耐温耐盐增强型双聚合物凝胶体系的研制及应用

朱锰飞

（中国石化 中原油田分公司 濮东采油厂，河南 濮阳 457100）

随着油田开采进入高含水期，调剖堵水技术得到越来越广泛的应用［1-3］，且由于采油条件越来越苛刻，发展高温、高盐条件下的堵水调剖剂成为必须面临的问题［4-7］。凝胶类堵剂来源广泛、配制简单，已成为国内外研究应用广泛的一类有机堵水调剖剂［8-11］，凝胶类堵剂所采用的聚合物主要为聚丙烯酰胺类。但由于单一的聚丙烯酰胺在高温环境下会影响调剖堵水性能，导致凝胶的交联强度降低，现场应用受到影响。部分水解聚丙烯腈（HPAN）价格低廉、来源丰富，耐温性能好，被成功应用于现场调剖［12-13］；双聚合物凝胶堵剂在中低温低盐聚驱后的砂岩油藏中成功应用［14-15］，其中，部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的加入提高了HPAN中不溶物的悬浮稳定性，但该堵剂并不适用于高温高盐油藏；而超细二氧化硅经改性后具有更好的分散性［16-17］，可作为稳定剂，提高了HPAM和HPAN的交联强度及凝胶的强度和耐温耐盐性能［18］。

本工作通过在HPAM中加入HPAN和改性二氧化硅提高交联聚合物凝胶的耐温抗盐性能，研制了可用于高温高盐油藏调剖的堵剂，考察了所研制凝胶体系的性能，并将其用于胡庆油田庆祖采油区中高渗油藏。

1 实验部分

1.1 主要试剂和仪器

HPAM：相对分子质量20×106，水解度32%，工业级，诸城海之蓝化工有限公司；HPAN：工业级，河南省邦振化工有限公司；改性超细二氧化硅：1 500～2 000目，工业级，新秀林化工有限公司；乌洛托品、间苯二酚：CP，国药集团化学试剂有限公司；实验用水：胡庆油田胡状联注入水，矿化度20×104mg/L，碳酸氢钠型；实验用油：地面脱气原油，黏度为15 mPa·s，胡庆油田庆祖采油区。

Brookf i eld DV-Ⅲ+型黏度仪：美国博飞公司；HW-4B型数显恒温箱：江苏海安仪器有限公司。

1.2 实验方法

按标准［19］所述方法对增强型双聚合物堵剂体系的性能进行评价。1）成胶时间的测定：通过搅拌配制好成胶溶液，用具盖玻璃瓶分装溶液约100 mL，然后拧紧瓶盖放入恒温箱，设置温度为90 ℃。每隔2 h 观察一次成胶情况，通过倾倒或玻璃棒挑动的方式观察胶体的状态，若相继2次观察到溶液不流动，记录初次不流动时间为成胶时间。2）动态驱替实验：使用60～200目的石英砂，制作填砂管长60 cm、直径2.5 cm的岩心模型，包括单管、双管、三管3种模型；对所做岩心抽真空、注入饱和水；再注入适量的堵剂；候凝，时间为48 h或72 h；继续进行水驱或其他动态驱替实验。3）成胶强度评价：运用Brookf i eld DV-Ⅲ+型黏度仪，测试不同配方体系得到的凝胶黏度，该黏度表征了凝胶的强度；采用目测代码法判断成胶强度（A为未形成凝胶、B为流动性凝胶、C为可流动性凝胶、D为中等流动性凝胶、E为低流动性凝胶、F为高形变不流动凝胶、G为中等可形变不流动凝胶、H为轻微可形变不流动凝胶、I为刚性凝胶、J为网性刚性凝胶）［20］。4）注入性实验：上述2）中的填砂管带有4个测压口，自注入端每隔7.5 cm设置一个测压点，共设置1#（0 cm），2#（7.5 cm），3#（15 cm），4#（22.5 cm）4个测压点，随着堵剂溶液的注入，记录各个测压点的起压情况，判断堵剂溶液的注入性。5）耐盐实验：用模拟盐水配制调剖剂溶液，置于恒温箱老化，采用3）中B成胶强度评价方法衡量凝胶强度；所用模拟盐水质量浓度分别为5×104，10×104，15×104，20×104，25×104mg/L，如 1 L 质量浓度为20×104mg/L的模拟盐水中盐含量为：10.25 g氯化钙、11.37 g 氯化镁、40.39 g 碳酸氢钠、35.27 g 硫酸钠、102.72 g氯化钠。

