淀粉胶体系调剖性能的影响因素

刘光普 刘述忍 李翔 徐国瑞 杨劲舟 刘丰钢

1.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部；2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司

以注水开发为主要方式的二次采油技术会造成油井含水居高不下，采收率低，而深部调剖技术在老油田的增产稳产中起到了非常重要的作用［1-3］。 深部调剖技术通过改变注水井的吸水剖面，纵向上控制高渗透层过高的吸水能力，从而提高低渗透层的吸水能力，启动未动用储层，实现扩大波及体积、提高采收率的目的［4-6］。笔者以渤海SZ36-1储层和流体为模拟对象，通过室内实验及确定淀粉胶体系范围，对基于淀粉胶的调剖体系进行实验及评价［7-9］，再进行室内岩心驱替实验进行论证，得出调剖体系的优化配方，提高采收率效果显著。

1 实验部分

1.1 实验仪器

调剖剂配制和储存仪器设备为Waring混调器、电子天平、烧杯和水浴锅等，使用哈克RS6000流变仪测试调剖剂黏度。岩心驱替实验设备为多功能岩心驱替装置。

1.2 实验材料

交联剂JLJ，有效含量100%，淄博中森化工；引发剂YFJ-L，有效含量100%，天津恒兴化学试剂制造公司；丙烯酰胺HSG-B，有效含量98%，无水硫酸钠WDJ，有效含量97%，天津大茂化学试剂厂；羟丙基淀粉DF-1和DF-2，有效含量为100%，石家庄利达淀粉厂。

实验用油黏度45 mPa·s，由SZ36-1油田脱气原油与煤油按比例1∶3混合；实验用水为SZ36-1油田注入水，总矿化度9 950.8 mg/L，Na++K+含量3093.2 mg/L，Mg2+含量 305.5 mg/L，Ca2+含量 275.6 mg/L，Cl–含量 5 879.7 mg/L，含量 85.3 mg/L，含量311.5 mg/L。实验用黏土矿物为模拟目的油藏矿物比例组成混合物，其中蒙脱土、伊利土和高岭土含量为3.26%、81.52%和15.22%。

实验用岩心为纵向非均质人造岩心，由石英砂与环氧树脂胶结而成，4.5 cm×4.5 cm×30 cm。岩心包括高中低3个渗透层，各个小层渗透率分别为500 mD、1 500 mD、6 000 mD。

1.3 实验方案

实验温度为油藏实际温度65 ℃。为了考察淀粉浓度、无水亚硫酸钠、顶替段塞、交联剂和引发剂对淀粉体系调剖效果的影响，设计了10种方案，如表1所示。

1.4 实验步骤

（1）将岩心抽真空饱和地层水，计算孔隙度；（2）连接实验装置，测试其密封性；（3）饱和油，建立束缚水饱和度，老化24 h；（4）水驱油至含水率达98%以上，计算采收率；（5）根据浓度平行对比实验，按10种方案分别注入相应的体系；（6）后续水驱，直至含水率为98%以上，计算最终采收率。

表1 实验方案设计Table 1 Design of experimental program

2 实验结果及讨论

2.1 淀粉成胶时间与黏度的关系

羟丙基淀粉溶液黏度与质量分数关系见图1，可以看出，质量分数为1.5%时，基液黏度接近，随羟丙基淀粉质量分数增加，其溶液黏度增加。当质量分数超过2%后，黏度增加速率明显加快；当质量分数为3%时，样品DF-1及DF-2溶液黏度均有较大幅度的提升，DF-2溶液黏度明显小于DF-1的值，表现出较好注入能力。

图1 羟丙基淀粉溶液黏度与浓度的关系Fig.1 Relationship of hydroxypropyl starch viscosity vs.concentration

采用羟丙基淀粉样品DF-1和DF-2，按照表1配方配制封堵剂溶液：4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水硫酸钠，其成胶时间和黏度测试结果见表2。

表2 调剖剂黏度测试数据Table 2 Viscosity test of profile control agent

从表2分析可知，DF-1配制封堵剂初始黏度大于DF-2的值，但二者成胶时间差别不大，成胶强度都较大，因此选择DF-2进行后续实验。

通过室内实验结果及文献表明［10］，丙烯酰胺浓度对成胶时间影响最大，然后依次是引发剂浓度和交联剂浓度。在现场施工过程中，凝胶体系成胶时间过短会产生现场注入困难，导致井筒堵塞等问题的发生，因此，实验过程要考虑地层温度及地层流体性质。以室内实验及相关文献为依据初步确定调剖体系配方组成：3%～4%羟丙基淀粉+3%～6%丙烯酰胺+0.029%～0.054%交联剂+0.01%～0.018%引发剂+0～0.002%无水硫酸钠。

2.2 淀粉浓度对体系性能的影响

方案1～4的含水率变化、注入压力曲线见图2、图3，最终采收率数据见表3。可以看出，一次水驱曲线变化一致，较短时间内含水率达到98%，说明已在高渗层形成了窜流通道，在水驱阶段，随注入量增加，注入压力减小，含水率上升，采收率增加。在调剖剂注入过程中，随注入量增加，注入压力大幅上升，含水率、采收率变化不大。

