半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素

王婷婷, 曹伟佳, 卢祥国

(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)



半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素

王婷婷, 曹伟佳, 卢祥国

(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)

渤海油田注水开发过程中低效和无效循环现象十分严重。而颗粒类封堵剂和普通聚合物凝胶强度又难以满足实际需求。半互穿网络结构凝胶由于其初始黏度较低、成胶强度大等优点，近年来已在各大陆地油田取得了较好增油降水效果。为使半互穿网络结构凝胶满足渤海油藏治理窜流技术需求，开展了半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素实验研究。结果表明，半互穿网络结构凝胶可以对储层中特高渗透层实施有效封堵。通过抗稀释性、抗剪切性、耐黏土、耐油性、耐酸性和稳定性等性能评价表明，与渤海油藏流体和温度条件相适应的封堵剂组成(质量分数)为：2%～4%羟丙基淀粉+2%～4%丙烯酰胺+0.036%～0.150%交联剂+0.005%～0.012%引发剂+0.002%无水硫酸钠。

渤海油藏； 半互穿网络结构凝胶； 丙烯酰胺； 黏度； 影响因素

渤海SZ36-1油田位于辽西低凸起中段，是一个在前第三系古潜山背景上发育起来的下第三系披覆构造。主力储集层为东营组下段，纵向上分为O、Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ等四个油组，其中Ⅰ和Ⅱ油组为主力油层。储层孔隙度在29%～35%，渗透率在0.1×10-3～10.0 μm2，平均渗透率超过3 000×10-3μm2。储层为疏松砂岩，孔隙以原生粒间孔占绝对优势，喉道为缩颈喉道，储层孔喉半径主要分布在5～63 μm，最大孔喉半径可达200 μm以上，储层以高孔(特)高渗疏松砂岩为主，次为中孔、中渗储层。

综上所述，SZ36-1油田具有储层胶结疏松、非均质性严重、平均渗透率较高、原油黏度较高和单井注水量较大等特点，注水开发不仅突进现象严重，而且注入水对岩石结构冲刷和破坏作用又进一步加剧了储层非均质性和突进现象，亟待采取液流转向措施。由于油水井采取筛管完井方式，限制了颗粒类封堵剂使用，而普通聚合物凝胶类封堵剂强度又难以满足实际需求。半互穿网络结构凝胶具有初始黏度较低，成胶强度大和稳定性好等优点，近年来在陆地油田特高渗透条带治理工作中发挥了重要作用[4-8]。

本文以渤海SZ36-1油田储层地质和流体为研究对象，以黏度为评价指标，从耐稀释性、抗剪切性、耐油性、耐黏土性和时间稳定性等方面进行了半互穿网络结构凝胶成胶效果实验研究[9-12]，优化了配方组成，为矿场应用技术决策提供了实验依据。

1 实验部分

1.1 实验材料

半互穿网络结构凝胶(简称封堵剂)组成中交联剂和引发剂由中国海洋石油服务股份有限公司研究院提供，有效质量分数为100%。丙烯酰胺、无水硫酸钠，由天津市大茂化学试剂厂生产，有效质量分数分别为98%和97%。羟丙基淀粉，由石家庄利达淀粉厂生产，有效质量分数为100%。

实验用油为模拟油，由SZ36-1油田脱气原油与煤油混合而成，油藏温度下黏度为45 mPa·s。实验用水为SZ36-1油田注入水，水质分析见表1。

表1 水质分析结果

1.2 主要仪器及实验温度

封堵剂配制和储存仪器设备包括HJ-6型多头磁力搅拌器、电子天平、烧杯、试管和HW-ⅢA型恒温箱等，采用TC-201型布氏黏度仪测试其黏度，采用JYL-C051高速搅拌器对其进行剪切。

实验温度为65 ℃。

1.3 方案设计

1.3.1 封堵剂成胶速度及其影响因素 采用正交实验方法，选定丙烯酰胺、交联剂和引发剂的质量分数为影响因素，相关因素水平见表2，按照L9(33)正交设计。

表2 正交实验因素和水平

1.3.2 封堵剂黏度性能及其影响因素

1)抗稀释性。封堵剂组成见表3(以下各个影响因素实验均采用该配方组成)，采用注入水配制封堵剂，然后再将其稀释，稀释体积比为V(稀释水)/V(凝胶)=1∶4、1∶3和1∶2，24 h后测试封堵剂黏度。

2) 抗剪切性。采用注入水配制封堵剂，然后用JYL-C051高速搅拌器以15 500～22 000 r/min的转速对其进行剪切，剪切时间为3 s和5 s，24 h后测量其黏度。

