礦化度對AM/AMPS類就地聚合堵劑性能的影響

于洋，蒲萬芬，楊再廣，丁黎

（1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500；2.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.中國石化勝利油田分公司新春采油廠，山東 東營 257000）

礦化度對AM/AMPS類就地聚合堵劑性能的影響

于洋1，2，蒲萬芬1，2，楊再廣3，丁黎1，2

（1.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500；2.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.中國石化勝利油田分公司新春采油廠，山東 東營 257000）

就地聚合堵劑由于具備良好的注入性、成膠時間可控及成膠強度大等優(yōu)點受到了廣泛關(guān)注，而針對高溫高鹽油藏的就地聚合堵劑的成膠時間和穩(wěn)定性還需進一步優(yōu)化。實驗研究了不同礦化度對體系成膠性能的影響，并對比了Na+，Ca2+，Mg2+這3種陽離子的影響程度。結(jié)果表明：3種陽離子對膠體穩(wěn)定性影響由大到小依次為Ca2+，Mg2+，Na+；Na+對成膠時間影響最大，對膠體穩(wěn)定性影響最小，可使凝膠堵劑保持較長時間不脫水；隨著各離子質(zhì)量濃度的不斷增加，膠體穩(wěn)定性降低。

就地聚合；凝膠；堵劑；高溫高鹽油藏；離子

0 引言

我國大部分油田已進入水驅(qū)中后期階段［1］，由于強采強注導(dǎo)致地層巖石膠結(jié)物減少，使地層出現(xiàn)高滲層和大孔道裂縫，油井含水率急劇上升，水驅(qū)效果日益變差［2］。因此，調(diào)剖堵水已成為控水穩(wěn)油，提高油井采收率的重要措施之一。

聚合物類堵劑在調(diào)剖領(lǐng)域已被廣泛應(yīng)用，但其在高溫情況下極易受金屬離子影響，發(fā)生金屬降解及熱降解反應(yīng)，從而產(chǎn)生脫水現(xiàn)象，失去對目標層的堵水意義［3-5］。趙哲軍等［6］研制了一種抗高溫聚合物類堵劑，但該堵劑僅在91℃下進行了測試，對高于120℃的凝膠穩(wěn)定性尚未確定。崔亞等［7］對耐溫耐鹽聚合物2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）交聯(lián)體系堵劑進行了研究，發(fā)現(xiàn)在120℃、礦化度200 g/L時，AMPS比聚丙烯酰胺具備更好的穩(wěn)定性。唐孝芬等［8］研制的TP系列堵劑可適應(yīng)20～120℃的地層溫度，并且成膠后具有良好的強度及穩(wěn)定性。蒲萬芬等［9］研制了一種XN-PP體系，可適應(yīng)130℃的高溫油藏，具有很好的耐溫性。

由于就地聚合堵劑具有注入性好、封堵強度高、有效期長、施工工藝簡單等特點，在油田開發(fā)中具有良好的應(yīng)用前景。本文以丙烯酰胺（AM）、AMPS為反應(yīng)單體，以水溶性偶氮為引發(fā)劑，有機酚醛為交聯(lián)劑，研究了體系在不同礦化度影響下的成膠性能，確定了地層水中不同陽離子對堵劑的影響程度。

1 實驗準備

1.1 實驗藥品

AM，AMPS（均為聚合物類工業(yè)品）；NaCl，CaCl2，MgCl2，NaOH（均為分析純試劑）；有機酚醛（實驗室自制）；水溶性偶氮。

1.2 實驗方法

采用不同類型的水配制AM和AMPS母液，用NaOH調(diào)節(jié)pH值為7；取定量母液加入西林瓶中，依次加入定量引發(fā)劑和交聯(lián)劑，將溶液體積補充至20 mL；采用封口器進行密封處理，振蕩均勻，放入120℃恒溫箱中，準確記錄放入時間，并定期對體系狀態(tài)進行觀察。

1.3 性能評價方法

1.3.1 成膠時間確定

目前實驗室通過目測代碼法［10］確定成膠時間（見表1），將成膠時間規(guī)定為體系由A級原溶液變成C級流動性凝膠的時間，并通過觀察凝膠樣品的外觀和在瓶中流動狀態(tài)，判斷凝膠成膠情況。