将单因素分析中P值<0.1的因素(年龄≥60岁、腹痛、背痛、食欲减退、AKP、GLU、CEA≥5 ng/ml、CA19-9≥37 U/ml、病灶边界不清、囊壁厚度>2 mm、壁结节、无分隔及主胰管扩张)纳入预测MCN-IC的多因素logistic回归分析，结果显示年龄≥60岁、腹痛、CA19-9≥37 U/ml、病灶边界不清、壁结节、无分隔是MCN-IC的预测因子(表5)。

在后续水驱阶段，随注入量增加，注入压力明显降低，含水率先降后升，采收率增加较少，与相同条件下聚合物凝胶（0.075 PV Cr3+聚合物凝胶调剖剂，聚合物有效含量88.5%，分子量1 000万，交联剂有机铬有效物质量分数4.5%，CP=4 000 mg/L，聚、Cr3+配比180∶1，候凝12 h）相比较（图4），后续水驱阶段调剖剂注入压力明显降低，表明3%淀粉质量分数下组成的调剖剂体系在多孔介质内成胶和封堵效果较差，未能实现调剖和液流转向目标。

图2 方案1～4含水率与注入孔隙体积倍数关系Fig.2 Relationship of water cut vs.injection pore volume in Programs 1-4

图3 方案1～4注入压力与注入孔隙体积倍数关系Fig.3 Relationship of injection pressure vs.injection pore volume in Programs 1-4

表3 方案1～10的最终采收率数据Table 3 Ultimate recovery factor of Programs 1-10

图4 不同浓度Cr3+凝胶注入压力与注入孔隙体积倍数关系Fig.4 Relationship of injection pressure vs.injection pore volume at different concentrations of Cr3+ gel

采用调剖剂原优化配方未能达到预期成胶和封堵效果，故需要对调剖剂配方组成进行调整，采用方案5将淀粉含量由3%提升为4%，从表3可以看出，提高淀粉含量后，调剖剂成胶和封堵效果明显提高，采收率增幅大幅度提高。

2.3 无水亚硫酸钠及顶替段塞对体系性能的影响

在调剖剂中加入无水亚硫酸钠可以起到除氧、杀菌的作用，有效减缓调剖体系受氧化降解的影响。调整调剖剂组成和段塞组合后（方案6、7），采收率实验数据见表3。进一步分析表明，在方案6和方案5中保持其他组分相同，只是改变无水亚硫酸钠浓度，结果二者成胶效果存在较大差异。此外，对比方案5和方案7可知，两个方案调剖剂组成和段塞尺寸都相同，只是方案7采用了聚合物溶液作为顶替段塞，采收率增幅较大。由此可见，聚合物溶液顶替段塞可以改善堵调剖剂的调剖效果。实验过程中注入压力、含水率与注入量关系见图5、图6。

图5 方案5～7注入压力与注入孔隙体积倍数关系Fig.5 Relationship of injection pressure vs.injection pore volume in Programs 5-7

图6 方案5～7含水率与注入孔隙体积倍数关系Fig.6 Relationship of water cut vs.injection pore volume in Programs 5-7

从图5和图6可以看出，方案5与方案6相比较，在调剖剂注入过程中二者最高压力几乎相同，但后续水驱阶段前者注入压力明显高于后者，表明无水亚硫酸钠有利于改善调剖剂成胶效果。方案5与方案7相比较，调剖剂组成和段塞尺寸都相同，但后者使用聚合物溶液顶替段塞将调剖剂推入岩心高渗透层深部，封堵距离增加，后续注入水提前转向，增大了对中低渗透层波及体积，进而采收率增幅增大。由此可见，适当增加调剖剂封堵距离可以提高封堵增油效果。

2.4 交联剂和引发剂浓度对体系调剖性能的影响

在淀粉质量分数为4%条件下，改变调剖剂中交联剂和引发剂质量分数对调剖效果影响实验结果见表3。从表3可以看出，随调剖剂中各组成浓度增加，调剖剂成胶效果提高，采收率增幅增加。实验过程中注入压力、含水率与注入量关系见图7、图8。

图7 方案8～10注入压力与注入孔隙体积倍数关系Fig.7 Relationship of injection pressure vs.injection pore volume in Programs 8-10

图8 方案8～10含水率与注入孔隙体积倍数关系Fig.8 Relationship of water cut vs.injection pore volume in Programs 8-10

