尕斯油藏高温高矿化度调剖剂的研制与性能评价

王健 余恒 薛强 何涛 徐鹏 刘旭文

西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室

魔芋属天南星科类多年生草本块茎植物,在我国的资源十分丰富。魔芋的主要成分为魔芋葡甘露聚糖(konjacglucomannan,KGM),KGM为天然高分子多糖，本身具有一定的抗温基础[9]。在已有的研究基础上，魔芋胶具有其他天然亲水胶无可比拟的热稳定性,即使长时间加热也不熔化[10-11]。此外，魔芋胶流变性很强，遇水后可高倍膨胀且可生物降解。魔芋胶的以上特点为研发以魔芋粉为主剂的调剖剂打下了一定的基础[12-13]。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

实验所用试剂主要有：魔芋粉粗粉，湖北惠葡生化科技有限公司；悬浮剂：KYPAM-6，北京恒聚；交联剂：交联剂-G，实验室自制；除氧剂：硫脲，分析纯，成都市科龙化工试剂厂；配液：淡水或地层水，地层水平均水矿化度为16.5×104mg/L；原油：地层温度下原油黏度为1.72 mPa·s；石英砂：具有不同的粒径。

实验仪器主要包括：黏度仪：LVDV-IIIBrookfieldSynchro-LectricDigital Viscometer；电热恒温鼓风干燥箱：DHG-9203A型，最高温度可达300 ℃；精密天平：Sartorius，最大量程为200 g，最小精确度10-4g；调速搅拌器：JB200-D型强力电动搅拌器(调速范围为50～1 200 r/min)、HJ-6型磁力加热搅拌器(调速范围为0～2 600 r/min)；西林瓶，耐温150 ℃，成都市科龙化工有限公司；岩心流动装置等。

1.2 实验方法

(1) 成胶液的配制：用矿化度约400 mg/L的清水，按照不同的配方设计要求，分别向烧杯中加入一定质量的魔芋粉粗粉、悬浮剂、交联剂、除氧剂，搅拌均匀后即为成胶液。

(2) 成胶时间的测定：取100 mL成胶液注入西林瓶中，熔烧密封后放置于126 ℃恒温箱，每隔一段时间取出，观察其成胶情况。成胶时间参考目前较为普遍运用的SydanskGSC强度代码法，堵剂由强度A级变为强度G级的时间为成胶时间[14]。

(3) 成胶强度的测定：魔芋胶调剖剂体系成胶后强度的评价方法采用观察法。观察法评价标准源自SPE(society of petroleum engineers)，由Sydansk等提出。

(4) 耐温耐盐性的测定：用不同倍数矿化度的水样(淡水、1/4倍地层水矿化度、1/2倍地层水矿化度、地层水矿化度)配制调剖剂体系，将配制好的调剖剂放入126 ℃(地层温度)恒温箱中，考察调剖剂的成胶性能。

(5) 封堵性能的测定：①用矿化度为16.5×104mg/L的地层模拟水采用湿填法得到不同渗透率填砂管岩心，模拟水驱至压力稳定后测注入堵剂之前的渗透率；②选取多根同类型的填砂管评价不同PV数的调剖剂对封堵性能的影响；③用地层水以1 mL/min的流速水驱，直至出口端流出第一滴液，读出此时进口端压力即为突破压力，计算突破压力梯度，继续以1 mL/min的流速水驱，记录封堵后水驱稳定压力，计算封堵后的水测渗透率以及调剖剂对填砂管的封堵率。

(6) 通过并联填砂管驱替实验考察吸水剖面改善率以及调剖后的提高采收率。实验步骤：①装填3组具有不同渗透率级差的填砂管；②向每根填砂管中饱和原油；③将每组具有一定渗透率级差的填砂管并联，水驱至不出油为止；④向每组并联填砂管注入0.5 PV调剖剂体系配液，并在烘箱中成胶24 h；⑤待调剖剂成胶后，继续水驱至不出油为止，计算每根填砂管的提高采收率值。

2 结果与讨论

(1) 魔芋粉质量浓度的影响。魔芋粉是堵剂的主体，其质量浓度直接关系到堵剂的成胶性能。实验配制系列成胶液中悬浮剂、交联剂、除氧剂的质量浓度、体积分数分别为700～1 000 mg/L、1.0%～1.2%和100～200 mg/L，调整魔芋粉的浓度，然后放入126 ℃恒温箱中观察堵剂的成胶性能，实验结果见表1。

表1 魔芋粉用量对调剖剂成胶时间与强度的影响Table 1 Effect of konjac flour dosage on gel time and strength of profile control agentρ(魔芋粉)/(mg·L-1)12345678910成胶时间/h未成胶未成胶1110998766成胶强度未成胶未成胶EGHIIIII

由表1可见，少量的魔芋粉不成胶或成胶效果不明显。在质量浓度为3～10 g/L均能成胶。随着魔芋粉质量浓度的增加，调剖剂成胶时间逐渐缩短，成胶强度逐渐增强。一般情况下，凝胶用作调剖剂时，在油层温度及矿化度下的强度达到H级时即能满足油田的调剖要求，考虑到实际经济效益，粗品魔芋粉质量浓度优选为5.0 g/L。

(2) 悬浮剂质量浓度的影响。悬浮剂的加入能使魔芋胶调剖剂体系混合均匀，对调剖剂体系主要起悬浮作用，同时也起到增黏和加大吸水量的目的，对调剖剂体系性能有较大的影响。实验中常作为悬浮剂的高分子化合物主要为聚合物。通过评价悬浮剂对调剖剂体系的悬浮效果和对调剖剂体系的成胶性能，筛选出合适的悬浮剂质量浓度。

表2 不同悬浮剂质量浓度对调剖剂的影响Table 2 Effect of different suspension concentration on profile control agentρ(悬浮剂)/(mg·L-1)6007008009001 000成胶时间/h109998成胶强度GHHII

从表2可看出：随着悬浮剂质量浓度的增加，调剖剂体系混合越均匀，成胶效果逐渐增强，悬浮剂质量浓度在700～1 000 mg/L时,调剖剂体系成胶强度均能满足油田调剖要求。

(3) 交联剂浓度的影响。有机铬交联剂(交联剂-G)浓度对魔芋胶调剖体系的影响实验结果见表3。

表3 不同体积分数交联剂对调剖剂的影响Table 3 Effect of crosslinking agent with different volume fraction on profile control agentφ(交联剂)/%0.20.51.01.21.52.0成胶时间/h12109864成胶强度EGHIFD

表3表明,随着交联剂加入量的增加，成胶时间逐渐缩短，成胶强度先增强后降低。这是因为魔芋粉和悬浮剂质量浓度一定时，调剖剂中可反应的羟基及酰胺基团一定。随着交联剂加入量的增加，可用于引发的活化点增多，反应速度增快，凝胶时间缩短。当交联剂加入量较少时，随着交联剂加入量的增加，交联剂与调剖剂中羧基作用增强，成胶强度增强。但当交联剂加入量过大时，调剖剂会发生过度交联，成胶后易脱水，柔韧性降低，凝胶变得脆而容易断裂。从表3可看出：交联剂体积分数为1.0%～1.2%时，成胶强度满足油田调剖要求。

(4) 除氧剂浓度的影响。敞开体系中的溶解氧、氧化剂可使KGM与聚合物降解,特别是在较高温度下可迅速降低调剖剂的黏度。为增强调剖剂的稳定性以达到油田调剖要求，在调剖剂中加入除氧剂。实验常采用具有还原性的硫脲作为除氧剂，对其浓度进行优选。实验结果见表4。

表4 不同质量浓度除氧剂对调剖的影响Table 4 Effect of oxygen scavenger with different concentrations on profile control agentρ(除氧剂)/(mg·L-1)050100150200250300成胶时间/h131298877成胶强度EGHIIFF

从表4可看出：随着除氧剂质量浓度的增加，调剖剂成胶时间逐渐缩短，成胶强度先增强后减弱。当除氧剂质量浓度为100～200 mg/L时，调剖剂成胶性能可满足油田调剖要求；当质量浓度大于200 mg/L时，除氧剂对调剖剂体系有不利影响，导致其成胶强度下降。故除氧剂的质量浓度优选为100～200 mg/L。

上述实验表明，筛选出该体系在126 ℃条件下性能较好的配方为：粗品魔芋粉(质量浓度5.0 g/L)+悬浮剂(质量浓度700～1 000 mg/L)+交联剂(体积分数1.0%～1.2%)+除氧剂(质量浓度100～200 mg/L)。

(5) 耐温性能。温度是影响调剖剂成胶时间、强度和长期稳定性的主要因素之一，取优选配方配制调剖剂体系分别放入不同的高温(95 ℃、105 ℃、115 ℃、125 ℃、135 ℃、145 ℃)恒温箱中，考察在不同高温条件下调剖剂的性能，实验结果见表5。

表5 温度对调剖剂性能的影响Table 5 Effect of temperature on profile control agent performance温度/℃95105115125135145成胶时间/h161312965成胶强度HHIIII成胶1天后稳定稳定稳定稳定稳定稳定成胶10天后稳定稳定微量脱水微量脱水微量脱水微量脱水成胶20天后微量脱水微量脱水微量脱水微量脱水微量脱水微量脱水成胶30天后微量脱水微量脱水微量脱水微量脱水微量脱水微量脱水

表5表明，魔芋胶调剖剂在不同的温度条件下均能良好成胶，且随着温度的升高，成胶时间缩短。这是因为随着温度的升高，调剖剂体系中分子的运动加剧，且交联剂活化度增加，交联反应加快，故成胶时间缩短；同时，随着温度的增强，调剖剂体系成胶强度略有增强。不同温度条件下的调剖剂成胶后均出现微量的脱水。但从调剖剂成胶30天后的形态可以明显看出，该调剖剂脱水并未增加。故该调剖剂在不同的高温条件下均有良好的长期稳定性能，适合不同的高温油藏调剖堵水作业。

(6) 抗盐性能。矿化度是影响调剖剂性能另一个重要因素。不同地层水矿化度倍数对调剖剂性能的影响见表6。

表6 不同地层水矿化度倍数对调剖剂性能的影响Table 6 Effect of different formation water salinity multiple on profile control agent performance矿化度/(104mg·L-1)淡水4.1258.25016.500成胶时间/h1413108成胶强度HHHH

表6表明，当矿化度低于地层水矿化度时，随着矿化度的逐渐增加，调剖剂成胶时间逐渐降低，调剖剂成胶强度随着矿化度的增加基本保持不变，均达到H级。该调剖剂具有较强的抗盐性，满足油田调剖要求。

(7) 通过岩心驱替实验评价了调剖剂的注入性能、封堵性能、增油性能以及吸水剖面改善情况等。实验结果见表7。

表7 不同PV调剖剂封堵性能实验结果Table 7 Plugging performance test results of different PV profile control agent组号原始水测渗透率/10-3 μm2注入堵剂/PV封堵后水测渗透率/10-3 μm2突破压力/MPa突破压力梯度/(MPa·m-1)封堵率/%11 022.30.1751.40.0230.04626.52986.60.3132.20.1280.25686.631 054.30.58.22.1224.24499.241 062.90.87.32.3154.63099.35962.81.06.92.4124.82499.3

表7表明，随着调剖剂注入量的增加，填砂管的封堵率逐渐提高，当调剖剂注入量达到0.5PV时，填砂管的封堵率达到99.2%。因此，该调剖剂具有良好的封堵性能。

表8 不同渗透率级差下的调剖实验结果Table 8 Profile experimental results at different penetration rate组号渗透率类型渗透率级差相对吸水比调剖前/%调剖后/%剖面改善率/%提高采收率/%1高渗低渗2.776.523.521.678.491.54.226.02高渗低渗4.780.020.019.880.294.05.822.83高渗低渗7.088.511.518.681.497.09.616.3

表8表明，调剖后填砂管的吸水能力发生了明显变化，3组不同渗透率级差的填砂管剖面改善率均能达到90.0%以上。说明调剖剂体系具有很强的选择性，且渗透率级差越大，剖面改善率越高。

3 结 论

(2) 在126 ℃下，该堵剂体系的成胶时间为5～10 h可控。堵剂耐温可达到150 ℃，且在高温高盐条件(126 ℃、矿化度16.5×104mg/L)下老化30天后，堵剂体系微量脱水，无破胶现象，具有良好的耐温耐盐性能。

(3) 魔芋粉调剖剂成胶前具有良好的注入性能；当调剖剂注入量为0.5 PV、高温老化24天后，填砂管的封堵率达到99.2%，可满足现场应用的需求。

(4) 并联岩心流动实验表明，调剖剂具有优先进入高渗层的选择性能，调剖后高低渗透岩心剖面改善率90.0%以上，低渗透填砂管提高采收率16.3%～26.0%。与此同时，高渗透油层也未发生“堵死”现象，提高采收率4.3%～9.6%。