納米顆粒增強(qiáng)AM/AMPS復(fù)合凝膠反向堵水技術(shù)

王恩成

(中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

0 引 言

聚合物驅(qū)通過提高溶液黏度、降低地層滲透率，使聚合物調(diào)驅(qū)劑與油藏中油水混合體的流度比減小，從而提高驅(qū)油效率[1-3]。但聚合物調(diào)驅(qū)劑在化學(xué)、機(jī)械或熱作用下發(fā)生降解，黏度下降，不利于提高驅(qū)油效率[4-5]，導(dǎo)致聚合物驅(qū)油技術(shù)在高溫、高鹽油藏的應(yīng)用受到了限制。為解決該問題，研制了各類改良的聚合物調(diào)驅(qū)體系[6-7]，聚合物與無機(jī)納米顆粒制備的復(fù)合調(diào)驅(qū)體系顯示出優(yōu)異的性能[8-18]，但相關(guān)的室內(nèi)性能研究與現(xiàn)場應(yīng)用分析報(bào)道較少，聚合物驅(qū)油技術(shù)對不同油藏條件的適應(yīng)性尚不明確。因此，采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和納米SiO2顆粒制備了AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠，評價(jià)了該復(fù)合凝膠的耐溫耐鹽性、耐沖刷性及封堵性能，使用該復(fù)合凝膠作為反向堵水劑，該堵水劑體系在文留油田取得了較好的驅(qū)油效果。

1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

制備復(fù)合凝膠溶液的材料包括：純度為99%的丙烯酰胺共聚物和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸作為堵水劑的主劑；純度為99%的聚乙烯亞胺(PEI)作為交聯(lián)劑；純度為98%的偶氮二異丁脒鹽酸鹽(AAPH)作為聚合反應(yīng)觸發(fā)劑，相對分子質(zhì)量為271；納米SiO2粉末，粒徑為20～30 nm。

1.2 復(fù)合凝膠溶液配制

AM與AMPS質(zhì)量比為1.5∶1.0，將上述2種聚合物單體以總質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.0%溶入不同礦化度的水中。將納米SiO2粉末溶于蒸餾水，在超聲浴中保持10 min，使SiO2粉末與水充分混合，然后加入到聚合物水溶液中，確保SiO2占整體溶液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%。之后加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%的PEI交聯(lián)劑，將溶液放置在60 ℃的環(huán)境下，加入AAPH作為聚合反應(yīng)的觸發(fā)劑。

2 AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠性能評價(jià)

2.1 耐溫抗鹽穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)

將油田產(chǎn)出水與蒸餾水按不同比例配制成7種礦化度水，按上述步驟配制7種復(fù)合凝膠溶液樣品。每種樣品均分別放置在室溫和130 ℃烘箱中，使其發(fā)生聚合、交聯(lián)、膠結(jié)。室溫時(shí)7種樣品均未發(fā)生膠結(jié)，130 ℃時(shí)7種樣品膠結(jié)情況見表1。由表1可知，該凝膠體系在高溫、高鹽條件下具有良好的成膠能力。

表1 130℃時(shí)不同復(fù)合凝膠成膠穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 1 The experimental data of gelling stability ofdifferent composite hyrogels at 130℃

2.2 耐沖刷性實(shí)驗(yàn)

選取初始滲透率為8 799、11 048 mD的2個(gè)巖心，分別注入4個(gè)凝膠段塞(以油田產(chǎn)出水為溶劑)，注入總量為1.0倍孔隙體積。當(dāng)最后1個(gè)段塞水驅(qū)穩(wěn)定后，逐級提高注入速度，進(jìn)行長時(shí)間注水沖刷。

圖1為復(fù)合凝膠滲透率隨注入速度的變化曲線。由圖1可知，隨注入速度增大，2個(gè)巖心滲透率均小幅升高，但總體變化不大，表現(xiàn)出良好的穩(wěn)定性，說明凝膠膠結(jié)后，具有優(yōu)秀的耐沖刷性。

圖1 不同注入速度下滲透率變化Fig.1 The permeability variation with different injection speeds

2.3 封堵性能物理模擬實(shí)驗(yàn)

采用1.2 m長人造巖心進(jìn)行封堵性能物理模擬實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)條件為：人造巖心以石英砂壓實(shí)填充模擬，實(shí)驗(yàn)溫度為130 ℃，凝膠由油田產(chǎn)出水配制，注入0.6倍孔隙體積，巖心上設(shè)置6個(gè)封堵監(jiān)測點(diǎn)(沿巖心軸線平均分布)，實(shí)驗(yàn)壓力不大于40 MPa。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2所示。由表2可知：AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠可實(shí)現(xiàn)有效封堵，封堵率由69.5%提高至81.5%，且凝膠對地層的封堵是逐步完成的，有利于實(shí)現(xiàn)油層的深部封堵。

