涩北气田聚合物堵剂室内研究

钟丽

摘要：本文针对涩北气田地质情况和出水条件，研制出了聚合物/有机酚醛交联堵剂体系（强凝胶），通过实验对强凝胶的成胶时间、强度、稳定性、脱水情况和封堵率进行评价，研究出适合涩北气田出水情况的堵水剂和堵水工艺。

关键词：涩北气田；出水分析；堵水剂涩北气田岩性疏松，在气井产层的上下层都分布有水层容易造成层间水窜现象，稳产形势很严峻。所以，加强涩北气田堵水技术的研究与应用迫在眉睫。目前，国内外发展起来一些气田堵水的方法，主要是利用注入化学堵剂以达到封堵水层的目的，但是不够完善，还需要不断研究和实践[1]。本文是针对涩北气田出水特征和出水分析，研究适合涩北气田的堵水剂体系。

1.涩北气田出水特征涩北气田近几年含水逐渐加剧、出砂严重、低压低产气井不断增多。涩北一号水气比由2001年的11.91m3/106m3，增加到2014年的121.81m3/106m3，累计水气比为0.45m3/106m3，涩北二号水气比由2001年的1.96m3/106m3，增加到2014年的161.40m3/106m3，累计水气比为61.45m3/106m3。从图1中可以看出，由于涩北气田的不断开发，气井生产过程中各层系产水量逐渐增大，出水严重影响了气井的正常生产。涩北气田开采后期气井大多属于低压低产气井[2]，低压低产气井有以下出水特征：一是地层压力低，即储层供气能力差，这类气井主要分布在I开发层系，气井投产后产能较低；二是地层压力低、井口回压大，这类气井主要分布在Ⅰ、Ⅱ开发层系，使得气井投产初期生产压差小；三是气井出水出砂，这类气井主要分布在Ⅲ、Ⅳ开发层系，气井见水出砂后影响了气体的地层渗流和井筒流动，使得气井的井口压力和日产气量同时降低。

图1涩北气田历年水气比变化趋势图2.聚合物桥键吸附技术该方法主要是通过聚合物在地层孔喉中的桥键吸附来选择性地大幅度降低水相相对渗透率而较小幅度降低（实际试验结果甚至升高）气相相对渗透率，达到选择性堵水不堵气的目的。它主要是利用了聚合物吸附层的就地舒展特性，既能提高传统堵水方法的效果，又不至于交联作用而降低气井的产能，并根据地层的不同条件，选用不同类型的聚合物，研究了相适应的不同处理方法，大部分岩心试验结果均证明，聚合物处理后的气相相对渗透率确实比处理前高。

3.新的堵水作业程序通过使用新型封盖液和新型可收缩式封隔器，工作程序安排如下：将可收缩的桥塞放在电缆线上，同时把打捞爪放在钢丝上；将新型机械封隔器放在挠性管上（标定打捞爪位置进行深度对比）；挤压部分水解氯化铝凝胶；挤压新型封盖液直到压力响应表明封盖起作用；解封机械封隔器，污染剩余的封盖液；通过排液的方式用氮气清理井筒；将挠性管从井筒取出；把打捞爪和收缩式桥塞取下并放在钢丝上。

4.涩北气田堵剂配方体系筛选（1）实验条件。①实验温度60℃；②矿化度86400mg/L。

（2）实验仪器。①旋转粘度仪：BrookfieldSynchro-LectricDigitalViscometer，美国制造；②电热鼓风恒温干燥箱：CS1013型，最高温度可达300℃，重庆试验设备厂制造；③精密天平：Sartorius，德国制造，最大量程为200g，可以精确到10-4g；④调速搅拌器：S7401--Ⅱ型电动搅拌器，调速范围为0--30转/分；⑤磨口烧瓶、烧杯、滴管、玻璃棒、移液管、量筒、磁力搅拌器等。

（3）化学药品.①聚丙烯酰胺HPAM，干粉，分子量为1900万，固含量90%，水解度为23%-25%，大庆油田炼化公司生产；②除氧剂；③酚醛交联剂，液体，山东淄博；④盐热稳定剂CRC，一种有机物，固体，山东淄博。

（4）堵剂强度评价标准。本实验中评价堵剂强度所用的堵剂性能评价标准只适用于瓶内成胶实验评价。

（5）堵剂配方体系的筛选。选取超高分子量（1900万）聚丙烯酰胺HPAM为主剂，有机酚醛为交联剂，CRC为盐热稳定剂，用盐水配堵液。要求筛选的堵剂配方在气层温度和矿化度条件下具有较高的强度（胶体强度达到G级或H级），成胶时间可调。