从图7、图8可以看出，随调剖剂各组分浓度增加，不仅调剖剂注入阶段压力增加，而且后续水驱阶段压力也保持在较高水平。分析表明，在几个调剖剂配方中，方案8的注入压力、后续水驱压力都明显低于方案5、方案9和方案10，因而液流转向效果较差，采收率增幅较小。分析原因认为，当改性淀粉浓度较高时，由于分子之间交联反应而形成刚性链，柔性链（丙烯酰胺AM链）数量减小，调剖剂柔韧性减弱，黏附能力降低。随丙烯酰胺（AM）浓度增加，除改性淀粉分子与AM分子间发生交联外，多余AM分子间也发生交联反应，由于AM链刚性较差，使得调剖剂强度降低。因此，只有当淀粉与丙烯酰胺配比等于1∶1时，各组分作用才能充分发挥。淀粉对调剖剂强度起到决定性因素。从采收率增幅和药剂成本角度考虑，方案5采收率增幅效果最好且成本较低。

3 结论

（1）根据调剖实验结果优选了适用于SZ36-1油田的淀粉胶体系为：4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水亚硫酸钠，采收率增幅达到22.1%。

（3）调剖剂未成胶前在高渗层中具有较好的流动能力，在成胶时间范围内能够有效运移到油藏深部，实现对窜流通道的封堵。

（4）淀粉胶调剖剂相比于其他常规调剖剂具有良好的封堵选择性，能优先封堵高渗窜流通道，减少对低渗透层的污染，提高波及面积及低渗区采收率。

（5）淀粉胶成胶后抗冲刷能力强，可长时间封堵油藏中的窜流通道，从而延长见效周期。

参考文献：

［1］纪朝凤，葛红江.调剖堵水材料研究现状与发展趋势［J］.石油钻采工艺，2002，24（1）：54-57.JI Chaofeng, GE Hongjiang.Research status and development trend of profile control water blocking materials［J］.Oil Drilling & Production Technology,2002, 24(1): 54-57.

［2］曹功泽，侯吉瑞，岳湘安，庄绪超，铁磊磊.改性淀粉-丙烯酰胺接枝共聚调堵剂的动态成胶性能［J］.油气地质与采收率，2008，15（5）：72-74.CAO Gongze, HOU Jirui, YUE Xiangan, ZHUANG Xuchao, TIE Leilei.Gel performance of modified starch graft copolymer shutoff agent ［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2008, 15(5): 72-74.

［3］杨立民，侯吉瑞，宋新民.低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究［J］.油田化学，2006，23（4）：337-340.YANG Limin, HOU Jirui, SONG Xinmin.Plugging indepth macroporous flowage channels in low permeability and low temperature sandstone reservoirs［J］.Oilfield Chemistry, 2006, 23(4): 337-340.

［4］李金发，齐宁，张琪，曲占庆.大剂量多段塞深度调驱技术［J］.石油钻采工艺，2007，29（2）：76-78.LI Jinfa, QI Ning, ZHANG Qi, QU Zhanqing.Research on large dose multi-block deep profile control and oil displacement technique［J］.Oil Drilling & Production Technology, 2007, 29(2): 76-78.

［5］尹相文，夏凌燕，刘承杰，吕西辉.堵剂井间定位放置深部调剖优化技术及应用［J］.特种油气藏，2014，21（2）：141-143.YIN Xiangwen, XIA Lingyan, LIU Chengjie, LYU Xihui.Optimization and application of deep profile adjustment in blocking placement ［J］.Special Oil & Gas Reservoirs,2014, 21(2): 141-143.

［6］李粉丽，侯吉瑞，刘应辉，吕鑫.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, LYU Xin.Preparation for strong gels plugging agent of modified starch［J］.Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing,2007, 26(2): 80-82.

［7］唐孝芬，李红艳，刘玉章，刘戈辉，李红艳，胡频.交联聚合物冻胶调堵剂性能评价指标及方法［J］.石油钻采工艺，2004，26（2）：49-53.TANG Xiaofen, LI Hongyan, LIU Yuzhang, LIU Gehui,LI Hongyan, HU Pin.Performance evaluation indexes and measures of cross - linked polymer gel for water shutoff and profile control［J］.Oil Drilling & Production Technology, 2004, 26(2): 49-53.

［8］赵仁保，岳湘安，张秋红.淀粉-丙烯酰胺低质量分数接枝共聚反应及产物的流变特性［J］.油气地质与采收率，2008，15（3）：82-84.ZHAO Renbao, YUE Xiangan, ZHANG Qiuhong.Graft copolymerization of acrylamide and starch at low concentration and rheologicai properties of the product［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2008,15（3）: 82-84.

［9］李补鱼，郎学军，熊玉滨.SPA淀粉接枝共聚物调剖调剖剂性能研究［J］.油田化学，1998，15（3）：241-244.LI Buyu, LANG Xuejun, XIONG Yubin.Performance properties of starch/acrylamide craft copolymer based aqueous gel as water shutoff/ profile modification agent［J］.Oilfield Chemistry, 1998, 15(3): 241-244.

［10］王婷婷，曹伟佳，卢祥国.半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素［J］.石油化工高等学校学报，2016，29（5）：70-76.WANG Tingting, CAO Weijia, LU Xiangguo.Experimental research on viscosity performance and influencing factors of semi-interpenetrating networks ［J］.Journal of Petrochemical Universities, 2016, 29(5): 70-76.