有机酚醛聚合物凝胶深部调驱体系孔渗适应性研究

宫兆波，罗强，扎克坚 （中石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 841000）

罗跃，颜学敏 （长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023）

有机酚醛聚合物凝胶深部调驱体系孔渗适应性研究

宫兆波，罗强，扎克坚 （中石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 841000）

罗跃，颜学敏 （长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023）

聚合物凝胶体系在地层中的渗流及封堵特性对深部调驱效果具有重要的影响。利用长填砂管驱替物模试验，研究了有机酚醛聚合物凝胶体系在不同渗透率填砂管中的注入特性、渗流行为和封堵性能，结果表明有机酚醛聚合物体系是一种注入性和流动性均较好的凝胶体系。通过对有机酚醛聚合物凝胶体系在长填砂管中的封堵特性和渗流参数结果分析，确定了有机酚醛聚合物凝胶体系组分质量浓度与3种地层渗透率的匹配关系。最后通过室内驱油物模试验，对凝胶体系与渗透率的匹配关系进行了验证。

有机酚醛聚合物凝胶；渗透率；匹配性；调驱体系

在油田进入高含水期开发阶段后，为了进一步提高原油采出程度，一方面要想办法优化注水来提高注入水波及体积，另一方面可以通过 “2＋3”的方法，在扩大波及体积的同时提高驱油效率，即深部调驱技术［1，2］。尽管深部调驱技术经过多年的发展，无论是室内研究还是矿场实践都取得了较大的进展［3］，然而有关凝胶强度与地层孔渗结构适应性研究的报道很少。在油藏深部调驱过程中，聚合物凝胶的强度设计必须与油藏的渗流通道具有较好的匹配性。如果凝胶强度设计过高，容易在近井地带形成强封堵，导致后续的注入水突破或绕流回原高渗层；如果凝胶强度设计过低，会出现对油藏中存在的高渗通道不能形成有效封堵，达不到调整吸水剖面的目的。鉴于此，开展凝胶强度与地层孔渗结构适应性的研究很有必要。笔者选择了不同强度的有机酚醛聚合物凝胶体系，考察了其在不同渗透率填砂管中的注入性、流动性和封堵特性，并研究了其与地层孔渗的匹配关系。

1 试验方法

1.1 试验药品

抗盐型聚合物KY（北京恒聚产，平均相对分子质量2500×104）；有机酚醛交联剂JL-2（自主研制）；模拟地层水 （矿化度为10000mg／L，钙镁离子质量浓度100mg／L）；油样 （克拉玛依油田七中区八道湾组油藏原油）。

1.2 长填砂管物模试验

图1 长填砂管驱替装置示意图

2）试验步骤 ①长填砂管的制作，选择不同粒径的石英砂，按不同比例混合后，采用边填边压的方式制作某一特定渗透率的长填砂管模型。②测水相渗透率，首先饱和模拟地层水，然后以1mL／min速度注水，直至水驱压力平稳，在30℃恒温5h。③注有机酚醛聚合物凝胶体系，采用双液法注入 （聚合物的注入速度为0.8mL／min，交联剂的注入速度为0.2mL／min），有机酚醛体系溶液1PV；然后置于30℃候凝7d。④水驱，以1mL／min速度注水，直至流量和压力平稳，记录不同阶段长填砂管中各测压点的压力变化曲线，并计算长填砂管各段的阻力系数、残余阻力系数及封堵率。

1.3 填砂管驱替试验

2）试验步骤 ①填砂管的制作，选择不同粒径的石英砂，按不同比例混合后，制成一定渗透率的填砂管模型，称干重。②测水相渗透率，首先饱和模拟地层水，然后以1mL／min速度注水，直至水驱压力平稳，在30℃恒温5h；记录压力和流量；称湿重。③含油饱和度，以1mL／min速度注入模拟油，直至不出水为止；记录出水量，计算含油饱和度。④水驱油，以1mL／min速度注水，直至驱出液含水98%；记录出油量、压力和流量，并计算水驱效率。⑤注有机酚醛聚合物凝胶体系，采用双液法注入（聚合物的注入速度为0.8mL／min，交联剂的注入速度为0.2mL／min，注入有机酚醛体系溶液1PV；记录出油量、压力和流量；计算驱油效率；然后置于30℃候凝7d。⑥水驱油，以1mL／min速度注水，直至驱出液含水98%；记录出油量、压力和流量；计算残余阻力系数、封堵率及驱油效率。

