提高调剖剂的适应性。
油。由于层内非均质性突出，造成垂向上的层内同时，选井选层工作也是决定施工成败的重要环
突进，降低了水驱油厚度，致使井组水驱油效率大节，加大对类似井的地质参数和工程参数分析，以
大降低，油井较快见水淹，综合分析认为，文79一准确把握储层地质特征，为工程施工提供指导。
184井有较大调驱增油潜力。通过调驱封堵水井
一类主力吸水层大孔道，提高注水压力，增大水驱
参考文献
[1]魏娟明，马涛，汤达祯．体膨类堵水调剖剂研究现状[J]．应
扫油面积和厚度，提高一类层注水驱替效果。从
用化工，2009，38(10)：1517一1520．
而降低井组自然递减，达到改善油藏开发效果的
[2]钱玉花，李立．耐温抗盐高吸水树脂选择性颗粒堵水剂的
目的。
合成与性能评价[J]．石油天然气学报(江汉石油学院学
3．2．2驱油效果
报)，2008，30(3)：311—313．
文79—184井累计注入调驱剂2
鲁红升．深部调驱颗粒的合成、表征及评价[D]．成都：西
390
m3，累
[3]
南石油学院，2005．
计注人凝胶颗粒12．6t。注人压力由17
MPa上
[4]吴志红，吴静．预交联颗粒调驱剂在文南油田的应用[J]．
升至32MPa，对应油井文79—197含水率由93％
内蒙古石油化工，2005，(2)：106—107．
降至78％，产油量由措施前的6．7∥d上升至
[5]陈宗林，黄学宾．预交联颗粒凝胶调驱技术在文南油田文
14．8∥d，累计增油338．1t。
lO块中的应用[J]．江汉石油学院学报，2002，24(4)：57—
58．
4结论
[6]王飞．抗盐耐温颗粒调驱剂在文南油田的应用[J]．内蒙古
(1)该凝胶型颗粒调剖体系在现场的应用结
石油化工，2007，(1)：99一102．
果表明，该调剖剂能够满足文南油田深部调剖的
[7]李波，薛芸，朱伟民．预交联颗粒调剖技术研究与应用[J]．
小型油气藏，2007，12(1)：54—58．
需要，调剖后水井吸水剖面有明显改善，注入压力
[8]卢福申，曹书瑜．凝胶颗粒调剖的模拟实验[J]．油气地质
上升，主力吸水层得到有效控制，新层得以启动。
与采收率，2004，12(6)：61—63．
(2)现场实施过程中也发现一些不足：黑色
[9]杨卫华，葛红江．无机颗粒堵剂与地层孔隙喉道的匹配性
凝胶颗粒虽然有耐异常高温的优点，但悬浮性较
实验[J]．石油钻采工艺，20lO，32(6)：93—96．
差，进入井筒后易堆积在炮眼附近造成堵塞，影响
[10]赵福麟．油田比学[M]．北京：石油大学出版社．200r7．
EValuationandField
Application
of
Gel
ParticIePr06le
Control
Agent
Shu
Junfen91Zhang
IJei2Chen
Yon91
(1．Ⅳo．4
D以Prod“c￡io，l
P如m旷Z^o，啪，Ⅱ彻，Di班e纪，5，ⅣDPEC，PHy口昭457001；
2．吼inⅡun秒砒y
o厂Pe￡ro如um，Be驴i昭102249)
2013年2月舒俊峰等．凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用
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[Abstract]
In—depthprofile
modificationfor
injection
wells
was
caI五ed
outto
exploit
t}leresidualoilof
Wennan
Oilfield．Thestatic
evaluation龃d
dvnamic
simulation
experiments
ofhomemade
gelpanicle
wit}I
heatresistanceandsalttolemnce
were
6rstcaIded
out
inlab．Theresultshowedthatthe
particle
plug舀ng
