海上油田在线调剖体系室内研究

孟祥海，魏子扬，张云宝，张艳辉，王楠，刘凤霞

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

化学工程

海上油田在线调剖体系室内研究

孟祥海1，魏子扬2，张云宝1，张艳辉2，王楠1，刘凤霞2

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

针对传统深部调剖体系溶解时间长，无法满足海上油田实时注入的问题，研发了一种适用于海上油田注水井在线调剖用凝胶体系。该体系由乳液聚合物和酚醛树脂交联剂组成，利用黏度法考察了聚合物质量分数、交联剂质量分数、矿化度等因素对体系性能的影响，优化出了冻胶体系配方：BHRY（＞1.5%）+BHFQ-1（＞0.3%）。该体系耐温70℃，耐盐100 000 mg/L，具有良好的注入性，且封堵率仍90%以上，具有较好的封堵能力。

海上油田；在线调剖；乳液聚合物；酚醛树脂交联剂

由于海上油田采油平台空间小和常规调剖设备占地空间大的矛盾[1，2]，人们研究了在线调剖设备，但是常规聚合物溶解速度慢，无法匹配在线调剖设备，因此本文研究了能够快速溶解、黏度低，满足在线调剖设备要求的乳液聚合物体系[3-5]。研究了聚合物质量分数、交联剂质量分数、矿化度等因素对体系性能的影响，并通过室内物理模拟实验对体系进行了性能评价。

1 实验部分

1.1 实验药品与仪器

药品：乳液聚合物，相对分子质量800×104、水解度19.5%、固含量39.16%，实验室自制；干粉聚合物，相对分子质量1 000×104、水解度18.3%、固含量89.47%，东腾化工有限公司；酚醛树脂交联剂，实验室自制；配制水：某海上油田注入水；氯化钠，分析试剂。

仪器：填砂管，长20 cm、直径2.5 cm；DV2T旋转黏度计，美国BROOKFIELD公司；封堵实验仪，海安县石油仪器厂；515HPLC泵，WATERS；电动搅拌器，上海梅颖浦仪器制造有限公司；电热恒温干燥箱，德国MEMMERT公司。

1.2 成胶时间和成胶强度测定

成胶时间的测定和成胶强度的测定选用黏度法。将配制体系的样品按一定时间间隔利用黏度计测量样品黏度，以黏度达到5 000 mPa·s的时间为成胶时间，以测量黏度不发生变化的样品最终黏度为成胶强度。

2 实验结果与讨论

2.1 聚合物性质

研究了乳液聚合物和干粉聚合物溶解性和黏浓关系，对比了两类聚合物性质。

2.1.1 溶解性分别配制浓度为0.4%干粉聚合物和浓度1.5%的乳液聚合物。在室温条件下，匀速搅拌，每搅拌一定时间测量样品的黏度，直到黏度不再变化或变化很小，实验结果（见图1，图2）。

从图1，图2可以看出，室温条件下，乳液聚合物溶解时间为20 min，干粉聚合物溶解时间为90 min，乳液聚合物溶解时间明显快于干粉聚合物溶解时间。

图1 乳液聚合物溶解性

图2 干粉聚合物溶解性

2.2 影响乳液聚合物冻胶成胶因素分析

影响乳液聚合物冻胶成胶因素包括乳液聚合物浓度，酚醛树脂交联剂浓度，矿化度。

2.2.1 乳液聚合物浓度固定酚醛树脂交联剂浓度为0.5%，调整乳液聚合物浓度为0.5%，1.0%，1.5%，2.0%，考察乳液聚合物体系在温度70℃成胶情况，实验结果（见图3）。

从图3中可以看出，随着聚合物浓度增加，冻胶体系成胶时间越来越短，成胶黏度越来越大。由于聚合物浓度增加，聚合物分子链上可交联的羧酸根基团数量增加，羧酸根基团交联密度增加，使得冻胶体系成胶时间减少，成胶强度增加。另外聚合物浓度低于1.0%时，体系老化120 d完全脱水，建议聚合物浓度高于1.0%。

图3 不同聚合物浓度冻胶成胶情况

2.2.2 酚醛树脂交联剂浓度固定乳液聚合物浓度为2.0%，调整交联剂浓度为0.1%，0.2%，0.3%，0.4%，0.5%，考察乳液聚合物体系在温度70℃成胶情况，实验结果（见图4）。

图4 不同交联剂浓度冻胶成胶情况

聚合物浓度不变条件下，交联剂质量分数越大，温度越高，则成胶液成冻时间越短，成冻强度越大。交联剂浓度越大，交联点越多，则交联越快，交联结构越紧密，因此成冻时间缩短，成冻强度越高。由于当交联剂质量分数低于0.3%时，冻胶体系的热稳定性较差，因此交联剂浓度不能低于0.3%。

