注水開發(fā)油藏硅酸凝膠堵水劑改進(jìn)與應(yīng)用研究

宋淑娟

摘要：研究一種用水玻璃為主劑、甲醛為活化劑以及其他添加劑制備堵水劑。油井出水是油田尤其是注水油田開發(fā)進(jìn)入中后期普遍存在的問題。多年的研究工作和油田實(shí)踐證明，注水井調(diào)剖見效快、效益高，是提高注水開發(fā)效果的關(guān)鍵技術(shù)措施。硅酸凝膠是一種重要的堵水劑，它是由硅酸溶膠轉(zhuǎn)變而來的一種失去流動(dòng)性的體系。相同的反應(yīng)物，根據(jù)不同的添加順序反應(yīng)得到的凝膠分為酸性硅酸凝膠和堿性硅酸凝膠。硅酸凝膠有一定的強(qiáng)度，而且有一定的穩(wěn)定性和耐酸堿性。

關(guān)鍵詞：注水開發(fā)；水玻璃；堵水劑優(yōu)化；硅酸凝膠；評(píng)價(jià)

研究一種用水玻璃為主劑、甲醛為活化劑以及其他添加劑制備堵水劑。通過對(duì)該堵水劑的配方進(jìn)行篩選，使堵水劑凝膠時(shí)間長(zhǎng)，凝膠強(qiáng)度高。在對(duì)實(shí)驗(yàn)配方篩選的過程中，以膠凝時(shí)間和凝膠強(qiáng)度等技術(shù)指標(biāo)來衡量堵水劑的效果。最終確定出最佳配方：10%～ 15%水玻璃，2%～ 4%甲醛，0.5%～ 1.2%表面活性劑A，0.6%～ 0.7%螯合劑B和0.02%～ 0.03%助凝劑C。

本文主要采用單液法，研究以硅酸凝膠為主劑，添加不同濃度的活化劑、表面活性劑、螯合劑以及其他助劑制得的堵劑，主要測(cè)定其凝膠時(shí)間和凝膠相對(duì)強(qiáng)度等指標(biāo)，系統(tǒng)的分析凝膠機(jī)理，最后篩選出膠凝時(shí)間5d，凝膠強(qiáng)度達(dá)到3.5～5MPa的最佳配方。

1 基本原理

常溫下活化劑甲醛在水中能緩慢氧化、水解，電離出H +離子，H +離子與水玻璃反應(yīng)成硅酸凝膠：2H+ + Na2SiO3→H2SiO3+2Na+在生成單硅酸分子中的硅原子沒有滿足6配位，存在聚合趨勢(shì)。特別當(dāng)存在OH -時(shí)，不同分子中的硅原子通過OH -發(fā)生聚合，生成二聚物、三聚物。聚合鏈可以繼續(xù)下去，形成多聚硅酸的膠球粒子。開始只是形成單硅酸，繼而線性硅酸繼續(xù)縮聚，但達(dá)到一定程度后，通過硅酸分子間的相互作用和纏結(jié)，便形成結(jié)構(gòu)，發(fā)生膠凝，硅酸溶膠轉(zhuǎn)變成硅酸凝膠，縮合成多硅酸。常溫下，表面活性劑A通過吸附作用，控制氫離子的濃度。隨著反應(yīng)溫度的升高，氫離子與硅酸根的成膠反應(yīng)大于吸附作用，從而形成硅膠聚合物。加入螯合劑B，即有外加鹽存在時(shí)，硅酸在自身聚合的同時(shí)，螯合劑影響硅酸聚合的速度，即膠凝速度。使體系的成膠時(shí)間延長(zhǎng)，對(duì)凝膠強(qiáng)度影響不大。助凝劑C主要是增強(qiáng)凝膠強(qiáng)度，對(duì)于反應(yīng)速度沒有很大影響。

2 實(shí)驗(yàn)部分

2.1實(shí)驗(yàn)配方

10%～15%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同）水玻璃（含量40%，模數(shù)3.3）；2%～4%活化劑甲醛（分析純）；0.5%～1.2%表面活性劑A；0.6%～0.7%螯合劑B；0.02%～0.03%助凝劑C。