a-
gent
withthesolid
content
of35％and
particle
sizeof0．04—0．30
mm
could
meet
the
requirements
of
deep
pr06le
contr01．
Furthemore，6eld
test
indicatedthatthe
profile
controlhadobViouse珏bctsinincreaseofoil
production
and
water
shutoffwitIltIle
pressure
in
Wen
33—28weUincreasedf而m13MPAbefore
profile
con．
咖l
to
34
MPa，water
content
of
coHesponding
weU
decreased舶m
95％to75％．
[Keywords]
hightemperature
and
high
salt
reservoir；in—depthprofilemodification；gelparticle；geolog-
ica】condjtionof
reservoir
天然气供应过剩难改油田化学品需求增长势头
IHS化学公司分析师威尔表示，天然气价格的疲软正导致钻井活性的减弱，至少在北美地区是如
此，这对近期油田化学品市场的增长产生压力。IHS预计油田化学品的消费将继续增长，但是增长速度
将减慢，因为天然气供应过剩导致钻井活性减弱。IHS表示，2015年前油田化学品消费将以年均3．5％
的速度增长。
非常规钻井技术包括水力压裂技术和油砂抽提技术是油田化学品增长的主要动力。这些技术需要
大量的化学品来释放地下的石油或天然气资源。威尔表示，2010年水力压裂化学品占到全球油田化学
品消费增长的37％，在北美地区这一比例更是占到55％。从近期来看，受天然气供应过剩的影响，天然
气钻井活性将下降，但是高油价意味着天然气钻井活性仍将继续活跃。此外成熟油田的日益增加也需
要更多的化学品，这就是北美地区比其他地区消费更多的油田化学品的原因，尤其是与富油的中东地区
相比。美国BwA水处理添加剂公司cEO卡特梅尔表示，因为油气产量水平继续增长，尤其是在当前日
趋艰难和挑战的服务环境中，需要更大量的使用化学品和先进技术，因此对于油田化学品的长期前景来
说是具有吸引力的。BWA水处理添加剂公司是一家领先的油田生物杀菌剂供应商。在过去的3～4年
中，公司的油田化学品业务出现强劲增长，当前油气业务约占到公司总营业收人的25％。卡特梅尔表
示，高能源价格将继续刺激油田化学品需求的稳步增长，即便美国天然气市场疲软。而且页岩油气生产
将蔓延至阿根廷、波兰、中国和其他国家，此外，油砂、页岩砂和深水钻井也将刺激油田化学品需求的增
长。
威尔表示，不同种类的油田化学品的需求周期也是不同的，包括钻井化学品、油井刺激化学品和固
井化学品，这取决于钻井活动和这些化学品在油井生命周期内所处的不同阶段。但是总体而言，新技术
意味着使用更多的化学品。美国Silica公司CEO希恩表示，压裂支撑剂需求预计以年均15％一20％的
速度增长，即便钻井活性减弱，因为石油工程师们已经发现，在油井中使用的支撑剂越多，将生产出更多
的油气。silica公司是北美地区压裂砂第二大生产商。压裂砂占到油田支撑剂市场90％的份额。希恩
表示，支撑剂的需求同样是受到水平钻井数量增加的刺激，水平钻井技术是近来发展的一种新技术，这
种技术与过去的技术相比，每口井中需要使用更多的支撑剂。Silica公司在2011年售出了逾2
Mt压裂
砂，预计今年将出售逾3
Mt。
油田化学品需求的强劲增长已经导致一些原材料的短缺。威尔表示，在过去的3—4年中，瓜尔豆
胶需求已经增长了一倍。瓜尔豆胶常用于油田化学品和食品配料，受瓜尔豆胶在油田化学品领域需求
强劲增长的影响，食品制造商们被迫寻找不使用这种配料的食品配方。然而，油田化学品生产商仍然愿
意以高价来获得这种原料。政策法规和政治的不稳定也给油田化学品生产商们带来的挑战。北美地区