2 凝胶体系在填砂管中的流动特性

2.1 凝胶体系 （调剖剂）的确定

设计了3种不同强度的有机酚醛聚合物凝胶体系，凝胶体系的成胶情况如表1所示。

表1 3种凝胶配方的成胶情况

2.2 凝胶体系在不同渗透率条件下的流动特性

通过一系列的长填砂管物模试验考察了3种凝胶配方的凝胶体系在渗透率分别为3.0、1.0、0.5D填砂管中的运移情况。图2为中强凝胶体系驱替过程压力变化曲线。可以看出，对于中强凝胶体系在不同渗透率填砂管中压力的变化趋势相同，均表现出随着凝胶溶液体系的注入，p1、p2、p3和p4压力值依次小幅上升，说明凝胶溶液在填砂管中不断往前推进，从各点压力的上升值可以发现，有机酚醛聚合物凝胶溶液注入性良好，没有出现端面效应，这可能与其成胶时间较长有关。当有机酚醛体系溶液注入量达到1PV后，候凝7d成胶。后续水驱过程中，发现p1、p2、p3和p4压力值依次上升，说明后续的水驱过程可以推动凝胶向前运移。需要注意的是，当后续水驱约25h时，p3、p4压力值略有下降，最后趋于平稳。可能的原因是后续水驱过程将凝胶推向填砂管后端，部分凝胶被驱替出填砂管。这说明有机酚醛聚合物凝胶成胶后具有较好的流动性，在后续水驱的作用下，可以运移到地层深部形成封堵，起到深部液流转向的作用。

有机酚醛聚合物凝胶在填砂管中的运移过程可能具有如下的规律，后续水驱过程产生的驱替压力、剪切应力与拉伸应力会导致有机酚醛聚合物凝胶的胶团发生形变，或者破碎成更小尺寸的小颗粒凝胶，这些变形的胶团或小颗粒凝胶会继续向前运移，在地层深部遇到较小的孔喉或压力较小的部位，形成有效的封堵。在后续注入水的持续注入过程中，某些小颗粒凝胶会继续发生形变或破碎，继续向前运移，在地层深部更次一级的孔喉处或压力更小的地方形成封堵，直至后续注水压力无法推动它为止，达到稳定状态［4］。当凝胶强度与地层孔渗匹配性较好时，凝胶能够通过这种运移模式在地层深部形成有效封堵。凝胶在填砂管中的这种流动方式是理想的一种运移模式，不仅可以到达地层深部封堵高渗层，同时可以起到驱油的作用。需要指出的是在注入凝胶配方相同时，渗透率越大，有效封堵率越低，后续水驱压力越低。此外，对于弱凝胶和强凝胶体系在不同渗透率的填砂管中的运移情况与中强凝胶体系的情况类似。这说明有机酚醛聚合物体系是一种注入性和流动性均较好的凝胶体系。

2.3 凝胶体系在填砂管不同位置的封堵行为

通过上述的长填砂管物模试验还考察了填砂管渗透率分别为3.0、1.0、0.5D时，3种配方的凝胶体系对长填砂管中各小段的封堵情况，结果见表2和图3、4。

从表2可以看出，对于弱凝胶体系，其渗透率为0.5D的填砂管各小段的封堵率均较高，可以达到98.89%以上，而渗透率为1、3D的填砂管后端封堵率相对较低；对于中强凝胶体系，其渗透率为0.5和1D的填砂管各小段的封堵率均较高，可以达到98.92%以上，而对渗透率为3D的填砂管后端封堵率相对较低；对于强凝胶体系，3种渗透率的填砂管各小段的封堵率均较高，可以达到98.88%以上。

从图3可以看出，聚合物凝胶体系注入后，长填砂管内中各小段的阻力系数相差不大，说明聚合物凝胶溶液整体改善油水流度比的能力较好。残余阻力系数可以反映凝胶溶液降低孔隙介质渗透率的能力，从图4可以看出，对于弱凝胶体系，3种渗透率条件下长填砂管内各小段的残余阻力系数呈现出如下规律，当填砂管内渗透率为0.5D时，长填砂管各小段都具有较高的残余阻力系数，这说明有机酚醛聚合物凝胶体系成胶后对填砂管的各个部分都能形成有效的封堵；当填砂管内渗透率为1D时，长填砂管第3、4段残余阻力系数相对降低，说明凝胶在后端的封堵效果相对变差；当填砂管内渗透率为3D时，长填砂管中各小段的残余阻力系数明显下降，说明在该渗透率下，弱凝胶体系不能形成有效封堵。对于中强凝胶体系，3种渗透率条件下长填砂管内各小段的残余阻力系数也具有与弱凝胶体系有类似的规律，当填砂管内渗透率为0.5D和1D时，各小段都具有较高的残余阻力系数，这说明中强凝胶体系对整个填砂管都能形成有效的封堵，而当填砂管内渗透率为3D时，长填砂管的第3、4段残余阻力系数与第1、2段相比明显降低，说明凝胶对填砂管后端的封堵效果差。强凝胶体系对3种渗透率的填砂管各段封堵效果都很好；在3种渗透率的填砂管中，各小段都能保持较高的残余阻力系数，说明成胶后的凝胶能够运移到填砂管后端并有很好的封堵能力。

