耐溫耐鹽增強型雙聚合物凝膠體系的研制及應(yīng)用

朱錳飛

（中國石化 中原油田分公司 濮東采油廠，河南 濮陽 457100）

隨著油田開采進入高含水期，調(diào)剖堵水技術(shù)得到越來越廣泛的應(yīng)用［1-3］，且由于采油條件越來越苛刻，發(fā)展高溫、高鹽條件下的堵水調(diào)剖劑成為必須面臨的問題［4-7］。凝膠類堵劑來源廣泛、配制簡單，已成為國內(nèi)外研究應(yīng)用廣泛的一類有機堵水調(diào)剖劑［8-11］，凝膠類堵劑所采用的聚合物主要為聚丙烯酰胺類。但由于單一的聚丙烯酰胺在高溫環(huán)境下會影響調(diào)剖堵水性能，導(dǎo)致凝膠的交聯(lián)強度降低，現(xiàn)場應(yīng)用受到影響。部分水解聚丙烯腈（HPAN）價格低廉、來源豐富，耐溫性能好，被成功應(yīng)用于現(xiàn)場調(diào)剖［12-13］；雙聚合物凝膠堵劑在中低溫低鹽聚驅(qū)后的砂巖油藏中成功應(yīng)用［14-15］，其中，部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的加入提高了HPAN中不溶物的懸浮穩(wěn)定性，但該堵劑并不適用于高溫高鹽油藏；而超細二氧化硅經(jīng)改性后具有更好的分散性［16-17］，可作為穩(wěn)定劑，提高了HPAM和HPAN的交聯(lián)強度及凝膠的強度和耐溫耐鹽性能［18］。

本工作通過在HPAM中加入HPAN和改性二氧化硅提高交聯(lián)聚合物凝膠的耐溫抗鹽性能，研制了可用于高溫高鹽油藏調(diào)剖的堵劑，考察了所研制凝膠體系的性能，并將其用于胡慶油田慶祖采油區(qū)中高滲油藏。

1 實驗部分

1.1 主要試劑和儀器

HPAM：相對分子質(zhì)量20×106，水解度32%，工業(yè)級，諸城海之藍化工有限公司；HPAN：工業(yè)級，河南省邦振化工有限公司；改性超細二氧化硅：1 500～2 000目，工業(yè)級，新秀林化工有限公司；烏洛托品、間苯二酚：CP，國藥集團化學(xué)試劑有限公司；實驗用水：胡慶油田胡狀聯(lián)注入水，礦化度20×104mg/L，碳酸氫鈉型；實驗用油：地面脫氣原油，黏度為15 mPa·s，胡慶油田慶祖采油區(qū)。

Brookf i eld DV-Ⅲ+型黏度儀：美國博飛公司；HW-4B型數(shù)顯恒溫箱：江蘇海安儀器有限公司。

1.2 實驗方法

按標準［19］所述方法對增強型雙聚合物堵劑體系的性能進行評價。1）成膠時間的測定：通過攪拌配制好成膠溶液，用具蓋玻璃瓶分裝溶液約100 mL，然后擰緊瓶蓋放入恒溫箱，設(shè)置溫度為90 ℃。每隔2 h 觀察一次成膠情況，通過傾倒或玻璃棒挑動的方式觀察膠體的狀態(tài)，若相繼2次觀察到溶液不流動，記錄初次不流動時間為成膠時間。2）動態(tài)驅(qū)替實驗：使用60～200目的石英砂，制作填砂管長60 cm、直徑2.5 cm的巖心模型，包括單管、雙管、三管3種模型；對所做巖心抽真空、注入飽和水；再注入適量的堵劑；候凝，時間為48 h或72 h；繼續(xù)進行水驅(qū)或其他動態(tài)驅(qū)替實驗。3）成膠強度評價：運用Brookf i eld DV-Ⅲ+型黏度儀，測試不同配方體系得到的凝膠黏度，該黏度表征了凝膠的強度；采用目測代碼法判斷成膠強度（A為未形成凝膠、B為流動性凝膠、C為可流動性凝膠、D為中等流動性凝膠、E為低流動性凝膠、F為高形變不流動凝膠、G為中等可形變不流動凝膠、H為輕微可形變不流動凝膠、I為剛性凝膠、J為網(wǎng)性剛性凝膠）［20］。4）注入性實驗：上述2）中的填砂管帶有4個測壓口，自注入端每隔7.5 cm設(shè)置一個測壓點，共設(shè)置1#（0 cm），2#（7.5 cm），3#（15 cm），4#（22.5 cm）4個測壓點，隨著堵劑溶液的注入，記錄各個測壓點的起壓情況，判斷堵劑溶液的注入性。5）耐鹽實驗：用模擬鹽水配制調(diào)剖劑溶液，置于恒溫箱老化，采用3）中B成膠強度評價方法衡量凝膠強度；所用模擬鹽水質(zhì)量濃度分別為5×104，10×104，15×104，20×104，25×104mg/L，如 1 L 質(zhì)量濃度為20×104mg/L的模擬鹽水中鹽含量為：10.25 g氯化鈣、11.37 g 氯化鎂、40.39 g 碳酸氫鈉、35.27 g 硫酸鈉、102.72 g氯化鈉。