正出台新的管理规定要求油气生产商披露水力压裂过程中使用的化学品，包括德州和宾夕法尼亚州。
威尔表示这种信息披露的要求将迫使生产商们使用环保型的配方。
庞晓华摘译自Chemical
Week。2012—07—09
2024年9月1日发(作者：清阳曦)
2013年2月舒俊峰等．凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用
15
凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用
舒俊峰1，张磊2，陈勇1
(1．中国石化中原油田采油四厂，濮阳457001；2．中国石油大学(北京)，北京102249)
[摘要]为了挖掘文南油田储层剩余油潜力，开展了深部调剖技术。对自制的一种抗高温
耐盐凝胶颗粒调剖剂首先进行了室内静态评价和动态模拟实验，结果表明，固相含量3．0％、粒径
范围0．04—0．30mm的颗粒堵剂能适应文南油田深度调剖的需要。矿场实践表明，该调剖技术能
起到明显增油降水效果，文33—28井压力由调驱前初期的13MPa上升至34MPa，对应油井含水
率由95％下降至75％。
[关键词]高温高盐油藏深部调剖凝胶颗粒油藏地质条件
文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造
2凝胶型颗粒调剖剂性能评价
南部次级地堑内，是一个异常高压、高温复杂断块
2．1凝胶型颗粒调剖剂的制备
油气藏，具有储层埋藏深、发育不稳定、油藏类型
高温抗盐凝胶型颗粒调剖剂是一种高分子聚
多等地质特征。经过多年的开发，已进人高含水合物，工业合成方法如下¨。3J：向反应釜中加入一
开发期，受复杂地质特征的影响，文南油田动用状定比例的2一丙烯酰胺基一2一甲基丙磺酸
况较好的一类主力层目前已大面积水淹，而储层(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、聚氨脂、活性功能单体
物性较差的二类层水驱动用困难。
及交联剂和引发剂等组分，在水中均匀混合，然后
在油井开采过程中，含水率快速上升，无水采在一定温度下聚合形成凝胶团，经造粒、烘干、粉
油期短，表明油层中存在着大量的天然裂缝，且钻
碎、筛分等工艺过程，形成具有一定强度和膨胀倍
井取芯资料显示储层非均质性极强，高渗层渗透数的凝胶颗粒。通过调整各单体配比、合成反应
率超过2．02灿m2(2．O达西)，渗透率级差20。为条件及加工工艺，可生产出具有不同吸水倍数、吸
改善油田开发效果，笔者对用于深部调剖的调剖
水速度、颗粒半径和强度的抗高温抗盐的凝胶颗
剂进行筛选评价，选出能满足文南油田深部调剖粒调剖剂系列产品。
的调剖剂，并将其用于矿场试验。
针对文南油田高温高盐的特性，高温抗盐凝
l深部调剖调剖剂筛选
胶型颗粒调剖剂必须达到以下技术要求H’5
J：耐
从深部调剖考虑，选择了高温抗盐凝胶型颗
温70—120℃；抗盐大于20×104mg／L；颗粒呈细
粒调剖剂、无机凝胶调剖剂、橡胶颗粒调剖剂等3
粉砂状，分别制备1。粒径0．019—0．04mm，2。粒
种调剖剂，在现场实施过程中发现，无机凝胶调剖
径0．04—0．3
mm，3。粒径0．3～O．6mm的凝胶颗
剂在施工时注人压力上升较快，后续调剖剂注入
粒；膨胀倍数3～15倍。
困难；橡胶颗粒调剖剂虽然具有耐温、抗剪切的优
2．2凝胶型颗粒调剖剂室内静态评价实验
点，是一种机械堵塞较强的体系，但在施工过程中
凝胶型颗粒调剖剂的耐温性和抗盐性评价实验
增压快、压力高、注入困难，不适应文南油田高压
均在模拟地层水的环境中进行，评价结果见表1[6]。
低渗的油藏调剖。而耐盐抗温凝胶颗粒调剖剂中
表1凝胶型颗粒调剖剂静态评价性能
由于含有大量的羧基、酰胺基等吸水基团，吸水量
项目
大，具有良好的保水性能，可在体层中滞留，并且
标准要求值检验结果
溶胀后的凝胶为弹性体，在压力等作用下能变形，
外观白色淡黄或灰黑色黑色
膨胀倍数
3—156．5
向地层孔隙中运移，达到调剖堵水的目的。现场
