两性离子聚合物凝胶的性能评价及矿场应用效果分析

刘进祥，卢祥国，牛丽伟，谢 坤，张宝岩，张 松，于振涛，葛玉婷

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆163318;2.中国石油勘探开发研究院，北京100083;3.吉林油田公司油气工程研究院，吉林 松原138000)

目前，国内大庆、胜利和河南等油田进行了聚合物(部分水解聚丙烯酰胺PHPAM)驱工业化应用，取得了明显的增油降水效果［1-3］。为了减缓含水上升速度和增加原油采收率，近年来聚合物弱凝胶类驱油剂和调剖剂陆续投入矿场试验和实际应用，取得了良好的“稳油控水”效果。但也必须看到，与高浓度聚合物溶液获取较高黏度机理不同，聚合物弱凝胶是通过交联作用使聚合物分子形成具有“区域性”网络分子结构形态，这种体系能够对大孔道起到良好的封堵作用，但这种体系的聚合物分子线团尺寸Dh通常要比岩石孔隙尺寸大，导致传输运移能力差，注入困难，即使在外力作用下进入孔隙，其分子结构也遭到破坏，失去了原有功能［4-12］。如果交联反应能在油藏内进行［4-5］，将有效解决这一难题。研究表明［13-14］，两性离子聚合物凝胶具有良好的延缓成胶效果，因此，本文通过黏度、分子线团尺寸、阻力系数、残余阻力系数、转向效果等参数研究了两性离子聚合物溶液及两性离子聚合物凝胶的增黏性能、耐剪切性能、成胶性能、静态成胶效果、液流转向效果，为两性离子聚合物及两性离子聚合物凝胶现场应用提供了理论和现实依据。

1 实验部分

1.1 实验材料

聚合物为中国石油勘探开发研究院采油所提供的两性离子聚合物，相对分子质量约为1 700×104，有效含量为100%。交联剂为酚醛树脂类交联剂+助剂。若未作特殊说明，两性离子聚合物溶液质量浓度为2 500 mg/L。两性离子交联聚合物溶液质量浓度为 2 500 mg/L，0.2%交联剂，0.02%助剂。

实验用水为油田污水，离子组成为:Ca2+、Mg2+、K++Na+、Cl—、SO42—、CO3和HCO3，质量浓度分别为 12.1 mg/L、7.3 mg/L、1 285.0 mg/L、780.1 mg/L、9.6 mg/L、210.1 mg/L 和 1 708.6 mg/L，总矿化度 4 012.7 mg/L。

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结岩心［15-16］，静态成胶实验岩心采用环氧树脂浇铸密封，岩心气测渗透率Kg=200×10—3μm2，外观几何尺寸高×宽×长为4.5 cm×4.5 cm×30 cm。液流转向动态成胶实验岩心外观尺寸长×宽×高为60 cm×4.5 cm×4.5 cm，均质岩心，岩心气测渗透率Kg约为5 000×10—3μm2、2 000 × 10—3μm2、1 000 ×10—3μm2、500 ×10—3μm2和 150 ×10—3μm2。

1.2 实验仪器及方法

1.2.1 黏度测试 黏度采用DV—Ⅱ型布氏黏度仪测试。

1.2.2 分子线团尺寸Dh测试 聚合物分子线团尺寸Dh采用美国布鲁克海文BI—200SM型广角动/静态光散射仪系统(Brookhaven Instruments Cop，USA)测试，测定散射角为90°。测试前，所有样品经0.8μm核微孔滤膜过滤，测试后，采用CONTIN数学模型进行数据处理［8］。

1.2.3 阻力系数和残余阻力系数测试 设备主要由平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等组成，如图1所示。除平流泵和手摇泵外，其他部分置于常温的恒温箱内［11］。

图1 实验设备及流程示意图Fig.1 Experimental equipment and process

阻力系数和残余阻力系数是描述化学剂在多孔介质内滞留量大小的技术指标，通常用符号FR和FRR表示，其定义为:

