耐強(qiáng)堿凝膠型深部調(diào)剖劑的研制與性能評(píng)價(jià)

郭永貴

(大慶油田有限責(zé)任公司 第十采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶163000)

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耐強(qiáng)堿凝膠型深部調(diào)剖劑的研制與性能評(píng)價(jià)

郭永貴

(大慶油田有限責(zé)任公司 第十采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶163000)

目前大多數(shù)調(diào)剖劑在強(qiáng)堿性條件下易發(fā)生降解，不能滿(mǎn)足三元復(fù)合驅(qū)深部調(diào)剖的要求。根據(jù)調(diào)剖劑的調(diào)剖機(jī)理和聚合物的交聯(lián)機(jī)理，在強(qiáng)堿性(pH為12)條件下，采用聚合物作為主劑，離子和非離子化學(xué)劑為交聯(lián)劑，進(jìn)行了化學(xué)劑種類(lèi)及質(zhì)量分?jǐn)?shù)的篩選，應(yīng)用正交實(shí)驗(yàn)對(duì)其進(jìn)行了優(yōu)化，篩選出了最佳的質(zhì)量分?jǐn)?shù)配比。對(duì)研制的調(diào)剖劑進(jìn)行了性能評(píng)價(jià)、巖心流動(dòng)性實(shí)驗(yàn)和驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，該調(diào)剖劑應(yīng)用于三元復(fù)合驅(qū)中，對(duì)界面張力影響較小，成膠黏度隨著堿性的增強(qiáng)而降低，但在pH=12條件下仍可滿(mǎn)足深部調(diào)剖的要求，可以通過(guò)加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的緩凝劑來(lái)調(diào)節(jié)成膠時(shí)間。耐堿性調(diào)剖劑封堵性好，適合于深部調(diào)剖；該調(diào)剖劑應(yīng)用于三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)中調(diào)剖時(shí)，能夠有效地調(diào)整產(chǎn)液剖面，更好地發(fā)揮三元復(fù)合驅(qū)提高驅(qū)油效率的作用，它能夠在三元復(fù)合驅(qū)的基礎(chǔ)上提高采收率4%左右。耐堿調(diào)剖劑段塞組合優(yōu)化結(jié)果表明，為使該調(diào)剖劑保持較好的性能，可以在調(diào)剖前，加入小尺寸的聚合物段塞，以稀釋地層中殘余的堿。

耐堿； 凝膠； 三元復(fù)合驅(qū)； 深部調(diào)剖

三元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)即將進(jìn)入工業(yè)化推廣階段。與水驅(qū)技術(shù)相比，三元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)可使原油采收率提高20%以上[1]。對(duì)于非均質(zhì)性嚴(yán)重的厚油層，三元復(fù)合驅(qū)中后期注入的三元液沿高滲透部位突進(jìn)嚴(yán)重[2-4]，造成化學(xué)劑的無(wú)效循環(huán)從而制約了原油采收率的提高，為進(jìn)一步改善非均質(zhì)給油田開(kāi)發(fā)帶來(lái)的副效應(yīng)，可以在三元復(fù)合驅(qū)中實(shí)施深部調(diào)剖技術(shù)，大幅度降低三元復(fù)合體系在高滲透部位突進(jìn)，促使其轉(zhuǎn)向進(jìn)入中、低滲透部位，從而充分發(fā)揮三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油效率。而對(duì)于應(yīng)用三元復(fù)合驅(qū)的油藏，由于有較高的pH，目前已有HPAM/Cr3+、HPAM/Al3+和HPAM/有機(jī)酚醛型調(diào)剖劑，穩(wěn)定性較差，分子形態(tài)易發(fā)生變化，導(dǎo)致在油藏中成膠強(qiáng)度較低，達(dá)不到深部調(diào)剖的要求[5-7]。聚合物微球雖然耐堿性較強(qiáng)，但是存在孔喉匹配性差的情況[8-11]。因此，開(kāi)展耐堿調(diào)剖劑的研究對(duì)提高高pH油藏采收率，改善三元復(fù)合驅(qū)開(kāi)發(fā)效果具有重要意義。本文根據(jù)大慶油田某區(qū)塊三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)區(qū)實(shí)際油藏和開(kāi)發(fā)情況，采用普通聚合物作為主劑，離子和非離子化學(xué)劑為交聯(lián)劑，研制出了耐堿性調(diào)剖劑，并進(jìn)行了調(diào)剖劑的性能評(píng)價(jià)和驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，通過(guò)數(shù)值模擬對(duì)調(diào)剖劑注入段塞方式進(jìn)行了優(yōu)化。