2 結(jié)果與討論

2.1 堵劑配方的篩選

進行配方篩選設(shè)計的正交實驗的結(jié)果見表1。從表1可知，最佳的調(diào)剖劑體系配方為：0.6%（w）HPAM+4%（w）HPAN+3%（w）SiO2+1.0%（w）烏洛托品+1.0%（w）間苯二酚。各因素對成膠實驗影響的大小順序為：w（HPAN）＞w（HPAM）＞w（烏洛托品）/w（間苯二酚）＞w（SiO2）。

2.2 堵劑的性能評價

2.2.1 注入性

將凝膠體系加入到油田注入水中攪拌至完全溶解，測定其在30 ℃下的黏度為43 mPa·s。制作滲透率為 100×10-3μm2和 200×10-3μm2的巖心 A和B，測試體系的可注入性，獲得4個測壓點壓力隨注入體積的變化情況，以此確定該凝膠溶液的可注入性以及在巖心中的可流動性，測試結(jié)果見圖1。從圖1可看出，隨注入體積的增加，巖心中4個點的壓力均勻上升直至平穩(wěn)，說明該凝膠溶液可注入性能好，且流動能力強；巖心B的壓力均低于巖心A，說明堵劑在巖心B中更易注入，且能夠到達巖心深部。結(jié)合黏度測試和注入性測試結(jié)果，該凝膠溶液具有良好的注入性。

表1 正交實驗分析結(jié)果Table1 Analysis results of orthogonal experiments

圖1 堵劑可注入性測壓曲線Fig.1 Pressure measurement curves of injectability of plugging agent.

2.2.2 耐溫耐鹽性能

溫度對凝膠的影響見表2，礦化度對凝膠的影響見表3。從表2和表3可看出，該凝膠體系在90 ℃下，成膠時間為48 h；在溫度120 ℃、礦化度20×104mg/L條件下放置90 d成膠強度變化小，無破膠水化現(xiàn)象；因此，該凝膠體系具有良好的耐溫耐鹽性能。

表2 堵劑的耐溫性能Table 2 Temperature resistance of plugging agent

表3 堵劑的耐鹽性能Table 3 Salt tolerance of plugging agent

2.2.3 封堵性

取高、中、低滲三種滲透率的單填砂管各2組，通過注水測得每個填砂巖心的滲透率后，在6組填砂管中均注入凝膠溶液0.15 PV，候凝12 h后繼續(xù)水驅(qū)，通過壓力表測量突破壓力，計算獲得殘余阻力系數(shù)和巖心封堵率，實驗結(jié)果見表4。從表4可知，對于高、中、低滲填砂管，封堵率均超過了92.0%，突破壓力梯度均達到了7.30 MPa/m，說明該凝膠體系成膠后，表現(xiàn)出良好的封堵能力。

表4 單管填砂管封堵性能Table 4 Plugging performance of sand-field single pipe

取高、中、低三種滲透率級差的并聯(lián)填砂管各1組，在3組填砂管中均注入凝膠溶液0.15 PV，候凝12 h后水驅(qū)，通過壓力表測量突破壓力，通過計算各填砂管產(chǎn)液量計算水驅(qū)分流率（堵前、注堵劑、突破后），實驗結(jié)果見表5。由表5可知，滲透率較高的填砂管注堵劑時的分流率均比封堵前稍高，滲透率較低的填砂管注堵劑時的分流率均比封堵前低，說明該凝膠溶液在注入過程中具有封堵選擇性，優(yōu)先封堵高滲地帶或大孔道；繼續(xù)注水達到突破壓力后，三組并聯(lián)填砂管中的高滲管分流率平均下降約90%，說明堵劑有效封堵了高滲通道；與此同時，三組并聯(lián)填砂管中的低滲管分流率顯著升高，說明注入水波及到了低滲儲層，該層內(nèi)的剩余油能夠得到有效的挖潛；通過堵劑的封堵作用，擴大了后續(xù)水驅(qū)的波及體積，提高原油采收率。