耐温性
颗粒完整不破碎
90℃下14
d颗粒完整不破碎
实施过程中发现，用预交联凝胶型颗粒调剖剂调
量垫丝!(竖：!：1
2兰垫：!Q：：
丝：!Q：：
剖后，水井吸水剖面有明显改善，主力吸水层得到
收稿日期：2012—12一17。
有效控制，新层得以启动。
作者简介：舒俊峰，2008年毕业于长江大学应用化学专业，现
从事油田化学品研制开发工作。
精细石油化工进展
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第14卷第1期
2．3调剖剂室内动态评价实验¨1
用不同目数的石英砂填砂管(2．5
cm×
30
cm)模拟不同渗透率的地层，考察凝胶型颗粒
调剖剂的注人性、耐冲刷性和封堵能力，之后将填
砂管并联，考察该调剖剂提高采收率情况。
2．3．1物理模拟实验装置流程
物理模拟实验装置流程示意见图l。
接
液
管
图1物理模拟装置流程示意
2．3．2实验条件和材料
室内模拟的实验温度90℃；实验用地层水选
用室内配制的模拟地层水(氯化钙型)，矿化度为
22×104叫L，90℃下黏度为1．6
mPas；实验用
油取用四厂采出原油，90℃下黏度为1．2
mPas；
凝胶型颗粒调剖剂14粒径0．019～0．040
mm，2’粒
径0．04～0．30
l砌，3。粒径0．3～0．6
I砌。
2．3．3结果与分析
2．3．3．1颗粒调剖剂粒径对注入压力的影响¨’9
J
填砂管渗透率模拟文南油田高渗层渗透率，
选用不同目数的石英砂充填填砂管，测定其孔隙
度33％，渗透率2．55斗m2，在3种不同粒径的调
剖剂含量均为0．3％，注入速度2
mL／min的条件
下，考察了调剖剂颗粒粒径对注入压力的影响，结
果见图2。
5000
4000
R
星3000
出
磊2000
1000
O
10
注入量触
图2凝胶颗粒粒径对注入压力的影响
由图2可见，l’和24调剖剂在注入初期，人口
压力不断上升，其原因是颗粒堆积堵塞人口，在注
入压力达到一定值(突破压力)后，颗粒调剖剂发
生形变进入地层孔隙，此时压力得到释放，压力下
降，在压力低于突破压力后调剖剂再次堆积堵塞，
压力上升，形成运移规律。
3’调剖剂由于颗粒粒径过大，与地层空隙不
配伍，调剖剂颗粒发生形变后仍然不能突破运移，
几乎全部堵塞在人口端面导致注入压力过高。结
合油田现场实际，考虑油藏中裂缝的存在，认为
14调剖剂颗粒粒径偏小，不能有效封堵裂缝；3。调
剖剂的注人压力太高，不适合油藏的深部调剖；2。
调剖剂的粒径符合深部调剖和现场施工要求，因
此，凝胶型颗粒调剖剂含量为0．3％时其粒径选
择0．04～0．30mm较合适。
2．3．3．2调剖剂固含量对注入压力的影响
实验条件不变，只是将1’调剖剂和2。调剖剂
固含量由0．30％增加到O．45％，考察调剖剂含量
对注入压力的影响，结果见图3。
7000
6000
5000
R
室加00
鼍3000
划2000
1000
0
102030
加
注入量，mL
图3调剖剂固含量对注入压力的影响
由图3可见，由于固相含量增加，颗粒在入口
端的堆积量增加，人口端孔喉处的桥塞作用加强，
注入压力大幅增加，因而固相含量为O．45％的2。
调剖剂适宜近井调剖，不适宜用作深部调剖。
比较分析后认为，固相含量0．3％，粒径范围
0．04—0．30
mm的颗粒调剖剂最适宜文南油田深
部调剖的需求。
2．3．3．3凝胶型颗粒调剖剂封堵率评价
选用直径2．5cm，长30
cm的填砂管，用不同
目数的石英砂充填得到表2所示3种不同的渗透
率，分别以2
mL／min的流速注入0．2PV的固含
量O．3％粒径0．04～0．3
mm的颗粒型调剖剂后，
2013年2月舒俊峰等．凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用
17
再用模拟地层水测定渗透率，考察凝胶调剖剂的
封堵性能，结果见表2。
表2调剖剂的封堵性能
毒《幽、／媸
由表2可见，凝胶型颗粒调剖剂调剖后，渗透
注入时间，d