图2 中强凝胶体系驱替过程压力变化曲线

表2 凝胶体系对填砂管各小段渗透率的改善情况及封堵率

图3 凝胶在不同渗透率填砂管各小段的阻力系数

图4 凝胶在不同渗透率填砂管各小段的残余阻力系数

对3种强度的凝胶在不同渗透率填砂管中的注入特性、流动特性和封堵特性的分析可以得出，当渗透率为0.5D时，3种强度的有机酚醛聚合物凝胶溶液均具有良好的注入性，成胶后均具有较好的流动性，并能够运移到长填砂管后端形成有效的封堵。从控制注入压力和降低投入成本的角度出发，选择弱凝胶体系可以达到深部调剖的效果；当渗透率为1D时，3种强度的有机酚醛聚合物凝胶溶液均具有良好的注入性和流动性，而弱凝胶体系不能在填砂管后端形成有效封堵，同样基于注入性和成本的考虑，应选择中强凝胶体系；当渗透率为3D时，强凝胶体系能同时满足良好注入性、流动性及对填砂管深部封堵性能的要求。

3 酚醛凝胶体系调驱效果

通过一系列填砂管驱替试验考察不同强度的调驱剂对不同渗透率填砂管的调驱效果，结果见表3。

表3 驱油模拟试验数据

有机酚醛聚合物凝胶溶液注入过程中，由于聚合物溶液的黏弹性作用，其流经孔隙盲端和喉道时，可以将部分残余油变为可动油，聚合物浓度越高，其初始黏度越大，驱替效果也越好［5］；当有机酚醛聚合物凝胶体系通过候凝成胶后，在后续注水的作用下可以向前运移，在继续驱替残余油的同时，进入地层深部形成有效封堵，有效调整了吸水剖面、提高了波及体积。

从表3中可以看出，对于渗透率为3D左右的填砂管，分别注入3种强度的凝胶配方，凝胶强度越高，采收率提高幅度越大；而对于渗透率为1D左右的填砂管，也有类似的规律，相比弱凝胶体系，注入中强凝胶体系总采收率提高了2.14%，但进一步提高聚合物浓度，采用强凝胶体系，总采收率增幅不大；对于渗透率为0.5D左右的填砂管，3种强度配方对采收率提高的贡献相差不大。因此，可以推断在深部调驱过程中，在保证注入性和流动性的前提下，聚合物凝胶的强度存在一最佳点，进一步增加强度对提高采收率的影响不大。

4 结论

有机酚醛聚合物凝胶体系具有很好的注入性、在地层中的流动能力及对高渗通道的封堵效果，作为深部调驱体系可以有效提高采收率。

1）有机酚醛聚合物凝胶体系在地层中能够很好地运移至地层深部，在流动过程中不断封堵高渗透区使液流转向。其封堵性能与凝胶强度密切相关，存在凝胶强度与渗透率的匹配性问题。

2）得到了凝胶强度与填砂管渗透率的匹配关系，强凝胶在渗透率为3D的填砂管、中强凝胶在渗透率为1D的填砂管、弱凝胶在渗透率为0.5D的填砂管中具有最好的注入性、运移性和封堵性，匹配效果最佳。

3）有机酚醛聚合物凝胶体系的调驱效果与填砂管渗透率和凝胶强度的匹配性结果具有较好的一致性。

［1］韩大匡 .深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨 ［J］.石油勘探与开发，1995，22（5）：47～55.

［2］贺亚维，王小罡 .双河油田深部调驱技术研究与应用 ［J］.延安大学学报 （自然科学版），2010，29（4）：80～89.

［3］熊生春，王业飞，赵福麟，等 .孤岛油田聚合物驱后提高采收率实验研究 ［J］.断块油气田，2005，12（3）：38～40.

［4］宋考平，杨二龙，王锦梅，等 .聚合物驱提高驱油效率机理及驱油效果分析 ［J］.石油学报，2004，25（3）：71～74.

［5］岳湘安，张立娟，刘中春，等 .聚合物溶液在油藏孔隙中的流动及微观驱油机理 ［J］.油气地质与采收率，2002，9（3）：4～6.

［编辑］ 帅群

Porosity and Permeability Adaptability of Organic Phenolic Polymer Gel for Deep Profile Control System

GONG Zhaobo，LUO Qiang，ZA Kejian，LUO Yue，YAN Xuem in (First Author's Address:Institute of Experiment Testing，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 841000，Xinjiang，China)

Seepage behavior and p lugging characteristics of polymer gel in the formation had important effect on deep profile control and oil disp lacement.The polymer injection characteristics，seepage behavior and plugging performance of organic phenolic polymer gel in the sand filling tubeswith different permeability rate were investigated by using physicalmodel of long sand filling tube for displacement.Resultsshow that the organic phenolic polymer system is a gel system with better injection property and liquidity.The sealing characteristics and seepage parameter results of organic phenolic polymer gel in long sand filling tube are analyzed，and three kinds ofmatching relationships of the formation permeability with themass concentration of organic phenolic gel system are determined.The matching relations between the gel system and the permeability are verified by displacementmodel of laboratory experiments.

organic phenolic polymer gel;permeability;matching property;profile control system

TE357.46

A

1000-9752（2014）05-0136-05

2013-12-28

中国石油科技创新基金项目 （2013D-5006-0405）。

宫兆波 （1975-），男，1998年大学毕业，硕士，高级工程师，现主要从事油田提高采收率工作。