1 實(shí)驗(yàn)原料及儀器

主要藥劑：聚合物、NaOH和表面活性劑均取自大慶油田三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)區(qū)塊；離子交聯(lián)劑；有機(jī)交聯(lián)劑；pH調(diào)節(jié)劑：NaOH；穩(wěn)定劑：ST；除氧劑：WO；實(shí)驗(yàn)?zāi)M地層水和注入水分別是總礦化度為5 216.04 mg/L和729.3 mg/L的模擬水，其離子組成見(jiàn)表1。

表1 注入水和地層水中離子組成

實(shí)驗(yàn)巖心：實(shí)驗(yàn)所用巖心為模擬三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊PⅠ1～3油層的縱向三層非均質(zhì)巖心，尺寸為30 cm×30 cm×4.5 cm，三層水測(cè)滲透率分別為300×10-3、500×10-3、800×10-3μm2左右。

實(shí)驗(yàn)用油：三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)區(qū)塊脫氣原油與航空煤油混合而成，40 ℃條件下黏度為6.84 mPa·s。

主要儀器：SG83-1型雙聯(lián)自控恒溫箱；HXDSY型流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀；WCJ-801型控溫磁力攪拌器；Brookfield LVTDV III+可編程流變儀；KJ-1型高速攪拌器；ES-120型電子分析天平；2PB00C平流泵；抽真空泵；巖芯夾持器；手搖泵等。

2 耐堿調(diào)剖劑配方優(yōu)選

通過(guò)對(duì)聚合物相對(duì)分子質(zhì)量、聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)、交聯(lián)劑的種類(lèi)和質(zhì)量分?jǐn)?shù)等的篩選，研制出了適合于三元復(fù)合驅(qū)深部調(diào)剖的調(diào)剖劑初步配方，以?xún)?yōu)選離子交聯(lián)劑為例，實(shí)驗(yàn)方案見(jiàn)表2。配制好調(diào)剖劑后，利用pH調(diào)節(jié)劑(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%的NaOH溶液)將pH調(diào)到12，放入45 ℃烘箱內(nèi)測(cè)定成膠時(shí)間和成膠強(qiáng)度,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖1。由圖1可以看出，離子交聯(lián)劑MH-2配制形成的凝膠成膠時(shí)間較短，成膠黏度過(guò)大，不適合深度調(diào)剖，離子交聯(lián)劑MH-1配制形成的凝膠在90 h黏度達(dá)到最大2 880 mPa·s，且穩(wěn)定性較好，70 d后黏度為1 870 mPa·s，因此初步選定離子交聯(lián)劑為MH-1。

表2 交聯(lián)劑種類(lèi)篩選實(shí)驗(yàn)方案

圖1 不同種類(lèi)離子交聯(lián)劑形成的調(diào)剖劑黏度與時(shí)間關(guān)系曲線

Fig.1 The viscosity of profile control agent and time relationship in different ioniccrosslinker

影響耐堿性調(diào)剖劑性能的因素有很多，在實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，應(yīng)用L25(56)正交實(shí)驗(yàn)對(duì)影響凝膠成膠的4種主要因素(聚合物、離子交聯(lián)劑、有機(jī)交聯(lián)劑和pH調(diào)節(jié)劑)進(jìn)行了考察，正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)及結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)及結(jié)果

續(xù)表3

根據(jù)極差分析結(jié)果，得出影響該耐堿調(diào)剖劑性能的4種因素的主次關(guān)系為：pH調(diào)節(jié)劑、有機(jī)交聯(lián)劑、聚合物、離子交聯(lián)劑體系。耐堿性調(diào)剖劑配方為：聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為2 500萬(wàn)，質(zhì)量濃度為1 800～2 000 mg/L；離子交聯(lián)劑為質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.15%的MH-1；有機(jī)交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.1%、0.08% 的NH-1和NH-2；穩(wěn)定劑為質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%的ST；除氧劑為質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%的WO。該耐堿調(diào)剖劑成膠時(shí)間在4～5 d，成膠后黏度2 680～3 530 mPa·s；成膠后穩(wěn)定時(shí)間大于60 d，能夠保證三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)中深部調(diào)剖的要求。

3 調(diào)剖劑性能評(píng)價(jià)

3.1 調(diào)剖劑對(duì)三元復(fù)合體系界面張力的影響

將三元液(質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%氫氧化鈉+質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%表面活性劑+2 000 mg/L聚合物)加入優(yōu)選的耐堿性調(diào)剖劑，測(cè)定三元體系和加入調(diào)剖劑后復(fù)合體系的界面張力，見(jiàn)表4。

表4 加入調(diào)剖劑后復(fù)合體系界面張力

從三元體系和加入耐堿調(diào)剖劑后復(fù)合體系的界面張力對(duì)比可以看出，該耐堿性調(diào)剖劑對(duì)三元復(fù)合體系界面張力影響較小。

