朝陽溝油田特高含水期選擇性化學堵水劑配方優(yōu)選

曹廣勝， 何 奇， 周芷儀， 白玉杰， 李世寧， 王培倫

(1. 東北石油大學 提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163000；2.大慶油田有限責任公司 第一采油廠，黑龍江 大慶 163000)

朝陽溝油田特高含水期選擇性化學堵水劑配方優(yōu)選

曹廣勝1， 何 奇1， 周芷儀2， 白玉杰1， 李世寧1， 王培倫1

(1. 東北石油大學 提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163000；2.大慶油田有限責任公司 第一采油廠，黑龍江 大慶 163000)

針對朝陽溝油田高液量高含水井的地質特點，通過測定體系成膠強度、成膠時間、穩(wěn)定時間，優(yōu)選堵水劑的主劑類型、濃度及添加劑的類型和濃度，優(yōu)選出強度較大且穩(wěn)定性強的新型化學堵水劑配方。所研制的最佳選擇性堵水配方(質量分數(shù))為：0.7%HPAM+2%Ca-Ls+0.3%有機鉻+0.15%NaHCO3+0.005%硫脲。24 h黏度小于2 000 mPa·s，成膠時間大于48 h，成膠最大黏度大于20 000 mPa·s，且30 d黏度保留率大于80%。對不同滲透率的巖芯，堵水劑的堵水率大于80%，堵油率小于20%，具有良好的選擇性。在朝陽溝油田現(xiàn)場施工3口井,累計增油2 225.3 t,累計降水量11 631.2 t，具有較好的封堵性。

優(yōu)選； 堵水劑； 選擇性堵水； 提高采收率

朝陽溝油田注水開發(fā)區(qū)塊已進入特高含水期，其油井含水率逐年上升，注水循環(huán)效率低的現(xiàn)象日趨明顯[1]，使用原來的化學堵水劑配方實施堵水出現(xiàn)有效期短、封堵效果差的問題。分析原因認為，儲層巖石[2]在長期注入水的水流沖擊作用下，孔隙尺寸逐漸增大，原來化學堵水劑配方的成膠強度明顯不足，封堵不牢，易于被突破失效[3]。

因此，針對高液量高含水井的地質特點[4]，優(yōu)選出強度較大、穩(wěn)定性強且具有選擇性的新型化學堵水劑配方是十分必要的[5]。本文針對朝陽溝油田高液量高含水井，通過配方的篩選與優(yōu)化，提出了相應的堵水對策。研制出一種堵水劑配方，并對該配方進行堵水工藝參數(shù)優(yōu)化研究。室內模擬實驗證明，所研制的堵水劑性能良好，能夠達到控水增油的目的。

1 實驗部分

選擇性化學堵水技術原理是在不需要檢泵作業(yè)的前提下，把堵水劑從油井的油套環(huán)空擠入目的層。藥劑進入親水性地層后，酰胺基團與巖石表面發(fā)生吸附作用，尾部伸展在外，對水流形成阻力。藥劑進入被油膜所覆蓋的疏水性地層后，聚合物分子不能與巖石吸附，從而實現(xiàn)選擇性封堵高滲透吸水層的作用。

1.1 實驗材料及儀器

1.1.1 實驗材料 實驗所用材料如表1所示。

表1 實驗材料Table 1 Experimental materials

1.1.2 實驗儀器 數(shù)顯恒速強力電動攪拌機，Mettler AL204電子天平，HW-4A單聯(lián)恒溫箱，Brookfield DV3T旋轉黏度計，雷磁DSZ-708多參數(shù)分析儀等。