率下降幅度均很大，封堵率96％以上。
图4凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性
2．3．3．4凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性
2．3．3．5
凝胶型颗粒调剖剂对提高采收率的影响
选用直径2．5cm，长30cm的填砂管，渗透率为将两根填砂管并联，先用模拟地层水驱油，在
2．55肛m2，以1ⅡlL／rnin的流速注入固含量0．3％，粒
水驱程度达到98％后注入0．3
PV的固含量
径0．04～0．30
mm的颗粒调剖剂，连续注入8
d，
0．3％，粒径0．04—0．3mm的颗粒调剖剂；注入
考察凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性，结果见图4。
后再用模拟地层水驱，直至水驱程度达到98％时
由图4可见，注入压力保持稳定，说明凝胶型颗粒
停止，考察凝胶颗粒调剖剂对提高采收率的影响，
调剖剂有很强的耐冲刷性能。
结果见表3。
表3凝胶型颗粒调剖剂对提高采收率的影响
由表3可见，凝胶型颗粒调剖剂调剂后，提高岩。油藏平均孔隙度30．5％，平均孔喉直径0．006
采收率效果明显，尤其对渗透率低的填砂管，驱油mm，平均渗透率387．3×10一斗m2，地层温度为85．
效果更明显。对耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂的室内
68～103．7℃。由于层间物性差异大，经过20多年
评价结果表明，固含量0．3％，粒径0．04—0．30
的注水开发后，地下油水关系十分复杂，油藏剩余
mm的颗粒调剖剂能够适应文南油田深部调剖的
油挖潜难度大，分类储层储量动用不均衡。
需要。该调剖体系属于地面交联产物，解决了常
沙二下2砂组顶部基本已水淹，沙二下3尚存
规地下交联调剖剂进入地层后，因稀释、降解、吸
在一定剩余油。为控制含水上升，充分挖掘沙二下
附等各种复杂原因造成的不成胶问题，并且该技
2层内的剩余油，有效启动沙二下3，达到进一步提
术配制简单，施工方便，无毒安全。在近井地带，
高水驱采收率的目的，需要对该井实施深部调剖，
因压差较大，颗粒在水驱压差作用下产生变形，驱
调整目的主要为层间调剖，目的层为沙二下，射孔
动孔隙内的剩余油向生产井运移，起到驱油的效
层段2
652．0～2658．2
m，射孔厚度6．2
m。
果；同时在油层深部，由于生产压差较小，颗粒将
3．1．2驱油效果
在孔隙内滞留，堵塞孑L隙通道使液流转向，起到了
文33—28井累计注入调驱剂2
464
m3，注入
深部调剖的作用¨…。
凝胶颗粒14．8
t，压力由调驱初期的13
MPa上升
至目前的34MPa，对应油井文33—411含水率由
3矿场应用
95％下降至75％，油量由措施前的4．4∥d上升
3．1文33—28井组应用
到目前的10．1
L／d，累计增油256．5
t。
3．1．1文33—28井组概况
3．2文79—1泓井组应用
文33—28井是文33断块沙二下油藏的一口
3．2．1文79—1斛井组概况
注水井。文33块沙二下储集岩主要为长石粗粉砂
文79—184井是文79—85块沙二下和沙三
精细石油化工进展
第14卷第1期
ADVANCESIN
nNE
PETROCHEMICALS
上油藏的一口注水井。该块储集层岩性主要为长型，总矿化度(25～26)×104mg／L，地层温度
石粉砂岩，主要流动喉道平均孔径8．7斗m，储层
94℃，吸水层注水量50m3／d，吸水状况见表4。
平均渗透率438．3×10～斗m2，地层水为cacl2
表4文79—1跗井吸水剖面状况
由表4可以看出，大量注人水进入少数层内，
正常施工。针对出现的问题，笔者认为，下步工作
少数层见水淹，大多数层动用程度差，富集剩余对调剖剂进行改良，进一步提高调剖剂的适应性。
油。由于层内非均质性突出，造成垂向上的层内同时，选井选层工作也是决定施工成败的重要环