2.2.3 矿化度选取冻胶体系配方为2%乳液聚合物+0.5%酚醛树脂交联剂，考察不同浓度矿化度对成胶时间和成胶强度的影响，实验温度为70℃，实验结果（见表1）。

表1 矿化度对冻胶体系成胶性能的影响

从表1可以看出，随着矿化度的增加，成胶液成胶时间缩短，成冻强度基本不变；由于无机盐带电荷离子能压缩双电层，增强了起连接作用的分子链接弹性伸展作用[6]，可交联基团相互接近的概率增大，成胶时间降低。从实验可以看出，矿化度高达100 000 mg/L时，体系成胶强度高，因此体系耐盐能力强。

2.3 物理模拟实验

2.3.1 注入性能向渗透率为500 mD岩心中注入1.5%乳液聚合物+0.4%酚醛树脂交联剂体系，温度为70℃，考察体系注入性，实验结果（见图5）。

图5 乳液聚合物体系注入性能

从图5可以看出，当水驱1.5 PV后，注入压力平稳且处于较低水平，因此体系注入能力较好。

2.3.2 封堵性能在70℃下向模型中注入0.3 PV成胶液（1.5%乳液聚合物+0.4%酚醛树脂交联剂体系），注入速率1 mL/min，冻胶体系封堵情况（见表2）。由表2可知，在不同渗透率条件下，冻胶体系对填砂管模型的封堵率均在90%以上，具有很强的封堵性能。随着渗透率增加，封堵率增大，残余阻力系数增加。

表2 乳液聚合物体系封堵能力

3 结论

（1）在某海上油田油藏条件下，体系聚合物浓度不低于1.5%，交联剂浓度不低于0.3%，体系成胶强度好，热稳定性好。

（2）体系在70℃和矿化度100 000 mg/L条件下，老化120 d仍保留较高强度，体系具有一定的耐温耐盐能力。

（3）体系注入平缓，注入压力低，具有较好的注入性能；同时对一定范围渗透率的地层封堵率达到90%以上，具有较好封堵能力。

［1］张宁，阚亮，张润芳，等.海上稠油油田非均相在线调驱提高采收率技术－以渤海B油田E井组为例［J］.石油钻采工艺，2016，38（3）：387-391.

［2］刘文铁，魏俊，王晓超，等.海上油田非均相在线驱先导试验［J］.科学技术与工程，2015，15（30）：110-114.

［3］侯洪涛，杜勇，李积祥，等.乳液聚合物在线深部调剖技术研究与应用［J］.石油地质与工程，2012，26（2）：112-115.

［4］王海波.胜利滩海油田卫星平台乳液聚合物在线调剖技术［D］.中国科学院研究生院（广州地球化学研究所），2007.

［5］徐玉霞，柴世超，廖新武，等.在线调驱技术在海上河流相稠油油田中的应用［J］.特种油气藏，2015，22（3）：111-113.

［6］GEBHARD S.A practical approach to rheology and rheometry［M］.Germany：Karlsruhe，1994.

Laboratory research on the online profile control system of offshore oilfield

MENG Xianghai1，WEI Ziyang2，ZHANG Yunbao1，ZHANG Yanhui2，WANG Nan1，LIU Fengxia2
（1.CNOOC Ltd.，Tianjin Branch，Tianjin 300452，China；2.CNOOC EnerTech-Drilling&Production Co.，Tianjin 300452，China）

In order to solve the problem that the traditional deep profile control system has a long dissolution time and can not meet the real-time injection of offshore oilfield,a gel system for online profile control of water injection wells in offshore oilfield is developed.The system is composed of emulsion polymer and phenolic resin crosslinking agent.The effects of the mass fraction of the polymer,the mass fraction of the crosslinking agent and the degree of mineralization on the properties of the system are investigated by the viscosity method.The formulation of the gel system was optimized,emulsion polymer（＞1.5%）+phenolicresin crosslinking agent（＞0.3%）.The temperature resistance of the system is 70℃,the salt resistance of the system is 100 000 mg/L.The system also has good injectivity and good sealing ability which plugging rate is above 90%.

offshore oilfield；online profile control；emulsion polymer；phenolic resin crosslinking agent

TE39

A

1673-5285（2017）06-0129-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.028

2017－05-03

中海石油有限公司科研项目“渤海高含水油田在线调驱技术研究与应用”，项目编号：YXKY-2016-TJ-02。

孟祥海，男（1976-），采油工艺首席工程师，1999年毕业于大庆石油学院石油工程专业，研究方向为负责采油工艺新技术、新产品、新工艺的研发。