1.3.2 穩(wěn)定性評價

對于脫水凝膠，可定期記錄脫水百分比；對于不脫水凝膠，可定期觀察其強度變化。

表1 凝膠強度代碼及說明

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 試探性實驗

模擬地層水：Na+質(zhì)量濃度為67 390 mg/L，Ca2+為10 280 mg/L，Mg2+為2 400 mg/L，Cl-為12 937 mg/L，總礦化度為209.437 g/L。固定單體AM和AMPS的加量，交聯(lián)劑FQ加量為0.6%，引發(fā)劑質(zhì)量濃度為200 mg/ L，分別采用清水和模擬地層水配制體系，放置于120℃烘箱內(nèi)觀察體系成膠情況，實驗結(jié)果見表2。

表2 2種體系在不同時間的成膠情況

實驗結(jié)果表明：1）在清水配制體系中，僅加入單體AM，體系成膠時間較長；加入單體AMPS后，體系未出現(xiàn)成膠現(xiàn)象。2）采用模擬地層水配制體系時，體系成膠明顯，且成膠強度大。

由于AMPS分子鏈中含有一種強水化集團的磺酸基，磺酸基形成的水化膜對分子鏈中的雙鍵具有屏蔽作用，使體系中的單體不發(fā)生聚合反應(yīng)。清水配制體系時，由于清水中陽離子過少，不足以屏蔽AMPS中磺酸基對成膠的影響，使體系未出現(xiàn)成膠現(xiàn)象；相反，采用模擬地層水配制時，體系可穩(wěn)步成膠。因此推斷，在模擬地層水中存在某種陽離子，能夠屏蔽AMPS中的磺酸基對成膠的影響，對體系成膠具有一定的催化作用。

2.2 不同類型陽離子對體系成膠性能的影響

2.2.1 陽離子

分別將Na+，Mg2+，Ca2+等陽離子加入清水中進行實驗。單體AM加量4%，單體AMPS加量1%，引發(fā)劑質(zhì)量濃度200 mg/L，交聯(lián)劑加量0.6%，放置于120℃恒溫箱進行觀察，實驗結(jié)果見表3、圖1。

表3 不同類型離子對體系成膠性能的影響

由表3可知，Na+影響下的凝膠穩(wěn)定性較好，Ca2+和Mg2+影響下的凝膠穩(wěn)定性相對較差。其主要原因是Na+，Ca2+，Mg2+3種離子的離子半徑存在差異。離子半徑越?。ㄈ鏝a+），離子吸引水分子的能力越強，水化層越厚，離子水化半徑越大，這種高度水化的陽離子，只能吸附在雙電層的外層，距離可交聯(lián)分子表面較遠，擴散層相對較厚，位相對較高。在共聚單體加量相同的條件下，離子半徑越小的陽離子形成的凝膠更穩(wěn)定［11］。

另一方面，對于高價陽離子（如Ca2+，Mg2+），攜帶電荷較多，在靜電引力作用下，會被緊密地吸附在雙電層中。高價陽離子壓縮雙電層的作用明顯大于低價陽離子［12］，因此相同條件下形成的凝膠更不穩(wěn)定。

圖1 不同陽離子對堵水劑成膠時間的影響

由圖1可知，相同質(zhì)量濃度的3種離子，對體系的成膠時間存在一定影響，離子質(zhì)量濃度較低時，成膠時間最短的是Ca2+體系，成膠時間最長的為Na+體系；隨著離子質(zhì)量濃度的不斷增大，各體系成膠時間均縮短，Ca2+，Mg2+對體系成膠時間影響相對較小，隨著Na+質(zhì)量濃度增大到某值時，體系成膠時間出現(xiàn)了拐點，之后成膠時間急劇縮短，因此可以看出，Na+對體系的成膠影響程度最大。

2.2.2 地層水中離子

分別研究了地層水中Na+，Ca2+，Mg2+的質(zhì)量濃度對清水體系成膠影響情況。清水配制，陽離子的質(zhì)量濃度與地層水中相同，單體AM加量4%，單體AMPS加量1%，引發(fā)劑質(zhì)量濃度200 mg/L，交聯(lián)劑加量0.6%，放置于120℃恒溫箱進行觀察，實驗結(jié)果見表4。

表4 模擬地層水離子對體系成膠性能的影響

由表4可知，Na+成膠時間最短，形成的凝膠強度最大，并且膠體穩(wěn)定性最好。為使堵劑配方具備良好的成膠時間及成膠強度，還需進一步對堵劑配方中NaCl的最佳質(zhì)量濃度進行研究。