突进，降低了水驱油厚度，致使井组水驱油效率大节，加大对类似井的地质参数和工程参数分析，以
大降低，油井较快见水淹，综合分析认为，文79一准确把握储层地质特征，为工程施工提供指导。
184井有较大调驱增油潜力。通过调驱封堵水井
一类主力吸水层大孔道，提高注水压力，增大水驱
参考文献
[1]魏娟明，马涛，汤达祯．体膨类堵水调剖剂研究现状[J]．应
扫油面积和厚度，提高一类层注水驱替效果。从
用化工，2009，38(10)：1517一1520．
而降低井组自然递减，达到改善油藏开发效果的
[2]钱玉花，李立．耐温抗盐高吸水树脂选择性颗粒堵水剂的
目的。
合成与性能评价[J]．石油天然气学报(江汉石油学院学
3．2．2驱油效果
报)，2008，30(3)：311—313．
文79—184井累计注入调驱剂2
鲁红升．深部调驱颗粒的合成、表征及评价[D]．成都：西
390
m3，累
[3]
南石油学院，2005．
计注人凝胶颗粒12．6t。注人压力由17
MPa上
[4]吴志红，吴静．预交联颗粒调驱剂在文南油田的应用[J]．
升至32MPa，对应油井文79—197含水率由93％
内蒙古石油化工，2005，(2)：106—107．
降至78％，产油量由措施前的6．7∥d上升至
[5]陈宗林，黄学宾．预交联颗粒凝胶调驱技术在文南油田文
14．8∥d，累计增油338．1t。
lO块中的应用[J]．江汉石油学院学报，2002，24(4)：57—
58．
4结论
[6]王飞．抗盐耐温颗粒调驱剂在文南油田的应用[J]．内蒙古
(1)该凝胶型颗粒调剖体系在现场的应用结
石油化工，2007，(1)：99一102．
果表明，该调剖剂能够满足文南油田深部调剖的
[7]李波，薛芸，朱伟民．预交联颗粒调剖技术研究与应用[J]．
小型油气藏，2007，12(1)：54—58．
需要，调剖后水井吸水剖面有明显改善，注入压力
[8]卢福申，曹书瑜．凝胶颗粒调剖的模拟实验[J]．油气地质
上升，主力吸水层得到有效控制，新层得以启动。
与采收率，2004，12(6)：61—63．
(2)现场实施过程中也发现一些不足：黑色
[9]杨卫华，葛红江．无机颗粒堵剂与地层孔隙喉道的匹配性
凝胶颗粒虽然有耐异常高温的优点，但悬浮性较
实验[J]．石油钻采工艺，20lO，32(6)：93—96．
差，进入井筒后易堆积在炮眼附近造成堵塞，影响
[10]赵福麟．油田比学[M]．北京：石油大学出版社．200r7．
EValuationandField
Application
of
Gel
ParticIePr06le
Control
Agent
Shu
Junfen91Zhang
IJei2Chen
Yon91
(1．Ⅳo．4
D以Prod“c￡io，l
P如m旷Z^o，啪，Ⅱ彻，Di班e纪，5，ⅣDPEC，PHy口昭457001；
2．吼inⅡun秒砒y
o厂Pe￡ro如um，Be驴i昭102249)
2013年2月舒俊峰等．凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用
19
[Abstract]
In—depthprofile
modificationfor
injection
wells
was
caI五ed
outto
exploit
t}leresidualoilof
Wennan
Oilfield．Thestatic
evaluation龃d
dvnamic
simulation
experiments
ofhomemade
gelpanicle
wit}I
heatresistanceandsalttolemnce
were
6rstcaIded
out
inlab．Theresultshowedthatthe
particle
plug舀ng
a-
gent
withthesolid
content
of35％and
particle
sizeof0．04—0．30
mm
could
meet
the
requirements
of
deep