3) 耐黏土性。采用注入水配制封堵剂，加入质量分数分别为5%、10%和15%的黏土，24 h后测试其黏度。

4) 耐油性。采用注入水配制封堵剂，加入质量分数分别为5%、10%和15%的原油，24 h后测试其黏度。

5) 耐酸性。采用注入水配制封堵剂，加入质量分数分别为4%、8%和15%的盐酸，24 h后测试其黏度。

6) 与溶剂水配伍性。采用注入水、软化水和含垢水配制封堵剂，24 h后测试其黏度。

7) 抗老化性。采用注入水配制封堵剂，置于油藏温度保温箱内，不同时间测试其黏度。

表3 封堵剂组成

2 结果分析

2.1 封堵剂成胶速度及其影响因素

在丙烯酰胺、交联剂和引发剂质量分数不同的条件下，按照正交实验表安排配制封堵剂(质量分数为0.002%无水亚硫酸钠)，其黏度测试结果见表4。

表4 正交实验结果及综合评价指标

从表4分析可知，各影响因素对成胶速度影响主次次序为：丙烯酰胺质量分数→引发剂质量分数→交联剂质量分数。成胶速度是封堵剂现场应用需要考虑的重要技术指标，成胶速度过快，会造成注入困难。综合考虑海上油田储层地质特征、油藏温度和流体性质，确定封堵剂组成(质量分数)为：“4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂”。

2.2 封堵剂黏度及其影响因素

2.2.1 抗稀释性 采用注入水配制不同配方组成封堵剂(见表3)，再分别用注入水按m(水)/m(凝胶)为1∶4、1∶3和1∶2比例进行稀释。将稀释液置于具塞磨口瓶内，并将其静置于65 ℃恒温箱内。24 h后测试稀释前后样品黏度，实验结果见图1和表5。

由表5可以看出，溶剂水稀释作用对封堵剂成胶效果存在影响。随m(水)/m(凝胶)增大，封堵剂黏度降低，强度减弱，成胶效果变差。进一步分析表明，随封堵剂中药剂浓度增加，稀释后封堵剂黏度保留率增加，抗稀释能力增强。注入水与封堵剂溶液按照不同质量比混合24 h后的现象如图1所示。由图1可见，随m(水)/m(凝胶)增加，封堵剂分层现象加剧，稳定性变差。随药剂质量分数增加，封堵剂透光性变差，稳定性变好。

图1不同的注入水与封堵剂溶液 质量比对成胶影响情况(体系4)

Fig.1 The impact of different mass ratio of injection water and plugging agent solution on gel (system four)

2.2.2 抗剪切性 采用注入水配制不同组成封堵剂(见表3)，在不同剪切强度(时间)条件下对其进行剪切作用，然后将其置于具塞磨口瓶并放置于65 ℃恒温箱内。24 h后黏度与剪切强度关系实验结果见表6。

2.智能网联汽车软件、算法、地图等的更新升级，需要由汽车制造商或软件供应商及时发布通知，提醒用户自己更新升级，因用户未能及时更新升级，交通肇事罪发生的根源在于用户的疏忽，推定用户有过错，应由用户来承担法律责任；

表6 抗剪切性黏度测试结果

由表6可以看出，剪切作用对封堵剂成胶效果存在影响。随剪切强度(时间)增加，封堵剂成胶黏度逐渐降低，强度减弱，成胶效果变差。在剪切强度(时间)相同的条件下，封堵剂“体系1～3”黏度保留率远大于“体系4～6”黏度保留率，说明封堵剂“体系1～3”抗剪切性较强。外表观测表明，“体系1～3”形成凝胶体积量也大于“体系4～6”，且稳定性较好。

2.2.3 耐黏土性 采用注入水配制不同配方组成封堵剂(见表3)，它们分别与黏土按黏土质量分数为5%、10%和15%的比例混合，置于具塞磨口瓶内，将其静置于65 ℃恒温箱内。24 h后黏度测试结果见表7。

表7 耐黏土性黏度测试结果

由表7可以看出，黏土及其质量分数对封堵剂成胶效果存在影响。随黏土质量分数增加，封堵剂“体系1～3”黏度呈增加趋势，“体系4～6”黏度呈下降趋势。不同封堵剂体系与黏土混合后的成胶情况，如图2所示。由图2可见，当黏土质量分数为15%时，封堵剂“体系2”呈胶状，稳定性好，而“体系5”呈糊状，成胶性和稳定性都较差。

图2 黏土质量分数对成胶影响情况

Fig.2 The impact of clay content on gel

2.2.4 耐油性 采用注入水配制不同配方组成封堵剂(见表3)，它们分别与原油按原油质量分数为5%、10%和15%的比例混合，置于具塞磨口瓶内，将其静置于65 ℃恒温箱内。24 h后黏度测试结果见表8。