表5 并聯(lián)填砂管封堵性能Table 5 Plugging performance of parallel-connected sand-filled pipes

2.2.4 耐沖刷性

對單填砂管和雙并聯(lián)填砂管進行水驅(qū)時，初始壓力較低，注入增強型雙聚合物凝膠堵劑候凝48 h，水驅(qū)突破后得到最高注入壓力，繼續(xù)注入50 PV 地層水，得到最終壓力。結(jié)果見表6，從表6可知，該凝膠在壓力突破后進行水驅(qū)，壓力降低幅度約在6%～8%，壓力變化小，說明具有很強的耐沖刷性。

表6 堵劑耐沖刷性能Table 6 Scour resistance of plugging agent

2.3 提高采收率實驗

制作三并聯(lián)填砂管，進行提高采收率實驗研究，驅(qū)替過程中記錄驅(qū)替壓力、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量，計算含水率、各階段的水驅(qū)采出程度以及提高采收率幅度，結(jié)果見表7。由表7可知，堵前水驅(qū)采收率30.8%，高滲層貢獻20.3%，因此，注入水主要波及到的區(qū)域在高滲層，相反低滲層較弱，采出程度較低。封堵后進行水驅(qū)，采收率提高了12.3百分點，其中，低滲層、中滲層采收率分別提高2.9和4.8百分點，因此，高滲條帶或大孔道被有效封堵后，后續(xù)注水才能驅(qū)中低滲層的剩余油，增大波及體積，提高原油采收率。

表7 采收率實驗結(jié)果Table 7 Results of recovery experiments

3 現(xiàn)場應(yīng)用實驗

3.1 現(xiàn)場配液工藝改進

為保證現(xiàn)場配藥的效果，改進“人工傾倒”加藥方式，形成地面配水器穩(wěn)定供水、射流泵均勻吸入的加藥方式。使用該配液方法，不僅可以使兩種聚合物均勻溶解避免聚集，還可以使改性超細二氧化硅均勻分散在聚合物溶液中，避免二氧化硅聚集沉淀，提高懸浮性。

3.2 區(qū)塊概況

胡慶油田慶祖采油區(qū)慶95區(qū)塊為中高滲砂巖油藏，剩余油富集，平均滲透率1.2 μm2，油藏埋深3 000～3 500 m，原始地層溫度110.6 ℃，地層水礦化度18.9×104mg/L。自1980年投產(chǎn)以來，以注水開發(fā)為主，目前平均含水96%（w）以上，經(jīng)地質(zhì)測試發(fā)現(xiàn)，該區(qū)塊非均質(zhì)性嚴重，滲透率級差在45以上，水竄嚴重，造成注水效率低。

3.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

該增強型雙聚合物凝膠在慶95塊的實施了調(diào)剖，利用其耐溫耐鹽的性能特點，選取的4口注水井井深均在3 400 m左右。4口井總計注入堵劑1 500 m3，均順利完成設(shè)計內(nèi)容，工藝成功率100%。調(diào)剖改善了吸水剖面，提升注水壓力3～4 MPa，4個井組對應(yīng)10口油井，見效9口，井組見效率100%，油井見效率90%，累計增油1 400 t，平均每井組增油350 t，油井平均含水率下降1.8%（w），有效期6～15個月，平均有效期9個月。

通過現(xiàn)場應(yīng)用可知，該增強型雙聚合物凝膠適用于高溫高鹽油藏調(diào)剖，具有良好的注入性和選擇性，優(yōu)先進入高滲條帶和大孔道；優(yōu)異的封堵強度，提高了封堵有效率，擴大了波及體積；良好得耐沖刷性，保證調(diào)剖效果長時間有效。

4 結(jié)論

1）適用于高溫高鹽油藏調(diào)剖的增強型雙聚合物凝膠的配方為：0.6%（w）HPAM +4%（w）HPAN +3%（w）改性超細SiO2+ 1.0%（w）烏洛托品+1.0%（w）間苯二酚；該堵劑耐溫120 ℃，耐鹽20×104mg/L。

2）該堵劑體系對高滲、中滲和低滲填砂管的封堵能力良好，封堵率皆大于92%。在并聯(lián)填砂管中具有一定的選擇性，優(yōu)先進入高滲透層進行封堵，隨著滲透率級差的增加，注入選擇性增強。

3）該堵劑體系應(yīng)用于胡慶油田慶祖采油區(qū)中高滲油藏，取得了較好的降水增油效果，可在類似油藏條件下擴大應(yīng)用規(guī)模。

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