pr06le
contr01．
Furthemore，6eld
test
indicatedthatthe
profile
controlhadobViouse珏bctsinincreaseofoil
production
and
water
shutoffwitIltIle
pressure
in
Wen
33—28weUincreasedf而m13MPAbefore
profile
con．
咖l
to
34
MPa，water
content
of
coHesponding
weU
decreased舶m
95％to75％．
[Keywords]
hightemperature
and
high
salt
reservoir；in—depthprofilemodification；gelparticle；geolog-
ica】condjtionof
reservoir
天然气供应过剩难改油田化学品需求增长势头
IHS化学公司分析师威尔表示，天然气价格的疲软正导致钻井活性的减弱，至少在北美地区是如
此，这对近期油田化学品市场的增长产生压力。IHS预计油田化学品的消费将继续增长，但是增长速度
将减慢，因为天然气供应过剩导致钻井活性减弱。IHS表示，2015年前油田化学品消费将以年均3．5％
的速度增长。
非常规钻井技术包括水力压裂技术和油砂抽提技术是油田化学品增长的主要动力。这些技术需要
大量的化学品来释放地下的石油或天然气资源。威尔表示，2010年水力压裂化学品占到全球油田化学
品消费增长的37％，在北美地区这一比例更是占到55％。从近期来看，受天然气供应过剩的影响，天然
气钻井活性将下降，但是高油价意味着天然气钻井活性仍将继续活跃。此外成熟油田的日益增加也需
要更多的化学品，这就是北美地区比其他地区消费更多的油田化学品的原因，尤其是与富油的中东地区
相比。美国BwA水处理添加剂公司cEO卡特梅尔表示，因为油气产量水平继续增长，尤其是在当前日
趋艰难和挑战的服务环境中，需要更大量的使用化学品和先进技术，因此对于油田化学品的长期前景来
说是具有吸引力的。BWA水处理添加剂公司是一家领先的油田生物杀菌剂供应商。在过去的3～4年
中，公司的油田化学品业务出现强劲增长，当前油气业务约占到公司总营业收人的25％。卡特梅尔表
示，高能源价格将继续刺激油田化学品需求的稳步增长，即便美国天然气市场疲软。而且页岩油气生产
将蔓延至阿根廷、波兰、中国和其他国家，此外，油砂、页岩砂和深水钻井也将刺激油田化学品需求的增
长。
威尔表示，不同种类的油田化学品的需求周期也是不同的，包括钻井化学品、油井刺激化学品和固
井化学品，这取决于钻井活动和这些化学品在油井生命周期内所处的不同阶段。但是总体而言，新技术
意味着使用更多的化学品。美国Silica公司CEO希恩表示，压裂支撑剂需求预计以年均15％一20％的
速度增长，即便钻井活性减弱，因为石油工程师们已经发现，在油井中使用的支撑剂越多，将生产出更多
的油气。silica公司是北美地区压裂砂第二大生产商。压裂砂占到油田支撑剂市场90％的份额。希恩
表示，支撑剂的需求同样是受到水平钻井数量增加的刺激，水平钻井技术是近来发展的一种新技术，这
种技术与过去的技术相比，每口井中需要使用更多的支撑剂。Silica公司在2011年售出了逾2
Mt压裂
砂，预计今年将出售逾3
Mt。
油田化学品需求的强劲增长已经导致一些原材料的短缺。威尔表示，在过去的3—4年中，瓜尔豆
胶需求已经增长了一倍。瓜尔豆胶常用于油田化学品和食品配料，受瓜尔豆胶在油田化学品领域需求
强劲增长的影响，食品制造商们被迫寻找不使用这种配料的食品配方。然而，油田化学品生产商仍然愿
意以高价来获得这种原料。政策法规和政治的不稳定也给油田化学品生产商们带来的挑战。北美地区
正出台新的管理规定要求油气生产商披露水力压裂过程中使用的化学品，包括德州和宾夕法尼亚州。
威尔表示这种信息披露的要求将迫使生产商们使用环保型的配方。
庞晓华摘译自Chemical
Week。2012—07—09