由表8可以看出，原油质量分数对封堵剂成胶效果存在影响。随原油质量分数增加，封堵剂黏度逐渐上升。随封堵剂中各组分浓度增加，黏度增加，稳定性变好，耐油性增强。

2.2.5耐酸性 采用注入水配制不同配方组成封堵剂(见表3)，放置65 ℃保温箱内静置24 h，然后与质量分数分别为4%、8%和15%盐酸按10∶1的质量比混合，置于具塞磨口瓶内，将其静置于65 ℃恒温箱内。24 h后分水量测试结果见表9。

表8 耐油性黏度测试结果

表9 分水量测试结果

由表9可以看出，盐酸对成胶后封堵剂稳定性存在影响。随盐酸质量分数增加，封堵剂“体系1～3”分水量呈增加趋势，“体系4～6”分水量呈先增后减趋势，并且远大于“体系1～3”分水量。不同封堵剂体系与盐酸混合后的现象，如图3所示。由图3可见，随盐酸质量分数的增加，封堵剂“体系1～3”透光性增强，体积收缩率较小，稳定性变差。封堵剂“体系4～6”分离出液体体积大于胶体体积，呈可流动状态。

图3 盐酸对不同体系分水量影响Fig.3 The impact of hydrochloric acid on different points of water system

(1)

(2)

(3)

采用注入水、软化水和含垢水配制不同配方组成封堵剂(见表3)，置于具塞磨口瓶内，将磨口瓶放置65 ℃保温箱内。成胶时间和成胶初期黏度测试结果见表10。

表10 成胶初期黏度和成胶时间

由表10可以看出，在3种溶剂水配制封堵剂中，含垢水配制封堵剂成胶速度最快，其次为注入水，再次为软化水,且含垢水和软化水配制封堵剂强度较大，稳定性较好。进一步分析表明，含垢水中的垢颗粒疏松多孔，可以吸附聚合物分子，形成聚合物大分子链，使得成效速度较快，稳定性增强；相比于软化水，注入水中的钙镁离子能够提高反应速度，使得成胶速度加快。

2.2.7抗老化性 采用注入水配制不同配方组成封堵剂(见表3)，置于具塞磨口瓶内，将磨口瓶放置65 ℃保温箱内。黏度与时间关系实验结果见表11。

表11 抗老化性黏度测试结果

各个配方封堵剂成胶后黏度呈现“先增后降”变化特征，由表11可见，淀粉和丙烯酰胺浓度对成胶效果和抗老化性能存在较大影响。

3 结论

(1) 半互穿网络结构凝胶具有初始黏度低、成胶强度大、稳定性好和环境适应性强等特点，可以对储层中特高渗透层实施有效封堵。

(2) 溶剂水的组成对成胶速度和稳定性能存在一定影响，垢颗粒对成胶速度和胶体稳定性能均有促进作用，相比于软化水，注入水中的钙镁离子能够提高反应速度，使得成胶速度加快。

(3) 通过抗稀释性、抗剪切性、耐黏土、耐油性、耐酸性和稳定性等性能评价，适合与渤海油藏流体和温度条件的封堵剂组成(质量分数)：2%～4%羟丙基淀粉+2%～4%丙烯酰胺+0.036%～0.15%交联剂+0.005%～0.012%引发剂+0.002%无水硫酸钠。

[1] 赵凤兰，鄢捷年. 原油沥青质沉积和吸附引起储层损害的机理及损害程度评价[J]. 钻采工艺, 2005, 28(5): 89-92.

Zhao Fenglan, Yan Jienian. Mechanism and evaluation of formation damage induced by deposition and adsorption of crude asphaltene [J]. Drilling & Production Technology, 2005, 28(5): 89-92.

[2] 赵凤兰，鄢捷年. 原油沥青质沉积引起储层损害的评价与控制[J]. 西南石油学院学报, 2005, 27(5): 28-32.

Zhao Fenglan, Yan Jienian. Evaluation and control of formation dam-age induced by crude asphaltene precipitation[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 2005, 27(5): 28-32.

[3] 王中华. 油田用淀粉接枝共聚物研究与应用进展[J]. 断块油气田, 2010, 17(2): 239-245.

Wang Zhonghua. Progress in research and application of starch graft copolymer used for oilfield [J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2010, 17(2): 239-245.

[4] 李宏岭，侯吉瑞，岳湘安，等. 地下成胶的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝胶调堵剂性能研究[J]. 油田化学, 2005, 22(4): 358-361.

Li Hongling, Hou Jirui, Yue Xiangan, et al. Performance properties of starch-acrylamide in-situ gelling fluid as profiling/water plugging agent [J]. Oilfield Chemistry, 2005, 22(4): 358-361.