1.2 堵水劑的配制

將200 mL蒸餾水倒入500 mL燒杯中，并用攪拌器開始攪拌，攪拌速度200 r/min。用電子天平稱取一定量的聚丙烯酰胺，緩慢勻速倒入蒸餾水中，攪拌20 min。然后用電子天平稱取一定量的木質素磺酸鈣(由于木質素磺酸鈣Ca-Ls具有一定的增強作用[6]，故選用Ca-Ls為增強劑，質量分數(shù)為1%)，同樣緩慢勻速倒入燒杯中，攪拌20 min。再用洗耳球吸取交聯(lián)劑至量筒內，將量筒放在電子天平上，并用膠頭滴管吸取一定量的交聯(lián)劑滴入燒杯中，攪拌10 min。將pH調節(jié)劑溶液倒入200 mL溶液中繼續(xù)攪拌10 min，用多參數(shù)分析儀測黏度并記錄。稱取一定量的穩(wěn)定劑倒入燒杯中繼續(xù)攪拌10 min，得到300 mL堵水劑。

1.3 成膠強度的測定

用旋轉黏度計測其初始黏度并記錄，恒溫箱50 ℃放置，第一天2、4、8、12 h測黏度，之后每天測一次黏度并記錄，直至破膠為止。

2 化學堵水藥劑配方優(yōu)選

2.1 聚合物類型和相對分子質量優(yōu)選

將不同相對分子質量的陽離子聚丙烯酰胺和陰離子聚丙烯酰胺配制成質量分數(shù)為0.4%和0.8%的溶液，加入一定量的木質素磺酸鈣，充分攪拌溶解后，分別加入質量分數(shù)為0.4%和0.8%的交聯(lián)劑，測定不同時間的成膠情況，依次篩選堵水劑的聚合物類型和相對分子質量。

2.1.1 陽離子聚丙烯酰胺 相對分子質量為1 700萬和2 500萬的陽離子聚丙烯酰胺與交聯(lián)劑混合后，在攪拌過程中，陽離子聚合物出現(xiàn)脫水現(xiàn)象(見圖1)，故不再選用陽離子聚丙烯酰胺。

圖1 陽離子聚丙烯酰胺攪拌脫水現(xiàn)象

Fig.1TheagitationdehydrationphenomenonofHPAMcation

2.1.2 陰離子聚丙烯酰胺 陰離子聚丙烯酰胺配有機鉻作交聯(lián)劑具有較好的成膠性[7]，而用有機鋁作交聯(lián)劑則不能較好地成膠。在相同質量分數(shù)下相對分子質量為2 500萬的陰離子聚丙烯酰胺具有較高的成膠強度[8]，這樣既可以節(jié)省材料又可以降低成本，且成膠效果比較穩(wěn)定。

2.2 堵水劑主劑質量分數(shù)配比優(yōu)化

不同質量分數(shù)的陰離子聚丙烯酰胺水溶液中(相對分子質量為25×106)，加入一定量的木質素磺酸鈣，充分攪拌溶解后，分別加入不同質量分數(shù)的交聯(lián)劑有機鉻，測定不同時間的成膠情況，依次篩選堵水劑的聚合物及交聯(lián)劑的濃度。

主劑、交聯(lián)劑及增強劑備選質量分數(shù)。

(1) 陰離子聚丙烯酰胺備選質量分數(shù)：0.5%、0.6%、0.7%、0.8%；

(2) Ca-Ls備選質量分數(shù)：1.0%、2.0%；

(3) 有機鉻備選質量分數(shù)：0.3%、0.4%、0.6%、0.8%。

聚丙烯酰胺成膠曲線如圖2所示。從圖2中可以看出， 0.5%、0.6%聚丙烯酰胺成膠強度較低，效果不好，0.8%聚丙烯酰胺成膠速度較快且成膠初始強度過大，0.7%聚丙烯酰胺成膠速度快且成膠強度適中，效果較好。0.7%聚丙烯酰胺成膠備選配方如表2所示。

圖2 0.5%、0.6%、0.7%、0.8%聚丙烯酰胺成膠曲線

Fig.2Thegellingcurveof0.5%，0.6%，0.7%，0.8%HPAM

表2 0.7%聚丙烯酰胺成膠備選配方Table 2 The alternative gelling formulation of 0.7% HPAM

根據(jù)表2和圖2(c)顯示，Ca-Ls具有一定減緩成膠速度的作用[9]，從圖2曲線上看，0.7%聚丙烯酰胺+0.3%有機鉻+2%Ca-Ls最好，初始成膠強度小，成膠速度平緩，且所達到的成膠強度足夠大，但成膠速度稍快，需加pH調節(jié)劑加以改進，作為配方1。