（6）化学试剂母液的配制.①有机酚醛交联剂；②稳定剂，1.0%的母液；③除氧剂，1.0%的母液；④用淡水或模拟地层水配置聚合物母液：1000mL淡水或模拟地层水中均匀分散8.0g聚合物，母液浓度8000mg/L；⑤将一定质量的聚合物母液放入100mL的广口瓶，加入交联剂、稳定剂和水，搅拌均匀，放入60℃烘箱，取出小样测定其粘度，评价相关性能。

（7）聚合物HPAM浓度的优选.聚合物HPAM的浓度是影响堵剂强度的重要因素，实验中仅改变聚合物主剂的浓度，保持交联剂组成不变（根据以前大量的实验经验，选用0.8%的酚醛交联液+100mg/L盐热稳定剂）。随着聚合物浓度增加，凝胶强度增加，当聚合物浓度达到0.8%时，凝胶强度即可达到G级，成胶时间符合要求。在气藏条件下，主剂浓度选为0.8%左右时，堵剂就已具有较高的强度和适合的成胶时间。

（8）交联剂浓度的筛选.保持聚合物HPAM浓度为0.8%，盐热稳定剂CRC浓度为100mg/L，仅改变交联剂浓度，交联剂浓度越高，成胶时间越短。当交联剂浓度超过1.0%时，出现脱水现象。堵剂强度达到G级的交联剂浓度应控制在0.8%左右。

（9）盐热稳定剂CRC浓度的筛选.堵剂的主要添加剂为盐热稳定剂CRC，盐热稳定剂可以增加凝胶的强度和稳定性。保持聚合物HPAM浓度0.8%和交联剂浓度0.8%不变，仅改变盐热稳定剂CRC浓度，盐热稳定剂CRC浓度的可调范围较大。当CRC浓度低于50mg/L时，胶体强度较弱；当CRC浓度高于150mg/L时，胶体强度均可达到强度评价标准的G级。因此，加入的CRC浓度范围一般为50～150mg/L。对温度较高的环境可适当提高一点，且在此范围内，随着浓度的增加，凝胶的稳定性增加。

（10）HPAM/有机酚醛堵剂配方.根据上述实验，选出了适合的HPAM/有机酚醛堵剂的配方为：聚合物HPAM浓度0.8%+酚醛交联剂浓度0.8%+盐热稳定剂CRC浓度100mg/L。

（11）并联岩心堵水实验.用两根渗透率不同的并联岩心进行堵水实验。并联的高、低渗透填砂管在实施堵水后，堵剂有选择性地优先进入高渗透水淹层，从而使低渗透油层得到了十分明显的启动，提高采收率20.4%-24.7%。与此同时，由于堵剂是水溶性的，高渗透层也未发生“堵死”现象，提高采收率5.0%-7.5%。

（12）稳定性实验.在油藏温度60℃下，实验表明堵剂抗脱水性较好，能长期保持稳定。

5.结论与建议本论文针对涩北气田的气藏条件和出水情况，进行了堵剂筛选，得出涩北气田地层温度和地层水的矿化度，进行实验研究，得出适合的HPAM/有机酚醛堵剂的配方为：聚合物HPAM浓度0.8%+酚醛交联剂浓度0.8%+盐热稳定剂CRC浓度100mg/L。本文中所研制的聚丙烯酰胺/有机酚醛交联堵剂体系的实验是在模拟涩北气田气藏条件下进行的，条件具有一定的局限性，与气田现场实验考虑多方因素得出的结果仍有差距，比如堵剂的成胶时间、脱水情况、强度等一些参数仍不能完全适合于气田的实践，需经过气田在各个因素条件下修正。本文运用气藏工程的方法得出气田出水类型和产水规律，借鉴国内外在油气井堵水方面的方法，但目前气田堵水方法的研究较少，气井堵水和油井堵水工艺技术有差别，还有待进一步研究。

参考文献：[1]熊春明，唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J].石油勘探与开发.2007，34（1）：83-88[2]郭勇，李丽.低压气藏堵水技术研究[J].内蒙古石油化工，2007，23（9）：89-9作者简介：钟丽[1984-]，助理工程师，从事气田开发技术研究工作。