3.2 強(qiáng)堿條件對(duì)調(diào)剖劑性能的影響

為了評(píng)價(jià)強(qiáng)堿性條件對(duì)該調(diào)剖劑成膠后黏度的影響，對(duì)不同NaOH質(zhì)量分?jǐn)?shù)下調(diào)剖劑體系的成膠黏度進(jìn)行了評(píng)價(jià)。選用優(yōu)選的調(diào)剖劑，在交聯(lián)劑加完4 h后，分別加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的NaOH溶液，放入45 ℃烘箱內(nèi)測(cè)定成膠后最大黏度，結(jié)果如圖2所示。

圖2 NaOH質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)調(diào)剖劑成膠黏度的影響

Fig.2 The influence of the NaOH concentration on the

performance of the profile agent

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，調(diào)剖劑成膠后黏度隨著NaOH質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而逐漸減小。在不加入NaOH時(shí)，成膠后最大黏度為7 500 mPa·s，當(dāng)加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%的NaOH時(shí)，黏度為3 530 mPa·s，但仍可成膠。

3.3 緩凝劑對(duì)調(diào)剖劑成膠時(shí)間的影響

如果耐堿調(diào)剖劑的成膠時(shí)間可以控制，該調(diào)剖劑能更好地應(yīng)用于油田實(shí)際，因此，測(cè)定了在不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的緩凝劑成膠黏度。應(yīng)用優(yōu)選的調(diào)剖體系配方，加完交聯(lián)劑4 h后，分別加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的緩凝劑，測(cè)定成膠后黏度和成膠時(shí)間，結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)緩凝劑下調(diào)剖劑成膠性能

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，可以加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的緩凝劑來(lái)調(diào)節(jié)耐堿性調(diào)剖劑的成膠時(shí)間。不加入緩凝劑時(shí)，成膠時(shí)間為108 h，加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%的緩凝劑時(shí)，成膠時(shí)間延長(zhǎng)至298 h，且加入緩凝劑后對(duì)調(diào)剖劑成膠后黏度影響不大，成膠后黏度略有波動(dòng)。

4 耐堿調(diào)剖劑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

4.1 巖心流動(dòng)性實(shí)驗(yàn)

在巖心流動(dòng)性實(shí)驗(yàn)中主要測(cè)定了注入凝膠后的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，通過(guò)測(cè)定注入凝膠前后的滲透率比值來(lái)計(jì)算，阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。

表6 阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表6可以看出，該調(diào)剖劑體系封堵效果較好，在滲透率100×10-3～800×10-3μm2的巖心，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)均大于50。

4.2 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

4.2.1 實(shí)驗(yàn)條件 根據(jù)大慶油田油藏情況設(shè)計(jì)尺寸為30 cm×30 cm×4.5 cm的縱向三層非均質(zhì)正方形模型，井網(wǎng)類(lèi)型為四注一采五點(diǎn)法井網(wǎng)。

4.2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

巖心1#：水驅(qū)到含水率98%；

巖心2#：水驅(qū)到含水率95%，注入三元復(fù)合體系0.4 PV，后續(xù)水驅(qū)到含水率98%；

巖心3#：水驅(qū)到含水率95%，注入三元復(fù)合體系0.15 PV+調(diào)剖劑0.035 PV+三元復(fù)合體系0.25 PV，后續(xù)水驅(qū)到含水率98%。三元復(fù)合體系中聚合物質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%，NaOH質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%。水驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)與三元復(fù)合驅(qū)中調(diào)剖采出程度對(duì)比結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 調(diào)剖含水率與采出程度對(duì)比

Fig.3 The comparison of the water cut and the recovery degree

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，三元復(fù)合驅(qū)中凝膠調(diào)剖含水率最低為46.5%，含水率比水驅(qū)下降了48.5%，比三元復(fù)合驅(qū)下降了6.1%，三元復(fù)合驅(qū)中凝膠調(diào)剖采收率為69.84%，比三元復(fù)合驅(qū)提高采收率4.3%?？梢钥闯觯撜{(diào)剖劑應(yīng)用于三元復(fù)合驅(qū)中調(diào)剖時(shí)能夠取得較好的效果。

5 耐堿調(diào)剖劑段塞組合優(yōu)化

為了模擬耐堿性調(diào)剖劑在三元復(fù)合驅(qū)中的應(yīng)用效用，根據(jù)三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)區(qū)實(shí)際地質(zhì)情況，應(yīng)用CMG軟件建立了理想模型。