通過實驗發(fā)現(xiàn)，0.5%HPAM+0.4%有機鉻+1%Ca-Ls成膠時間短，但成膠強度峰值達20 000 mPa·s，可作為備選配方，作為配方2。

2.3 pH調節(jié)劑優(yōu)選

pH對膠體的成膠速度和成膠強度有一定的作用[10]，因此研究在配方中加酸或堿對膠體的影響。

用多參數(shù)分析儀測量加入檸檬酸后的膠體pH在4.7～5.3，其中質量分數(shù)為0.5%HPAM，0.4%有機鉻，1%Ca-Ls和0.15%檸檬酸成膠效果較好，pH為5.2。

測量加入NaHCO3后的膠體pH在6.0～6.5，其中質量分數(shù)為0.15%NaHCO3，0.7%HPAM，0.3%有機鉻和2%Ca-Ls成膠效果較好，pH為6.2。

酸具有一定破壞膠體的作用[11]，加入酸很少有成功的標準，可選擇質量分數(shù)為0.5%HPAM，0.4%有機鉻，1%Ca-Ls和0.15%檸檬酸配方作為備選，pH為5.2。

少量NaHCO3具有促進成膠的效果，根據(jù)成膠特性曲線，pH為6.2的0.15%NaHCO3，0.7%HPAM，0.3%有機鉻和2%Ca-Ls膠體很好的達到了標準，初始黏度小，從8 h以后黏度開始逐漸增大，直到第二天達到20 000 mPa·s，可作為主選配方。

2.4 穩(wěn)定劑優(yōu)選

將硫脲和六偏磷酸鈉分別加入不同膠體中，實驗結果見圖3。

圖3 加入硫脲的成膠曲線

Fig.3Thegellingcurvewiththiourea

六偏磷酸鈉破壞了膠體的成膠，不予采用；硫脲對膠體的成膠有一定的保護和穩(wěn)定作用[12]，從圖3曲線上看0.7%HPAM，2%Ca-Ls，0.3%有機鉻，0.15%NaHCO3和0.005%硫脲這組配方12 h前黏度可維持在500 mPa·s左右，而2 d后膠體黏度達到20 000 mPa·s，故此配方為最佳，選用此配方。

2.5 穩(wěn)定性評價

由圖3可見，主選配方w(硫脲)=0.005%的成膠效果較好，可以達到指標要求。為了確定穩(wěn)定劑的最佳用量，對穩(wěn)定劑質量分數(shù)進行上下微調，同時評價體系的穩(wěn)定性，結果見圖4。

圖4 穩(wěn)定劑濃度優(yōu)化成膠曲線

Fig.4Thegellingcurveofconcentrationoptimizationaboutstabilizingagent

由圖4可見，0.7%HPAM + 0.3%有機鉻+2%Ca-Ls+0.15%NaHCO3+0.005%硫脲成膠效果最好，且一個月內成膠情況穩(wěn)定，故此堵水藥劑配方為最優(yōu)選。

3 化學堵水藥劑性能評價

采用人造柱狀巖心，由樹脂膠結石英砂制成，模擬朝陽溝油田的地層巖石物性。規(guī)格φ25 mm×100 mm，滲透率為2～20 mD。評價了堵水劑的特性，實驗結果見表3。

表3 堵水劑特性評價實驗結果Table 3 The experimental results of characteristic about evaluationwater shutoff agent

注：Kg為氣測滲透率；K1為巖心堵前水相滲透率；K2為巖心堵后水相滲透率；Rf為阻力系數(shù)；Rff為殘余阻力系數(shù)；B為堵塞率。

從表3可以看出，所研制的堵水劑對飽和水巖心堵塞率>90%，且殘余阻力系數(shù)和突破壓力梯度較大；對水驅油巖心堵塞率>80%，殘余阻力系數(shù)和突破壓力梯度也相對較大；對飽和油巖心堵塞率<20%，殘余阻力系數(shù)和突破壓力梯度均較小。表現(xiàn)出良好的選擇性。