其中，δp1为岩心水驱压差，δp2为化学驱压差，δp3为后续水驱压差。上述注入过程必须保持注液速度相同［8］。

实验步骤包括:岩心抽空饱和地层水，注模拟水，记录压力;注调驱剂，记录压力;后续注水，记录压力［8］。

1.2.4 静态成胶实验 如图2所示，通过“注入口1”向岩心注入调驱剂1 PV，然后关闭“注入口1”和“采出口1”闸门(见图2(a))。在地层温度条件下，当岩心放置预定时间后，在距原“注入口1”和“采出口1”口面3 cm处重新开孔并安装闸门(见图2(b))，形成“注入口2”和“采出口2”，这可以消除岩心端面空间对交联聚合物溶液成胶效果的影响。在“注入口1”和“采出口1”闸门处于关闭状态下，打开“注入口2”和“采出口2”闸门，进行后续水驱，观测和记录压力值。

图2 岩心及注入采出端示意图Fig.2 Schematic diagram for injection end and production end of cores

实验步骤:岩心抽空饱和地层水，计算孔隙体积;注模拟水，记录压力;油藏温度下注调驱剂，记录压力;岩心在油藏温度条件下放置一段时间;后续水驱，记录压力［11］。

实验的注入速度为0.3 mL/min，压力记录时间间隔为30 min，若未作特殊说明，为模拟注入管线、泵、阀及射孔孔眼对黏度造成的损失，注入前对样品进行黏度损失，使其黏度保留率为60%［8］。

实验温度为45℃。

2 结果分析

2.1 两性交联聚合物溶液黏度及其影响因素

2.1.1 聚合物浓度和时间的影响 聚合物质量浓度对两性离子聚合物溶液(PS)和两性离子交联聚合物溶液(CPS)黏度的影响见图3。

图3 黏度测试结果Fig.3 Viscosity curves

从图3可以看出，相同时间条件下，随聚合物质量浓度的增加，两性离子聚合物溶液和两性离子交联聚合物溶液的黏度逐渐增加然后趋于平稳;在相同聚合物质量浓度条件下，随时间的延长，两性离子聚合物溶液的黏度变化不大，两性离子交联聚合物溶液的黏度逐渐增加然后趋于平稳。聚合物质量浓度越大，两性离子聚合物凝胶的成胶速度越快。说明两性离子交联聚合物溶液具有良好的成胶效果［17］。且在一天之内，两性离子交联聚合物溶液的黏度和两性离子聚合物溶液黏度基本一致，说明两性离子交联聚合物溶液具有良好的延缓成胶效果。

2.1.2 温度和放置时间的影响 反应温度及放置时间对两性离子交联聚合物溶液黏度的影响结果见表1。

表1 反应温度及放置时间对两性离子交联聚合物溶液黏度的影响Tab.1 Influence of reaction temperature and time on the viscosity of amphoteric ionic cross-linking polymer solution

从表1可以看出，在相同时间条件下，随着温度的升高，两性离子交联聚合物溶液的黏度逐渐下降。在相同放置温度条件下，随着时间的延长，两性离子交联聚合物溶液的黏度逐渐增加，且温度越低，两性离子交联聚合物溶液的黏度增加幅度越大。这主要是因为交联反应是放热反应［18］，在一定范围内，温度越低越有利于反应的发生。

2.1.3 剪切作用的影响 剪切时间对两性离子交联聚合物溶液黏度的影响见表2。

从表2可以看出，相同放置时间条件下，随剪切时间的延长，两性离子交联聚合物溶液的黏度逐渐降低;相同剪切时间条件下，随放置时间的延长，两性离子交联聚合物溶液的黏度逐渐增加。说明剪切作用会延缓交联作用，从而使两性离子聚合物凝胶成胶作用变弱，凝胶的强度下降。

表2 剪切时间对两性离子交联聚合物溶液黏度的影响Tab.2 Influence of shear time on the viscosity of amphoteric ionic cross-linking polymer solution

2.2 分子线团尺寸D h

注入水配制两性离子聚合物溶液和交联聚合物溶液(配制完后放置一定时间稀释至100 mg/L)，2种溶液Dh与时间关系见表3。

表3 2种溶液D h与时间关系Tab.3 Relationship between D h of two polymer solutions and time

从表3看出，随时间的延长，两性离子交联聚合物溶液的分子线团尺寸先小幅增加，然后迅速增加最后趋于平稳。成胶后，分子线团尺寸明显较大，说明聚合物分子发生了大范围的“分子间”交联［13，19］。

2.3 多孔介质中静态成胶效果

(1)阻力系数和残余阻力系数

两性离子聚合物溶液和两性离子交联聚合物溶液阻力系数和残余阻力系数见表4。

表4 阻力系数和残余阻力系数实验数据(K g=200×10—3μm2)Tab.4 Experimental data of resistance coefficient and residual resistance coefficient