結(jié)合試驗(yàn)區(qū)實(shí)際開(kāi)發(fā)情況，對(duì)三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)中凝膠調(diào)剖進(jìn)行了段塞組合和大小的優(yōu)化，耐堿調(diào)剖劑調(diào)剖過(guò)程中設(shè)計(jì)了前置聚合物段塞，研究了前置聚合物段塞對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響，研究表明前置聚合物段塞對(duì)開(kāi)發(fā)效果影響較大，優(yōu)選出的前置聚合物段塞大小0.02 PV，質(zhì)量濃度為2 000 mg/L。三元復(fù)合驅(qū)中注入的三元復(fù)合體系中的部分堿會(huì)吸附在巖石上，使油藏呈強(qiáng)堿性，再注入凝膠后，一方面強(qiáng)堿性的作用下，凝膠成膠后黏度下降，另一方面注入的凝膠還會(huì)和三元復(fù)合體系接觸導(dǎo)致成膠后黏度下降[12-13]，而前置聚合物段塞的作用主要是稀釋地層中殘留的堿，保證調(diào)剖劑在三元復(fù)合驅(qū)中具有較大的成膠黏度。同時(shí)對(duì)注入凝膠段塞的大小進(jìn)行了優(yōu)選，得出在該區(qū)塊注入0.04 PV的耐堿性調(diào)剖劑效果較好。

三元復(fù)合驅(qū)中加入0.02 PV的前置聚合物段塞最終采收率為74.33%，比水驅(qū)采收率提高23.00%，比三元復(fù)合驅(qū)采收率提高4.58%，比不加前置聚合物段塞的凝膠調(diào)剖采收率提高0.56%。因此，在三元復(fù)合驅(qū)中進(jìn)行耐堿性調(diào)剖劑調(diào)剖時(shí)，可以在注入耐堿性調(diào)剖劑前，注入一定量的前置聚合保護(hù)物段塞，以保證調(diào)剖劑在調(diào)剖過(guò)程中具有較大的強(qiáng)度。

6 結(jié)論

(1) 通過(guò)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了耐堿調(diào)剖劑配方的優(yōu)選，優(yōu)選的調(diào)剖劑體系調(diào)剖劑成膠時(shí)間4～5 d，成膠黏度2 320～3 530 mPa·s；穩(wěn)定時(shí)間大于60 d。該調(diào)剖劑對(duì)三元注入液界面張力影響不大，可以通過(guò)加入適當(dāng)濃度的緩凝劑來(lái)調(diào)節(jié)成膠時(shí)間。

(2) 從巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，該調(diào)剖劑封堵效果較好，在滲透率100×10-3～800×10-3μm2的巖心，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)均大于50，能夠滿(mǎn)足保證深部調(diào)剖的要求；從驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，該耐堿性調(diào)剖劑能夠在三元復(fù)合驅(qū)的基礎(chǔ)上提高采收率4%左右。

(3)在三元復(fù)合驅(qū)中應(yīng)用該耐堿性調(diào)剖劑調(diào)剖時(shí)，可以在注入調(diào)剖劑之前，加入適量的前置聚合物保護(hù)段塞，以保證調(diào)剖劑具有較大的成膠黏度。

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(編輯 閆玉玲)

Preparation and Performance Evaluation of the Alkali-Resistant Gel-Type Deep Profile Agent

Guo Yonggui

(No.10OilProductionCompanyofDaqingOilFieldCompanyLtd.,DaqingHeilongjiang163000,China)

Currently, most profile control agent would be degraded in strong alkaline conditions, which could not meet the deep profile requirements of ASP flooding. Based on the mechanism of profile agent and the crosslinking mechanism of the polymer, this article screen different chemical agent type and concentration in strong alkaline (pH=12), using ordinary polymer as the main agent, organic and inorganic chemical as the crosslinking agent. The experiment was optimized by orthogonal method and the best concentration ratio was screened out. For the prepared controlprofile agent, the performance evaluation, core liquidity experiment and displacement experiment were carried out. The results showed that the profile agent weakly affected the interfacial tension of the ASP Flooding. The viscosity of gel decreased with the increase of alkalinity. But it still can gelatinize even under the condition of pH=12. So it can meet requirements of deep profile control. The gelation time could be tuned by adjusting the concentration of the delayed coagulant. The alkali-resistant profile agent has good plugging performance which is suitable for deep profile control. When this profile agent was applied in the process of ASP flooding, the liquid producing profile could be effectively adjusted and the oil displacement efficiency of the ASP flooding was improved. On the basis of ASP flooding, oil recovery could be raised by 4%. Alkali-resistant profile agent slug combination experiment results showed that in order to make this kind of profile agentkeep a better gelation performance, a certain amount of pre-polymer slug could be added before profile control so as to dilute the residual alkali in the layer.

Alkaliresistant; Gel; ASP flooding; Deep profile control

1006-396X(2016)05-0043-06

2016-04-08

2016-09-28

國(guó)家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(51474071)。

郭永貴(1969-)，男，碩士，高級(jí)工程師，從事油田開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)及提高采收率技術(shù)研究；E-mail:guoyonggui@petrochina.com.cn。

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.007

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