表2 AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠封堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 The plugging experiment results ofAM/AMPS+SiO2 composite hydrogel

2.4 AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠堵水機(jī)理

根據(jù)聚合物屬性的不同，聚合物在納米顆粒表面的吸附作用可分為靜電吸附、氫鍵吸附、疏水相互作用吸附、離子吸附等[19]。由于聚合物與納米顆粒的吸附作用，聚合物和納米顆粒形成了一種三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)[9,20-21]，AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠的黏度明顯升高，其機(jī)械強(qiáng)度和熱穩(wěn)定性得到顯著改善。相關(guān)研究表明，聚合物調(diào)驅(qū)劑本身不能改變油藏潤濕性，而納米顆粒-聚合物復(fù)合調(diào)驅(qū)(堵水)劑可以有效改善潤濕性，使巖層由親油轉(zhuǎn)為親水，從而大幅度改善調(diào)驅(qū)效果[22]。其作用機(jī)理為：巖石表面的負(fù)電荷與吸附有納米顆粒的聚合物高分子殼體的正電荷產(chǎn)生靜電相互作用，納米顆粒沉積在油藏巖石表面，使巖層由親油向親水轉(zhuǎn)變[23]。

3 實(shí)例應(yīng)用

應(yīng)用該AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠技術(shù)，在文留油田文25東塊文65-側(cè)29油井實(shí)施反向堵水作業(yè)。文25東塊為中孔、中滲復(fù)雜斷塊油藏，沉積體系主要是淺水三角洲體系，儲(chǔ)層巖性為長石砂巖，屬粉砂級，油藏埋深為2 130～2 600 m。受沉積微相影響，儲(chǔ)層平面、層間、層內(nèi)均表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性，主要含油層位為Es2下1—5小層。文65-側(cè)29井位于文25東塊北部復(fù)雜帶，井組含油面積為0.042 km2，控制地質(zhì)儲(chǔ)量為5.71×104t，可采儲(chǔ)量為2.57×104t，受注水井文側(cè)25-23井和文65-50井影響，主力層位Es2下1—2小層水淹嚴(yán)重，產(chǎn)出液量大，高含水。歷史上為解決該問題在該井實(shí)施多次化學(xué)堵水，但由于該井組存在大孔道、注水強(qiáng)度大和沖刷強(qiáng)度高導(dǎo)致化學(xué)堵水效果差，最終造成該井組水驅(qū)動(dòng)用程度低。經(jīng)分析后認(rèn)為Es2下2—3小層上部仍有剩余油富集，且整個(gè)井組層間矛盾突出，剩余油分布符合韻律段挖潛特征，具有實(shí)施油井反向堵水的地質(zhì)基礎(chǔ)。

該井于2019年8月3日實(shí)施復(fù)合凝膠反向堵水作業(yè)，正擠AM/AMPS+SiO2溶液20 m3，最高施工泵壓為25 MPa，注入后停泵10 min，之后正擠PEI和AAPH溶液6 m3，最高施工泵壓為24 MPa。措施實(shí)施后初期日增油為1.5 t/d，后期日增油達(dá)到3.7 t/d，有效期為310 d，截至2020年6月20日累計(jì)增油942.2 t，且目前持續(xù)有效(圖2)。

圖2 文65-側(cè)29井生產(chǎn)曲線Fig.2 The production curve of Well Wen 65-Ce 29

自2019年以來，在文留油田10口生產(chǎn)井應(yīng)用AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠反向堵水工藝，工藝成功率及措施有效率均為100%，累計(jì)增油4 244.0 t，降低無效產(chǎn)液量9 473.0 m3，平均有效期為251 d。該技術(shù)有效解決了注水開發(fā)油藏后期高含水油井水竄、水淹導(dǎo)致采收率低的難題，取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益，具有推廣應(yīng)用價(jià)值。

4 結(jié) 論

(1) AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠具有良好的耐溫耐鹽性、耐沖刷性和封堵性能，可有效地對高溫、高鹽油藏進(jìn)行深度調(diào)剖堵水。

(2) AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠堵水機(jī)理為：SiO2顆粒在與聚合物分子鏈和交聯(lián)劑相互作用過程中，起到物理交聯(lián)點(diǎn)的作用，提高了凝膠的黏度和機(jī)械強(qiáng)度，有效改善了巖層的潤濕性。

(3) 現(xiàn)場實(shí)踐表明，使用AM/AMPS+SiO2復(fù)合凝膠反向堵水后，產(chǎn)油量顯著增加，無效產(chǎn)液量顯著降低，增油降液有效時(shí)間長，顯示出良好的經(jīng)濟(jì)效益和應(yīng)用前景。