2 结果与讨论

2.1 堵剂配方的筛选

进行配方筛选设计的正交实验的结果见表1。从表1可知，最佳的调剖剂体系配方为：0.6%（w）HPAM+4%（w）HPAN+3%（w）SiO2+1.0%（w）乌洛托品+1.0%（w）间苯二酚。各因素对成胶实验影响的大小顺序为：w（HPAN）＞w（HPAM）＞w（乌洛托品）/w（间苯二酚）＞w（SiO2）。

2.2 堵剂的性能评价

2.2.1 注入性

将凝胶体系加入到油田注入水中搅拌至完全溶解，测定其在30 ℃下的黏度为43 mPa·s。制作渗透率为 100×10-3μm2和 200×10-3μm2的岩心 A和B，测试体系的可注入性，获得4个测压点压力随注入体积的变化情况，以此确定该凝胶溶液的可注入性以及在岩心中的可流动性，测试结果见图1。从图1可看出，随注入体积的增加，岩心中4个点的压力均匀上升直至平稳，说明该凝胶溶液可注入性能好，且流动能力强；岩心B的压力均低于岩心A，说明堵剂在岩心B中更易注入，且能够到达岩心深部。结合黏度测试和注入性测试结果，该凝胶溶液具有良好的注入性。

表1 正交实验分析结果Table1 Analysis results of orthogonal experiments

图1 堵剂可注入性测压曲线Fig.1 Pressure measurement curves of injectability of plugging agent.

2.2.2 耐温耐盐性能

温度对凝胶的影响见表2，矿化度对凝胶的影响见表3。从表2和表3可看出，该凝胶体系在90 ℃下，成胶时间为48 h；在温度120 ℃、矿化度20×104mg/L条件下放置90 d成胶强度变化小，无破胶水化现象；因此，该凝胶体系具有良好的耐温耐盐性能。

表2 堵剂的耐温性能Table 2 Temperature resistance of plugging agent

表3 堵剂的耐盐性能Table 3 Salt tolerance of plugging agent

2.2.3 封堵性

取高、中、低渗三种渗透率的单填砂管各2组，通过注水测得每个填砂岩心的渗透率后，在6组填砂管中均注入凝胶溶液0.15 PV，候凝12 h后继续水驱，通过压力表测量突破压力，计算获得残余阻力系数和岩心封堵率，实验结果见表4。从表4可知，对于高、中、低渗填砂管，封堵率均超过了92.0%，突破压力梯度均达到了7.30 MPa/m，说明该凝胶体系成胶后，表现出良好的封堵能力。

表4 单管填砂管封堵性能Table 4 Plugging performance of sand-field single pipe

取高、中、低三种渗透率级差的并联填砂管各1组，在3组填砂管中均注入凝胶溶液0.15 PV，候凝12 h后水驱，通过压力表测量突破压力，通过计算各填砂管产液量计算水驱分流率（堵前、注堵剂、突破后），实验结果见表5。由表5可知，渗透率较高的填砂管注堵剂时的分流率均比封堵前稍高，渗透率较低的填砂管注堵剂时的分流率均比封堵前低，说明该凝胶溶液在注入过程中具有封堵选择性，优先封堵高渗地带或大孔道；继续注水达到突破压力后，三组并联填砂管中的高渗管分流率平均下降约90%，说明堵剂有效封堵了高渗通道；与此同时，三组并联填砂管中的低渗管分流率显著升高，说明注入水波及到了低渗储层，该层内的剩余油能够得到有效的挖潜；通过堵剂的封堵作用，扩大了后续水驱的波及体积，提高原油采收率。