[5] 严思明，廖丽，龙学莉. 淀粉接枝共聚物抗温降滤失剂SALS室内研究[J]. 油田化学, 2009, 26(2): 118-120.

Yan Siming, Liao Li, Long Xueli,et al. A laboratory study of starch-g-copolymer SALS as heat resistant filtrate loss reducer for oilwell cement [J]. Oilfield Chemistry, 2009, 26(2): 118-120.

[6] 王博, 李明远. 新型调驱剂羧甲基淀粉溶液封堵性能研究[J]. 石油化工高等学校学报, 2011, 24(1): 86-88.

Wang Bo, Li Mingyuan. Plugging properties of novel profile control agent carboxymethyl starch[J].Journal of Petrochemical Universities，2011，24(1): 86-88.

[7] 韩秀贞，李宏岭，侯吉瑞，等. 改性淀粉-丙烯酰胺强凝胶堵剂的封堵性能研究[J]. 大庆石油地质与开发, 2010, 29(3): 121-123.

Han Xiuzhen, Li Hongling, Hou Jirui, et al. Study on the plugging performance of modified starch-acrylamide as one strong gel plugging agent [J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2010, 29(3): 121-123.

[8] 高明，宋考平，吴家文，等. 高凝油油藏注入水开发方式研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版)，2010，32(2)：93-96.

Gao Ming, Song Kaoping, Wu Jiawen, et al. Water flooding strategy for high pour-point oil reservoir [J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2010, 32(2): 93-96.

[9] 娄天军，赵功玲，谷永庆，等. 预交联凝胶调剖剂的合成及评价[J]. 精细石油化工进展，2004，5(5)：9-11.

Lou Tianjun, Zhao Gongling, Gu Yongqing,et al. Synthesis and evaluation of starch-acrylamide graft polymer as precross linked gel profile control agent [J]. Advances in Fine Petrochemicals, 2004, 5(5): 9-11.

[10] 卢祥国，王伟，苏延昌，等. 预交联体膨聚合物性质特征研究[J]. 油田化学，2005，22(4)：324-327.

Lu Xiangguo, Wang Wei, Su Yanchang, et al. An experimental study on performance properties of swellable granular precrosslinked polymer [J]. Oilfield Chemistry, 2005, 22(4): 324-327.

[11] 刘进祥，卢祥国，刘敬发，等. 交联聚合物溶液在岩心内成胶效果及机理[J]. 石油勘探与开发，2013，40(4)：474-480.

Liu Jinxiang, Lu Xiangguo, Liu Jingfa, et al. Mechanism and gelling effects of linked polymer solution in the core [J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(4): 474-480.

[12] 李粉丽，侯吉瑞，刘应辉，等. 改性淀粉强凝胶堵剂的研制[J]. 大庆石油地质与开发，2007，26(2)：80-82.

Li Fenli, Hou Jirui, Liu Yinghui et al. Preparation for strong gels plugging agent of modified starch [J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2007, 26(2): 80-82.

(编辑 闫玉玲)

Experimental Research on Viscosity Performance and Influencing Factors of Semi-Interpenetrating Networks

Wang Tingting， Cao Weijia， Lu Xiangguo

(KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

The phenomena of inefficient and ineffective circulation occurred seriously in the process of water flooding in Bohai Oilfield, but the intensity of common polymer gel is difficult to meet the actual demand. Semi-interpenetrating networks has the advantages of low initial viscosity and high gel strength, which has achieved good effects on increasing oil and decreasing water in the recent years. In order to meet the technical demand of managing fluid channeling in Bohai reservoir, experimental researches have been carried out in this article on viscosity performance and its influencing factors of semi-interpenetrating networks. The results show that, semi-interpenetrating networks can plug the extra high permeable zones of the reservoirs effectively. Performance evaluation including dilution, shearing, clay, oil, acid resistance and stability indicates that, the composition of blocking agents which corresponds to the fluid and temperature of Bohai reservoir is: 2%～4% hydroxypropyl starches+2%～4% acrylamide+0.036%～0.150% cross-linking agents + 0.005%～0.012% initiator +0.002% anhydrous sodium sulfite.

Bohai reservoir; Semi-interpenetrating networks; Acrylamide; Viscosity; Influencing factors

1006-396X(2016)05-0070-07

2016-03-29

2016-08-28

国家自然科学基金(51574086);黑龙江省自然科学基金重点项目(ZD201312)。

王婷婷(1992-)，女，硕士研究生，从事提高采收率技术研究；E-mail：wangtingting0527@163.com。

卢祥国(1960-)，男，博士，教授，博士生导师，从事提高采收率原理与技术方面的研究；E-mail：luxiangg2003@aliyun.com。

TE34

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.012

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn