耐强碱凝胶型深部调剖剂的研制与性能评价

郭永贵

(大庆油田有限责任公司 第十采油厂地质大队，黑龙江 大庆163000)



耐强碱凝胶型深部调剖剂的研制与性能评价

郭永贵

(大庆油田有限责任公司 第十采油厂地质大队，黑龙江 大庆163000)

目前大多数调剖剂在强碱性条件下易发生降解，不能满足三元复合驱深部调剖的要求。根据调剖剂的调剖机理和聚合物的交联机理，在强碱性(pH为12)条件下，采用聚合物作为主剂，离子和非离子化学剂为交联剂，进行了化学剂种类及质量分数的筛选，应用正交实验对其进行了优化，筛选出了最佳的质量分数配比。对研制的调剖剂进行了性能评价、岩心流动性实验和驱油实验。结果表明，该调剖剂应用于三元复合驱中，对界面张力影响较小，成胶黏度随着碱性的增强而降低，但在pH=12条件下仍可满足深部调剖的要求，可以通过加入不同质量分数的缓凝剂来调节成胶时间。耐碱性调剖剂封堵性好，适合于深部调剖；该调剖剂应用于三元复合驱驱中调剖时，能够有效地调整产液剖面，更好地发挥三元复合驱提高驱油效率的作用，它能够在三元复合驱的基础上提高采收率4%左右。耐碱调剖剂段塞组合优化结果表明，为使该调剖剂保持较好的性能，可以在调剖前，加入小尺寸的聚合物段塞，以稀释地层中残余的碱。

耐碱； 凝胶； 三元复合驱； 深部调剖

三元复合驱油技术即将进入工业化推广阶段。与水驱技术相比，三元复合驱油技术可使原油采收率提高20%以上[1]。对于非均质性严重的厚油层，三元复合驱中后期注入的三元液沿高渗透部位突进严重[2-4]，造成化学剂的无效循环从而制约了原油采收率的提高，为进一步改善非均质给油田开发带来的副效应，可以在三元复合驱中实施深部调剖技术，大幅度降低三元复合体系在高渗透部位突进，促使其转向进入中、低渗透部位，从而充分发挥三元复合驱驱油效率。而对于应用三元复合驱的油藏，由于有较高的pH，目前已有HPAM/Cr3+、HPAM/Al3+和HPAM/有机酚醛型调剖剂，稳定性较差，分子形态易发生变化，导致在油藏中成胶强度较低，达不到深部调剖的要求[5-7]。聚合物微球虽然耐碱性较强，但是存在孔喉匹配性差的情况[8-11]。因此，开展耐碱调剖剂的研究对提高高pH油藏采收率，改善三元复合驱开发效果具有重要意义。本文根据大庆油田某区块三元复合驱试验区实际油藏和开发情况，采用普通聚合物作为主剂，离子和非离子化学剂为交联剂，研制出了耐碱性调剖剂，并进行了调剖剂的性能评价和驱油实验，通过数值模拟对调剖剂注入段塞方式进行了优化。

1 实验原料及仪器

主要药剂：聚合物、NaOH和表面活性剂均取自大庆油田三元复合驱试验区块；离子交联剂；有机交联剂；pH调节剂：NaOH；稳定剂：ST；除氧剂：WO；实验模拟地层水和注入水分别是总矿化度为5 216.04 mg/L和729.3 mg/L的模拟水，其离子组成见表1。

表1 注入水和地层水中离子组成

实验岩心：实验所用岩心为模拟三元复合驱区块PⅠ1～3油层的纵向三层非均质岩心，尺寸为30 cm×30 cm×4.5 cm，三层水测渗透率分别为300×10-3、500×10-3、800×10-3μm2左右。

实验用油：三元复合驱试验区块脱气原油与航空煤油混合而成，40 ℃条件下黏度为6.84 mPa·s。

主要仪器：SG83-1型双联自控恒温箱；HXDSY型流动实验仪；WCJ-801型控温磁力搅拌器；Brookfield LVTDV III+可编程流变仪；KJ-1型高速搅拌器；ES-120型电子分析天平；2PB00C平流泵；抽真空泵；岩芯夹持器；手摇泵等。

2 耐碱调剖剂配方优选

通过对聚合物相对分子质量、聚合物质量分数、交联剂的种类和质量分数等的筛选，研制出了适合于三元复合驱深部调剖的调剖剂初步配方，以优选离子交联剂为例，实验方案见表2。配制好调剖剂后，利用pH调节剂(质量分数为1.2%的NaOH溶液)将pH调到12，放入45 ℃烘箱内测定成胶时间和成胶强度,实验结果见图1。由图1可以看出，离子交联剂MH-2配制形成的凝胶成胶时间较短，成胶黏度过大，不适合深度调剖，离子交联剂MH-1配制形成的凝胶在90 h黏度达到最大2 880 mPa·s，且稳定性较好，70 d后黏度为1 870 mPa·s，因此初步选定离子交联剂为MH-1。

表2 交联剂种类筛选实验方案

图1 不同种类离子交联剂形成的调剖剂黏度与时间关系曲线

Fig.1 The viscosity of profile control agent and time relationship in different ioniccrosslinker

影响耐碱性调剖剂性能的因素有很多，在实验的基础上，应用L25(56)正交实验对影响凝胶成胶的4种主要因素(聚合物、离子交联剂、有机交联剂和pH调节剂)进行了考察，正交实验设计及结果见表3。

表3 正交实验设计及结果

续表3

根据极差分析结果，得出影响该耐碱调剖剂性能的4种因素的主次关系为：pH调节剂、有机交联剂、聚合物、离子交联剂体系。耐碱性调剖剂配方为：聚合物相对分子质量为2 500万，质量浓度为1 800～2 000 mg/L；离子交联剂为质量分数0.15%的MH-1；有机交联剂质量分数分别为0.1%、0.08% 的NH-1和NH-2；稳定剂为质量分数0.2%的ST；除氧剂为质量分数0.1%的WO。该耐碱调剖剂成胶时间在4～5 d，成胶后黏度2 680～3 530 mPa·s；成胶后稳定时间大于60 d，能够保证三元复合驱驱中深部调剖的要求。

3 调剖剂性能评价

3.1 调剖剂对三元复合体系界面张力的影响

将三元液(质量分数1.2%氢氧化钠+质量分数0.3%表面活性剂+2 000 mg/L聚合物)加入优选的耐碱性调剖剂，测定三元体系和加入调剖剂后复合体系的界面张力，见表4。

表4 加入调剖剂后复合体系界面张力

从三元体系和加入耐碱调剖剂后复合体系的界面张力对比可以看出，该耐碱性调剖剂对三元复合体系界面张力影响较小。

3.2 强碱条件对调剖剂性能的影响

为了评价强碱性条件对该调剖剂成胶后黏度的影响，对不同NaOH质量分数下调剖剂体系的成胶黏度进行了评价。选用优选的调剖剂，在交联剂加完4 h后，分别加入不同质量分数的NaOH溶液，放入45 ℃烘箱内测定成胶后最大黏度，结果如图2所示。

图2 NaOH质量分数对调剖剂成胶黏度的影响

Fig.2 The influence of the NaOH concentration on the

performance of the profile agent

从实验结果可以看出，调剖剂成胶后黏度随着NaOH质量分数的增加而逐渐减小。在不加入NaOH时，成胶后最大黏度为7 500 mPa·s，当加入质量分数1.2%的NaOH时，黏度为3 530 mPa·s，但仍可成胶。

3.3 缓凝剂对调剖剂成胶时间的影响

如果耐碱调剖剂的成胶时间可以控制，该调剖剂能更好地应用于油田实际，因此，测定了在不同质量分数下的缓凝剂成胶黏度。应用优选的调剖体系配方，加完交联剂4 h后，分别加入不同质量分数的缓凝剂，测定成胶后黏度和成胶时间，结果见表5。

表5 不同质量分数缓凝剂下调剖剂成胶性能

从实验结果可以看出，可以加入不同质量分数的缓凝剂来调节耐碱性调剖剂的成胶时间。不加入缓凝剂时，成胶时间为108 h，加入质量分数为0.15%的缓凝剂时，成胶时间延长至298 h，且加入缓凝剂后对调剖剂成胶后黏度影响不大，成胶后黏度略有波动。

4 耐碱调剖剂岩心驱替实验

4.1 岩心流动性实验

在岩心流动性实验中主要测定了注入凝胶后的阻力系数和残余阻力系数，通过测定注入凝胶前后的渗透率比值来计算，阻力系数与残余阻力系数实验结果见表6。

表6 阻力系数与残余阻力系数实验结果

由表6可以看出，该调剖剂体系封堵效果较好，在渗透率100×10-3～800×10-3μm2的岩心，阻力系数和残余阻力系数均大于50。

4.2 驱油实验

4.2.1 实验条件 根据大庆油田油藏情况设计尺寸为30 cm×30 cm×4.5 cm的纵向三层非均质正方形模型，井网类型为四注一采五点法井网。

4.2.2 实验结果

岩心1#：水驱到含水率98%；

岩心2#：水驱到含水率95%，注入三元复合体系0.4 PV，后续水驱到含水率98%；

岩心3#：水驱到含水率95%，注入三元复合体系0.15 PV+调剖剂0.035 PV+三元复合体系0.25 PV，后续水驱到含水率98%。三元复合体系中聚合物质量浓度为2 000 mg/L，表面活性剂质量分数为1.2%，NaOH质量分数为0.3%。水驱、三元复合驱与三元复合驱中调剖采出程度对比结果见图3。

图3 调剖含水率与采出程度对比

Fig.3 The comparison of the water cut and the recovery degree

根据实验结果，三元复合驱中凝胶调剖含水率最低为46.5%，含水率比水驱下降了48.5%，比三元复合驱下降了6.1%，三元复合驱中凝胶调剖采收率为69.84%，比三元复合驱提高采收率4.3%。可以看出，该调剖剂应用于三元复合驱中调剖时能够取得较好的效果。

5 耐碱调剖剂段塞组合优化

为了模拟耐碱性调剖剂在三元复合驱中的应用效用，根据三元复合驱试验区实际地质情况，应用CMG软件建立了理想模型。

结合试验区实际开发情况，对三元复合驱驱中凝胶调剖进行了段塞组合和大小的优化，耐碱调剖剂调剖过程中设计了前置聚合物段塞，研究了前置聚合物段塞对开发效果的影响，研究表明前置聚合物段塞对开发效果影响较大，优选出的前置聚合物段塞大小0.02 PV，质量浓度为2 000 mg/L。三元复合驱中注入的三元复合体系中的部分碱会吸附在岩石上，使油藏呈强碱性，再注入凝胶后，一方面强碱性的作用下，凝胶成胶后黏度下降，另一方面注入的凝胶还会和三元复合体系接触导致成胶后黏度下降[12-13]，而前置聚合物段塞的作用主要是稀释地层中残留的碱，保证调剖剂在三元复合驱中具有较大的成胶黏度。同时对注入凝胶段塞的大小进行了优选，得出在该区块注入0.04 PV的耐碱性调剖剂效果较好。

三元复合驱中加入0.02 PV的前置聚合物段塞最终采收率为74.33%，比水驱采收率提高23.00%，比三元复合驱采收率提高4.58%，比不加前置聚合物段塞的凝胶调剖采收率提高0.56%。因此，在三元复合驱中进行耐碱性调剖剂调剖时，可以在注入耐碱性调剖剂前，注入一定量的前置聚合保护物段塞，以保证调剖剂在调剖过程中具有较大的强度。

6 结论

(1) 通过实验进行了耐碱调剖剂配方的优选，优选的调剖剂体系调剖剂成胶时间4～5 d，成胶黏度2 320～3 530 mPa·s；稳定时间大于60 d。该调剖剂对三元注入液界面张力影响不大，可以通过加入适当浓度的缓凝剂来调节成胶时间。

(2) 从岩心流动实验结果可以看出，该调剖剂封堵效果较好，在渗透率100×10-3～800×10-3μm2的岩心，阻力系数和残余阻力系数均大于50，能够满足保证深部调剖的要求；从驱油实验结果可以看出，该耐碱性调剖剂能够在三元复合驱的基础上提高采收率4%左右。

(3)在三元复合驱中应用该耐碱性调剖剂调剖时，可以在注入调剖剂之前，加入适量的前置聚合物保护段塞，以保证调剖剂具有较大的成胶黏度。

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(编辑 闫玉玲)

Preparation and Performance Evaluation of the Alkali-Resistant Gel-Type Deep Profile Agent

Guo Yonggui

(No.10OilProductionCompanyofDaqingOilFieldCompanyLtd.,DaqingHeilongjiang163000,China)

Currently, most profile control agent would be degraded in strong alkaline conditions, which could not meet the deep profile requirements of ASP flooding. Based on the mechanism of profile agent and the crosslinking mechanism of the polymer, this article screen different chemical agent type and concentration in strong alkaline (pH=12), using ordinary polymer as the main agent, organic and inorganic chemical as the crosslinking agent. The experiment was optimized by orthogonal method and the best concentration ratio was screened out. For the prepared controlprofile agent, the performance evaluation, core liquidity experiment and displacement experiment were carried out. The results showed that the profile agent weakly affected the interfacial tension of the ASP Flooding. The viscosity of gel decreased with the increase of alkalinity. But it still can gelatinize even under the condition of pH=12. So it can meet requirements of deep profile control. The gelation time could be tuned by adjusting the concentration of the delayed coagulant. The alkali-resistant profile agent has good plugging performance which is suitable for deep profile control. When this profile agent was applied in the process of ASP flooding, the liquid producing profile could be effectively adjusted and the oil displacement efficiency of the ASP flooding was improved. On the basis of ASP flooding, oil recovery could be raised by 4%. Alkali-resistant profile agent slug combination experiment results showed that in order to make this kind of profile agentkeep a better gelation performance, a certain amount of pre-polymer slug could be added before profile control so as to dilute the residual alkali in the layer.

Alkaliresistant; Gel; ASP flooding; Deep profile control

1006-396X(2016)05-0043-06

2016-04-08

2016-09-28

国家自然科学基金资助项目(51474071)。

郭永贵(1969-)，男，硕士，高级工程师，从事油田开发动态及提高采收率技术研究；E-mail:guoyonggui@petrochina.com.cn。

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.007

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn