高温改性萘酚凝胶流道调整体系的构建

何龙 武俊文 刘广燕

摘      要：基于一步法构建了一种新型AM/AMPS类耐高温抗高盐萘酚凝胶流道调整体系，交联剂为双羟基萘，有别于传统的苯酚类交联剂。该体系于140 ℃下处理1 d，以目测代码法表征成胶强度达到H;高温高盐（140 ℃，22×104 mg/L）处理150 d之后，体系出现一定的脱水现象，但脱水率仅为4.6%。相比普通苯酚类交联体系，该体系具有超优良的耐温抗盐性。基于岩心流动实验对体系封堵性能进行了评价，堵水率为99.82%，堵油率为4.55%，可见体系具有优良的油水选择性。采用微观可视化模型进行封堵机理研究，结果表明：体系会优先封堵优势通道，达到液流转向的目的，同时液流在优势通道中遇到流道调整体系的阻碍作用，会对堵剂条带形成一定的挤压，使得堵剂条带缓慢前移，从而进一步提高原油采收率。

关  键  词：萘酚凝胶;耐温抗盐;油水选择性;流道调整;微观可视化

中图分类号：TE357      文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）05-0777-06

Abstract： Using bishydroxynaphthalene as crosslinking agent， a novel AM/AMPS high temperature and high salt-resistant naphthol gel flow path adjustment system was synthesized by one-step method. The experimental results showed that the gel strength reached H level by visual code method after the optimal system was treated at 140 ℃ for 1 day. After 150 days of high temperature and high salinity treatment （140 ℃， 22×104 mg/L），the system had certain dehydration phenomenon， but the dehydration rate was only 4.6%. Compared with the common phenol cross-linking system， the system had excellent temperature and salt resistance. The plugging performance was evaluated based on the core flow experiment. The water shutoff rate was 99.82% and the oil blocking rate was 4.55%. The system showed excellent oil-water selectivity. Based on the microscopic visualization model， the plugging mechanism was studied. The results showed that the system preferentially blocked the dominant channel， achieving the purpose of liquid flow steering. At the same time， when the liquid flow encountered the obstruction of the flow channel adjustment system in the dominant channel， a certain pressing action was formed for the blocking agent strip， so that the strip of the plugging agent moved forward slowly， thereby further enhancing the oil recovery.

Key words： Naphthol gel; Temperature and salt resistance; Oil-water selectivity; Flow path adjustment; Microscopic visualization

塔河油田儲层结构复杂，非均质性严重，油水流动规律复杂，注水开发过程中含水上升很快，水驱采收率比较低;原油物性差，地层原油黏度大;油层温度高（>125 ℃），地层水的矿化度高（19～23×104 mg/L），其中裂缝型油藏堵水难度最大，堵水措施有效率偏低，需进一步完善控堵水技术，来有效解决塔河裂缝型油藏油井高含水难题，为“十三五”期间塔河油田裂缝型油藏的高效开发以及进一步提高采收率提供技术支撑[1-5]。本文针对塔河油田上述技术问题，构建了一种新型耐高温抗高盐的流道调整体系，以便为油田现场提供一定的理论指导。

1  实验部分

1.1  实验材料

1，5-二羟基萘（南通家凯化工有限公司，含量≥99%，化学纯）;对苯二酚（郑州生裕化工产品有限公司，含量≥99.5%，化学纯）;乙二醇丁醚（济南世纪通达化工有限公司，含量≥99.5%，化学纯）;硫脲（天津金汇太亚化学试剂有限公司，含量≥99.5%，化学纯）;甲醛（荆州市靖发化工有限公司，工业级）;聚丙烯纤维（常州筑威建筑材料有限公司）;AM/AMPS聚合物（山东宝莫生物化工股份有限公司，工业级）;NaOH（国药集团化学试剂有限公司，分析纯）;模拟地层水离子组成如表1所示。

2.3  流道调整体系的成胶时间

图7为高温140 ℃处理下流道调整体系的黏度随时间的变化（所用水为模拟地层水），由图7可以看出，萘酚凝胶流道调整体系初始成胶时间为6 h，初始黏度为95 mPa·s，最终成胶时间为20 h，20 h后萘酚凝胶成胶强度达到H，黏度为98 000 mPa·s[12]。

2.4  流道调整体系的封堵性能

图8为注入萘酚凝胶后油驱岩心两端压力变化曲线图，由图8可以看出随着注入量的增加，岩心两端压力逐渐增大，岩心出口端见油，最大突破压力为7.86 MPa，然后压力急剧降低，最后达到平衡，经计算可知堵油率为4.55%。

图9为注入萘酚凝胶后水驱岩心两端压力变化曲线图，由图9可以看出随着注水量的增加，岩心两端压力逐渐增大，注水量略大于6 PV时，岩心出口端见水，最大突破压力为2.2 MPa，此后压力急剧下降。在注水量为6.5～8 PV时，压力又逐渐增加至1.9 MPa，说明萘酚凝胶被突破后，在岩心的裂缝中发生了运移，形成了再次封堵，经计算可知萘酚凝胶的堵水率为99.82%。

2.5  流道调整体系微观可视化封堵机理

2.5.1  流道调整体系的油水选择性

凝胶收缩的主要原因是原油对凝胶网络的壓缩。充分溶胀后的凝胶的三维网络处于拉伸状态，此时网络弹性收缩力非常强，一旦有外界作用破坏了网络，由于离子渗透压的扩张和网络弹性收缩之间的平衡，网络就开始收缩，以寻找新的平衡点。图10为流道调整体系油水选择性可视化实验，图10中黑色为萘酚凝胶，红色为油，可见流道调整体系具有良好的油水选择性：遇油收缩，遇水膨胀。

2.5.2  流道调整体系的可视化封堵

本文利用可视化装置明确了流道调整体系封堵优势通道从而达到液流转向的规律，进而分析了萘酚凝胶流道调整体系在非均质性模型中的堵水机理。

图11为流道调整体系进入优势通道形成封堵的实验图，由图11可以看出裂缝模型为非均质模型，具有大、中、小三种孔道。由图11还可以看出水沿大孔道（优势通道）驱替模拟油，小裂缝（劣势通道）中的模拟油未被波及到。图11中蓝色圈里的凝胶条带即为萘酚复合凝胶。注入萘酚复合凝胶候凝液时，候凝液优先进入优势通道并在高温下成胶凝固，从而封堵优势通道达到液流转向的目的。

图12为流道调整体系封堵优势通道发生液流转向从而驱替较小孔道的实验图，由图12可以看出液流在优势通道中遇到堵剂的阻碍作用时，会对堵剂条带形成一定的挤压作用，使得堵剂条带缓慢前移：图中堵剂条带由于受水的驱替作用，逐渐前移到模型出口端（蓝色圈示部分）。

3  结论

（1）流道调整体系于140 ℃下高温处理1～5 d，随着时间的延长，体系成胶强度越来越高，以目测代码法表征成胶强度达到H;高温高盐（140 ℃，22×104 mg/L）处理150 d之后，体系出现一定的脱水现象，但脱水率仅为4.6%，体系具有优良的热稳定性。

（2）基于岩心流动实验对其封堵性能进行了评价，流道调整体系堵水率为99.82%，堵油率为4.55%，可见体系具有优良的油水选择性。

（3）基于微观可视化模型进行了封堵机理研究，结果表明：体系会优先封堵优势通道，达到液流转向的目的，同时液流在优势通道中遇到流道调整体系的阻碍作用时，会对堵剂条带形成一定的挤压作用，使得堵剂条带缓慢前移，从而进一步提高采收率。

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