4 現(xiàn)場試驗

2016年12月現(xiàn)場施工三口井，堵水劑按5 m半徑注入，啟動壓力與最大注入壓力差小于2 MPa，現(xiàn)場試驗結果見表4。

表4 選擇性堵水劑現(xiàn)場堵水效果Table 4 The local plugging effect of elective water shutoff agent

選擇性堵水3口井，施工成功3口井，有效增油3口井，有效率100%。統(tǒng)計3口井，堵后平均單井日產(chǎn)液量下降19.7 t，日產(chǎn)油量增加3.9 t，含水量下降7.4%。平均有效期已達188 d，有效期最長達204 d。封堵后累計增油量2 225.3 t,累計降水量11 631.2 t，具有較好的封堵性。

5 結論

(1) 通過堵水劑成膠特性測定，發(fā)現(xiàn)陽離子聚丙烯酰胺易發(fā)生脫水現(xiàn)象不成膠，而陰離子聚丙烯酰胺成膠效果好，故選用陰離子HPAM作為主要藥劑；選用有機鉻作交聯(lián)劑，相對分子質量為2 500萬聚丙烯酰胺，具有較高的成膠強度，且成膠相對穩(wěn)定。

(2) 成膠特性實驗表明，Ca-Ls能在一定程度上減緩成膠速度，硫脲對凝膠有一定的保護和穩(wěn)定作用,用NaHCO3調節(jié)體系pH在6～6.5時成膠效果較好。

(3) 堵水劑最佳配方為：0.7%HPAM，2%Ca-Ls，0.3%有機鉻，0.15%NaHCO3和0.005%硫脲， 12 h前黏度在500 mPa·s左右，48 h后黏度達到20 000 mPa·s。

(4) 現(xiàn)場施工3口井，有效率100%，堵后累計增油2 225.3 t,累計降水量11 631.2 t，具有較好的封堵性。

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Optimization of Chemical Selective Water Plugging Agent in Chaoyang Trench Oil Field in High Water Cut Stage

Cao Guangsheng1， He Qi1， Zhou Zhiyi2， Bai Yujie1， Li Shining1， Wang Peilun1

(1.TheKeyLaboratoryofMinistryofEducationaboutEnhancedOilRecovery,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163000,China；2.TheFirstOilProductionFactory,DaqingOilFieldLimitedLiabilityCompany,DaqingHeilongjiang163000,China)

According to geological characteristics of high liquid content and high water content wells in Chaoyang Trench oil field. A new chemical water shutoff agent with strong strength and strong stability was selected through the determination of gelling strength, gelling time, stability time, type and concentration of shutoff agents and additives. The optimum formula of water plugging (mass fraction) is as follows: 0.7%HPAM+2%Ca-Ls+0.3%organic chromium+0.15%NaHCO3+0.005% thiourea. The viscosity in 24 h is less than 2 000 mPa·s, the gelling time is more than 48 h，the gelling max viscosity is more than 20 000 mPa·s, and the viscosity reservation in 30 days is more than 80%. According to the cores of different permeability, the water plugging rate of plugging agent is more than 80%, and the plugging oil rate is less than 20%, which has good selectivity. It has been used on 3 wells in Chaoyang Trench oil field in 2016. The increase production of cumulative oil is 2 225.3 t, and the cut of cumulative water is 11 631.2 t, which has good sealing performance.

Optimization; Water plugging agent; Selective water plugging; Improve oil recovery

2017-02-20

2017-03-02

國家自然科學基金資助項目(51574089)。

曹廣勝(1966-)，男，博士，教授，從事采油采氣工藝理論與技術研究；E-mail：caoguangsheng@163.com。

何奇(1993-)，男，碩士研究生，從事采油采氣工藝理論與技術研究；E-mail：923730277@qq.com。

1006-396X(2017)06-0042-06

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE65

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.06.009

(編輯 王亞新)