表5 并联填砂管封堵性能Table 5 Plugging performance of parallel-connected sand-filled pipes

2.2.4 耐冲刷性

对单填砂管和双并联填砂管进行水驱时，初始压力较低，注入增强型双聚合物凝胶堵剂候凝48 h，水驱突破后得到最高注入压力，继续注入50 PV 地层水，得到最终压力。结果见表6，从表6可知，该凝胶在压力突破后进行水驱，压力降低幅度约在6%～8%，压力变化小，说明具有很强的耐冲刷性。

表6 堵剂耐冲刷性能Table 6 Scour resistance of plugging agent

2.3 提高采收率实验

制作三并联填砂管，进行提高采收率实验研究，驱替过程中记录驱替压力、产液量、产油量，计算含水率、各阶段的水驱采出程度以及提高采收率幅度，结果见表7。由表7可知，堵前水驱采收率30.8%，高渗层贡献20.3%，因此，注入水主要波及到的区域在高渗层，相反低渗层较弱，采出程度较低。封堵后进行水驱，采收率提高了12.3百分点，其中，低渗层、中渗层采收率分别提高2.9和4.8百分点，因此，高渗条带或大孔道被有效封堵后，后续注水才能驱中低渗层的剩余油，增大波及体积，提高原油采收率。

表7 采收率实验结果Table 7 Results of recovery experiments

3 现场应用实验

3.1 现场配液工艺改进

为保证现场配药的效果，改进“人工倾倒”加药方式，形成地面配水器稳定供水、射流泵均匀吸入的加药方式。使用该配液方法，不仅可以使两种聚合物均匀溶解避免聚集，还可以使改性超细二氧化硅均匀分散在聚合物溶液中，避免二氧化硅聚集沉淀，提高悬浮性。

3.2 区块概况

胡庆油田庆祖采油区庆95区块为中高渗砂岩油藏，剩余油富集，平均渗透率1.2 μm2，油藏埋深3 000～3 500 m，原始地层温度110.6 ℃，地层水矿化度18.9×104mg/L。自1980年投产以来，以注水开发为主，目前平均含水96%（w）以上，经地质测试发现，该区块非均质性严重，渗透率级差在45以上，水窜严重，造成注水效率低。

3.3 现场应用效果

该增强型双聚合物凝胶在庆95块的实施了调剖，利用其耐温耐盐的性能特点，选取的4口注水井井深均在3 400 m左右。4口井总计注入堵剂1 500 m3，均顺利完成设计内容，工艺成功率100%。调剖改善了吸水剖面，提升注水压力3～4 MPa，4个井组对应10口油井，见效9口，井组见效率100%，油井见效率90%，累计增油1 400 t，平均每井组增油350 t，油井平均含水率下降1.8%（w），有效期6～15个月，平均有效期9个月。

通过现场应用可知，该增强型双聚合物凝胶适用于高温高盐油藏调剖，具有良好的注入性和选择性，优先进入高渗条带和大孔道；优异的封堵强度，提高了封堵有效率，扩大了波及体积；良好得耐冲刷性，保证调剖效果长时间有效。

4 结论

1）适用于高温高盐油藏调剖的增强型双聚合物凝胶的配方为：0.6%（w）HPAM +4%（w）HPAN +3%（w）改性超细SiO2+ 1.0%（w）乌洛托品+1.0%（w）间苯二酚；该堵剂耐温120 ℃，耐盐20×104mg/L。

2）该堵剂体系对高渗、中渗和低渗填砂管的封堵能力良好，封堵率皆大于92%。在并联填砂管中具有一定的选择性，优先进入高渗透层进行封堵，随着渗透率级差的增加，注入选择性增强。

3）该堵剂体系应用于胡庆油田庆祖采油区中高渗油藏，取得了较好的降水增油效果，可在类似油藏条件下扩大应用规模。

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