从表4中可看出，在岩心渗透率相同条件下，两性离子聚合物溶液和两性离子交联聚合物溶液阻力系数较接近，表明注入过程中两性离子交联聚合物溶液内未发生明显的交联反应。放置一段时间后，两性离子交联聚合物溶液残余阻力系数明显大于聚合物溶液的值，说明岩心孔隙内聚合物分子与交联剂间发生了交联反应。进一步分析发现，随着放置时间的延长，两性离子交联聚合物溶液残余阻力系数逐渐增加并趋于平稳。由此可见，随时间延长，岩心内交联反应程度增加并趋于稳定。

(2)动态特征

在渗透率相同条件下，不同放置时间注入压力与PV数关系对比见图4。

图4 注入压力与PV数关系Fig.4 Relationship between injection pressure and injection volume

从图4可以看出，水驱阶段各方案注入压力基本一致。在化学驱阶段，随注入量增加，注入压力逐渐升高，各方案注入压力也基本相同，表明交联反应未发生。在放置一定时间后进行的后续水驱阶段，随注入量增加，两性离子聚合物溶液的注入压力逐渐降低，岩心内放置1 d和放置2 d的交联聚合物溶液注入压力先小幅下降然后趋于平稳，其他方案注入压力先上升然后趋于平稳，放置5 d的稳定压力大于放置3 d的。

2.4 液流转向性能

在均质岩心上开展三管并联岩心实验，通过分析不同条件下的采收率和分流率，来研究两性离子聚合物凝胶的液流转向性能。

实验内容:水驱到含水98%，先后注入1#和2#聚合物凝胶体系(CPS)各0.1 PV，候凝48 h，后续水驱至含水98%。

1#聚合物凝胶体系:两性离子聚合物2 500 mg/L+交联剂2 000 mg/L+助剂200 mg/L，黏度90.3 mPa·s;2#聚合物凝胶体系:两性离子聚合物2 000 mg/L+交联剂2 000 mg/L+助剂200 mg/L，黏度 51.2 mPa·s。

模型由3种渗透率人造均质岩心并联而成，单块岩心外观几何尺寸高 ×宽 ×长为4.5 cm×4.5 cm×60 cm，“模型1”岩心渗透率分别为 Kg=5 000×10—3μm2、1 000 ×10—3μm2和 150 ×10—3μm2，“模型2”岩心渗透率分别为 Kg=2 000×10—3μm2、1 000 ×10—3μm2和500 ×10—3μm2。

“方案7”为“模型1”，注入速度1 mL/min;“方案8”为“模型1”，注入速度3 mL/min;“方案9”为“模型2”，注入速度1 mL/min。

模型和小层采收率实验数据见表5。

表5 采收率实验数据Tab.5 Experimental data of recovery factor

从表5可以看出，在转向剂用量相同条件下，“方案7”采收率最高，增量为21.1%，“方案9”采收率最低，增量为18.4%。后续水驱结束后，模型各小层采收率呈现不同程度增加，其中“方案7”中渗层采收率增量最大，其次是高渗层，低渗层采收率增量最小，“方案8”高渗层采收率增量最大，其次是中渗层，低渗层采收率增量最小，而“方案9”中渗透层的采收率增量最大，其次是低渗透层，高渗透层增量最小。研究表明，在转向剂调驱过程中，转向剂首先进入高渗透层，并在其中滞留，导致孔隙过流断面减小，流动阻力增加，注入压力增大，中、低渗透层吸液压差(注入压力与地层启动压力之差)增大，吸液量增加，中、低渗透层得到有效动用［20］。与此同时，进入模型中、低渗透层内的转向剂也会在其中发生滞留，导致中、低渗透层流动阻力增加，吸液压差减小，吸液量降低，最终引起吸液剖面发生反转［21-22］。

分流率实验数据见表6。

表6 各小层阶段分流率Tab.6 Fluid distribution ratio of different layers in different stages