2.3 NaCl質(zhì)量濃度對凝膠體系的影響

實驗發(fā)現(xiàn)，NaCl對體系成膠具有良好的促進作用，且形成的凝膠穩(wěn)定性較好?，F(xiàn)采用NaCl溶液模擬不同礦化度的地層水，配制凝膠體系，放置于120℃恒溫箱中進行觀察，其凝膠的抗鹽性能見表5、圖2。

表5 NaCl質(zhì)量濃度對體系成膠性能影響

圖2 NaCl質(zhì)量濃度對堵劑成膠時間的影響

由表5可知，凝膠體系的成膠時間隨著礦化度的增大而減少，NaCl質(zhì)量濃度達170 g/L時，形成的凝膠于30 d后出現(xiàn)脫水現(xiàn)象，凝膠穩(wěn)定性變差。在如此高的礦化度下，凝膠強度仍可達到Ⅰ級，說明堵劑具有較強的抗鹽性能。其主要原因是，引入的—SOH3具有穩(wěn)定的電荷結(jié)構(gòu)，對外界陽離子進攻不敏感，使酰胺基受到保護，不易水解［13］。

由圖2可以看出：當NaCl質(zhì)量濃度大于70 g/L，體系成膠時間變化不大；當NaCl質(zhì)量濃度達150 g/L時，凝膠穩(wěn)定性降低。因此，在保證體系具備恰當?shù)某赡z時間及膠體穩(wěn)定性的基礎(chǔ)上，堵劑體系最為適合的NaCl質(zhì)量濃度應(yīng)該為70～130 g/L。

3 結(jié)論

1）該體系配方對礦化度具有一定依賴性，當體系中含有鈉、鈣、鎂等離子時，體系可成膠，且成膠時間隨礦化度的增大而縮短。

2）現(xiàn)場配制水需要具有一定的礦化度。實驗發(fā)現(xiàn)加入NaCl時，體系能穩(wěn)步成膠且穩(wěn)定性較好，因此可考慮在體系中加入NaCl作為催化劑。

3）由于礦化度對凝膠穩(wěn)定性影響較大，在綜合考慮凝膠穩(wěn)定性及恰當?shù)某赡z時間時，可選取最佳礦化度范圍，實現(xiàn)深層堵水。

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（編輯 孫薇）

Effect of salinity on performance of AM/AMPS in-situ polymerization plugging agent

Yu Yang1，2,Pu Wanfen1，2,Yang Zaiguang3,Ding Li1，2
(1.School of Petroleum and Natural Gas Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;3.Xinchun Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China)

In-situ polymerization plugging agent has been widely concerned due to the advantages of good injection property, controllable gelation time and strong gel strength.However,the gelation time and stability of high temperature and high salinity reservoirs need to be further improved.In this paper,the effects of different salinity types on the gelation performance have been researched experimentally and the infuence degree of Na+,Ca2+and Mg2+is compared.The results show that some cations in the formation water,to some extent,play a positive role in promoting the gelation time and gelation strength of system.The order of their effects on system gelation is as follows：Ca2+>Mg2+>Na+.Na+has the greatest effect on the gelation time of plugging agent and has the minimum impact on the stability of colloid,which can keep the gel plugging agent from syneresis for a long time.As the concentration of each ion increases,the stability of colloid decreases.

in-situ polymerization;gel;plugging agent;high temperature and high salinity reservoir;ion

國家科技重大專項課題“碳酸鹽巖縫洞型油氣藏控水及堵水技術(shù)應(yīng)用”（2008ZX05049-005-007HZ）

TE357.46

：A

10.6056/dkyqt201501022

2014-08-01；改回日期：2014-11-18。

于洋，女，1990年生，在讀碩士研究生，2012年畢業(yè)于西南石油大學石油工程專業(yè)，主要從事油氣增產(chǎn)與提高采收率理論及技術(shù)研究工作。E-mail：242488347@qq.com。

于洋，蒲萬芬，楊再廣，等.礦化度對AM/AMPS類就地聚合堵劑性能的影響［J］.斷塊油氣田，2015，22（1）：98-101.

Yu Yang，Pu Wanfen，Yang Zaiguang，et al.Effect of salinity on performance of AM/AMPS in-situ polymerization plugging agent［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：98-101.