2.2 堵劑配制

常溫（20～ 30℃）常壓下，蒸餾水做溶劑，分別配制螯合劑B、表面活性劑A以及其他助劑；按照不同的濃度稀釋水玻璃、甲醛，分別用作主劑、活化劑。然后，按照不同順序混合上述溶液，調(diào)節(jié)pH >11，得到澄清混合液。常溫下靜置24h；如果不凝膠也無凝膠顆粒，則應(yīng)繼續(xù)在70℃恒溫條件下加熱反應(yīng)，得到硅酸凝膠堵劑。

2.3 膠凝時(shí)間測(cè)定

水玻璃從活化到失去流動(dòng)性的時(shí)間即膠凝時(shí)間，原則上可用粘度法進(jìn)行測(cè)定。由于水玻璃活化后粘度很低，從粘度開始升高到失去流動(dòng)性的時(shí)間很短（幾秒至幾分鐘），本文中采用傾斜試管法測(cè)定水玻璃從活化到液面傾斜45°而不移動(dòng)的時(shí)間。

2.4 凝膠強(qiáng)度的測(cè)定

采用固砂體實(shí)驗(yàn)來評(píng)價(jià)凝膠堵劑的強(qiáng)度。首先取孤島地層砂（300μm以下）裝入內(nèi)徑25mm的玻璃管中。倒入一定濃度的堵劑（石英砂和堵劑按質(zhì)量比2：1），浸泡墩實(shí)，置于70℃水浴中恒溫24h，去掉模型；磨制成Υ 2cm × 2cm的圓柱形固砂體樣品。在抗壓強(qiáng)度測(cè)試儀上測(cè)定其抗壓強(qiáng)度。

2.5 巖心封堵率測(cè)試

在巖心實(shí)驗(yàn)裝置中，先將巖心抽空，用水驅(qū)替液飽和，測(cè)堵前滲透率Ka；再擠堵劑，放入70℃恒溫箱中加熱72～ 180h（根據(jù)堵劑固化時(shí)間決定）后，測(cè)注堵劑后巖心滲透率。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1 活化劑的影響

隨著活化劑的濃度增大，堵劑固化后的強(qiáng)度增大，初凝時(shí)間縮短。在實(shí)驗(yàn)要求范圍內(nèi)（初凝時(shí)間≥ 3d），選擇濃度為2%～ 4%的甲醛作為活化劑，其初凝時(shí)間約在3d左右，凝膠強(qiáng)度比一般堵劑（強(qiáng)度在1～3MPa）增大，見表1。

3.2 表面活性劑A的影響

改變實(shí)驗(yàn)溶膠溶液中包覆劑的用量，在70℃下得到的數(shù)據(jù)見表2。從表2可以看出，包覆劑對(duì)凝膠結(jié)果有很大影響。用量低時(shí)溶膠溶液凝膠時(shí)間短，隨著用量的增大，初凝時(shí)間延長(zhǎng)，凝膠強(qiáng)度有所增大。根據(jù)表2的實(shí)驗(yàn)結(jié)果以及實(shí)驗(yàn)要求，表面活性劑的最佳濃度為0.5%～1.2%。

3.3 巖心封堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.3.1 實(shí)驗(yàn)原料及條件

實(shí)驗(yàn)所用模型為孤島油井產(chǎn)出砂充填的巖心管（Υ25mm×300mm）；實(shí)驗(yàn)所用水為孤島油田孤四聯(lián)合站污水；實(shí)驗(yàn)溫度65～ 70℃。

3.3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

將0.5PV的堵劑分別注入滲透率相近的01#、02#、03#三根巖心管中，放入65～ 70℃的恒溫箱中加熱，候凝3d以上，再次水驅(qū)測(cè)巖心參數(shù)，該堵劑配方的巖心封堵率為90%左右。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

堵劑于2017年6～11月進(jìn)行應(yīng)用。施工8井次，措施類型為封堵水淹層，取得了良好效果。堵水劑堵水8口井，有效6口井，堵水有效率89.2%，平均單井有效期120d，措施前平均日產(chǎn)液量76.5t，平均日產(chǎn)油量1.4t，平均含水量98.2%；措施后平均日產(chǎn)液量45.6t，平均日產(chǎn)油量3.8t，平均含水量91.7%，累計(jì)增油986.5t，堵水增油效果明顯，說明此堵水劑適用于油田。

參考文獻(xiàn)

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（作者單位：勝利油田現(xiàn)河采油廠工藝研究所）