从表6可以看出，注入速度及岩心渗透率变异系数对调驱和后续水驱阶段小层分流率存在影响。在调驱阶段，高渗透层分流率减小，中、低渗透层分流率增加。在调驱阶段结束时，“方案7”中渗透层分流率较高，“方案8”高渗透层分流率较高，“方案9”各层分流率接近。在后续水驱结束时，“方案7”中渗透层分流率达到62.8%，明显大于其高、低渗透层分流率的值，“方案9”中渗透层分流率达到48.1%，大于高、低渗透层的值。研究表明，在注入速度较高的情况下，交联聚合物溶液的成胶效果会受到影响［19］，导致成胶效果变差，从而影响封堵效果，最终影响液流转向效果。这主要是因为交联聚合物溶液要发生交联反应首先发生分子内交联，然后发生大范围分子间交联［23］，如果注入速度过快，则聚合物的线性分子所受剪切作用较强，从而使聚合物分子呈现伸展构象，致使聚合物难以发生分子内交联反应，最终影响成胶效果。因此建议现场施工过程中采用合理的注入速度注入两性离子交联聚合物溶液，否则会导致封堵效果变差。

3 现场应用

北二西东块二类油层位于松辽盆地大庆长垣萨尔图油田北部纯油区内，区域内共发育萨尔图油层组、葡萄花油层组和高台子油层组3套油层组，属于早白垩世中期松辽盆地北部的一套大型河流—三角洲沉积。区块含油面积为4.4 km2，开采目的层为萨Ⅱ1+2—萨Ⅱ15+16层，地质储量为693×104t，孔隙体积为1 248×104m3。原始地层压力10.3 MPa，饱和压力9.5 MPa，油层温度43℃左右，原油密度0.865 g/cm3，原始气油比 47.4 m3/t，地层水总矿化度平均为6 475 mg/L。

试验区目前井网为2006年1月投产，采用五点法面积井网，注采井距150 m，共有注入采出井172口，其中采油井90口，注入井82口。射孔平均射开砂岩厚度20.4 m，有效厚度14.7 m，平均渗透率0.404μm2。2010年1月20日，全区注入井开井81口，平均注入压力 9.3 MPa，日实注 4 887 m3，累积注水691.392×104m3;采油井开井86口，日产液6 330 t，日产油 363 t，综合含水94.3%，累积产油59.405 5 ×104t。

2010年3月28日，开始调驱施工;2010年11月28日，调驱施工结束，完成3个段塞的堵剂注入(前置段塞尺寸0.02 PV，聚合物质量浓度为3 000 mg/L，交联剂质量浓度为2 000 mg/L，助剂质量浓度为200 mg/L;主段塞尺寸0.15 PV，聚合物质量浓度为2 500 mg/L，交联剂质量浓度为2 000 mg/L，助剂质量浓度为200 mg/L;保护段塞尺寸0.02 PV，聚合物质量浓度为2 000 mg/L，交联剂质量浓度为2 000 mg/L，助剂质量浓度为 200 mg/L)。截至2011年3月10日，11口受效油井中有9口见效，日产液由调前的1 222.8 m3下降到 1 111.2 m3，日产油由调前70.6 t上升到80.9 t，含水率由调前的94.2%下降到 92.7%，已累计增油 3 501.2 t。注入过程中，注入压力明显提升，由注聚前的6.5 MPa上升到注聚结束的13.2 MPa。图5为北二西东块试验区油井开井数、注入压力、产液量、产油量和含水率随时间变化情况。表7为北二西东块试验区从2010年1月至2011年2月期间日产液、日产油、综合含水率、预测含水率、预测日产油、日增油和月增油情况。

图5 动态特征曲线Fig.5 Dynamic characteristic curves

表7 北二西厚油层深部调驱增油统计Tab.7 Oil increasing statistics of Beierxi thick oil layer by deep profile control and oil displacement

4 结论

(1)两性离子聚合物凝胶具有良好的延缓成胶性能，能够保证在注入岩心前不发生交联反应。

(2)两性离子聚合物凝胶交联后黏度大幅上升，分子线团尺寸明显增加。

(3)两性离子聚合物凝胶在岩心内静态条件下能够发生交联反应，阻力系数和残余阻力系数明显增加，具有良好的液流转向效果。

(4)现场试验结果表明，两性离子聚合物凝胶具有良好的调剖效果，具有较好的降水增油效果。

(5)两性离子交联聚合物溶液注入过程中要控制合理的注入速度，如果注入速度过快则容易导致聚合物分子呈伸展构象，交联体系成胶困难，从而使封堵高渗层失败。

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