魔芋粉复合凝胶调剖剂的研制及性能评价

王 彪， 刘国宝

(1.中国石化江苏油田分公司 石油工程研究院， 江苏 扬州 225009； 2.东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318)

当前，中国多数稠油油田蒸汽驱开发到中后期，含水率不断升高且伴有汽窜，为使注入蒸汽能量得到最大利用，必须采取相应调剖技术措施防止汽窜的发生[1-2]。魔芋粉中含有魔芋葡苷聚糖，它是一种有机高分子，易溶于水，溶液黏度很高，其溶胶属于热胶凝性溶胶，魔芋粉凝胶具有弹性，强度适中等特性，并且成本低来源广，可生物降解[3]。尽管多年来随着石油行业的发展，调剖堵水剂多种多样，但依旧有着许多缺点需要解决。凝胶可在地下、地面或近井地带等形成凝胶，因此可根据地层需要，通过控制添加剂的加入量控制交联体系交联时间的长短，使其在期望的地层形成凝胶封堵地层[4-5]。使魔芋粉与适量聚丙烯酰胺和适当的交联剂反应，可形成良好的封堵型凝胶，能够封堵稠油油藏大孔道，弥补其他封堵剂的一些缺点。中国许多稠油油藏内的地层水具有较高的矿化度，含盐量较高，对调剖凝胶的抗盐能力也提出了较高的要求，亟待开发抗盐凝胶体系[6]。因此针对高温高含盐地层，研制满足调剖要求的新型环保凝胶体系，并对其使用性能进行评价。

1 魔芋粉凝胶的制备

1.1 实验药品及仪器

本实验中所用药品见表1。实验所用仪器见表2。

表1 实验化学药品

表2 实验所用仪器设备

本实验中，以魔芋粉为主剂，添加聚丙烯酰胺和腐殖酸钠两种助剂，拟合成一种复合型调剖剂。聚丙烯酰胺的加入有利于提高凝胶体系的耐盐性能。腐殖酸钠的加入有利于提高凝胶体系的抗温性能[7]。实验中使用苯酚与甲醛作交联剂，其交联机理是甲醛与水及酰胺基团作用生成二醇和胺醇，进一步和苯酚作用生成主要以醚键交联的化合物，这种方法适合在90～150 ℃的高温油藏中使用[8]。

1.2 组分优化试验

通过改变所需药品各组分用量进行组分优化实验，观察在不同组分用量的条件下的成胶时间来确定凝胶各组分的最佳配比，正交实验方案的因素和水平见表3。实验步骤：根据正交实验方案的剂量称取药品，将称好的药品倒入烧杯中，使用磁力搅拌器恒温25 ℃搅拌2 h制备凝胶溶液，再将凝胶溶液放入加热烘箱90 ℃恒温加热观察成胶时间。根据HSE环境保护，对废弃凝胶做好回收处理，不可随意丢弃污染环境[9-10]。

表3 正交实验因素与水平

正交实验结果见表4。由表4可见，各组分对成胶时间影响的顺序为:魔芋粉>腐殖酸钠≈聚丙烯酰胺>苯酚≈甲醛。

通过上面的各组分浓度优化实验数据，可以根据成胶时间最短为目标，总结出一个最终的魔芋粉凝胶配方：5.0 g/L魔芋粉、2.0 g/L聚丙烯酰胺、3.5 g/L苯酚、10.0 g/L甲醛溶液、2.5 g/L的腐殖酸钠。制作凝胶的方法便是取1 000 mL蒸馏水，先加入5.0 g魔芋粉25 ℃恒温搅拌10 min，再依次加入10.0 g甲醛溶液、2.0 g聚丙烯酰胺、2.5 g腐殖酸钠和3.5 g苯酚，25 ℃恒温加热搅拌2 h得到魔芋粉凝胶溶液，将得到的魔芋粉凝胶溶液放到90 ℃恒温烤箱中加热19 h以上即可。

2 魔芋粉凝胶的性能评价

2.1 实验设计

2.1.1 耐温性能评价

本实验对蒸馏水制备的魔芋粉凝胶体系分别在90 ℃、100 ℃、110 ℃、120 ℃、130 ℃、140 ℃、和150 ℃温度下持续加热50 h进行耐温性实验，检测该凝胶体系在不同温度下的黏度变化，以此来评价该凝胶体系耐温性能。

表4 正交实验结果和分析

2.2.2 抗盐性能评价

本验研究了魔芋粉凝胶体系在不同盐离子(NaCl、MgCl2·6H2O、CaCl2)及不同浓度下，在120 ℃恒温下24 h的黏度变化，考察不同盐离子在不同浓度下对凝胶的影响。

2.1.3 老化性能评价

本实验将配置好的魔芋粉复合凝胶体系放在120 ℃下，密闭恒温放置30 d(加氮气保护)，定期检测凝胶的析水量，以析水量多少来评价凝胶的抗老化性能。

2.2 实验结果

2.2.1 耐温性能

凝胶的耐温性是评价凝胶性能的重要参数，在地温较高的储层，凝胶必须要有一定的耐温性才能够在地层中维持它的封堵性能，如若耐温性较差，则凝胶注入地层后将失去其封堵性能，无法有效提高采收率。耐温性能评价结果见图1。

图1 温度对凝胶黏度的影响

由图1可以看出，加热温度在90 ℃以上时随着加热温度不断地提高，凝胶的黏度首先升高，当温度升高到120 ℃以后，凝胶黏度不断地下降，在120 ℃时凝胶黏度最高，说明该凝胶体系最佳使用温度为120 ℃左右。总体来说，该凝胶体系在90～120 ℃下仍具有较好的黏度，说明该凝胶体系具有良好耐温性能。

2.2.2 耐盐性能

1)NaCl浓度对凝胶黏度的影响。凝胶在NaCl浓度5 g/L、10 g/L、15 g/L、20 g/L时黏度见表5。

表5 NaCl浓度对凝胶黏度的影响

由表5可以看出，随着NaCl浓度不断升高，凝胶的黏度先升高后降低且在10 g/L时出现极大值，可见该体系凝胶在Na+低浓度时黏度提高；这可能是由于Na+的加入使得体系内HPAM分子更加活跃，分子链得到更大化的舒展，黏度有少许提升，但随着Na+继续增加，盐敏效应不断增强，盐敏效应对双电层的压缩作用大于HPAM扩散双电层的排斥作用，使之双电层不断压缩，HPAM分子形成紧密的线团，稠化能力降低，黏度下降。该体系凝胶在NaCl浓度为5～15 g/L时，黏度仍保持在10 000 mPa·s以上，具有良好的抗NaCl性能。

2)MgCl2·6H2O浓度对凝胶黏度的影响。凝胶在MgCl2·6H2O浓度0.5 g/L、1.0 g/L、1.5 g/L、2.0 g/L时黏度见表6。

表6 MgCl2·6H2O浓度对凝胶黏度的影响

由表6可见，随着MgCl2·6H2O浓度升高，凝胶黏度开始变化不大后迅速降低，由于盐敏效应，Mg2+带有两个电荷，相比同浓度的Na+而言，Mg2+的盐敏效应对聚合物的影响会更强，因此在MgCl2·6H2O浓度升高时凝胶的黏度就会下降很快。该凝胶体系在MgCl2·6H2O浓度低于1.5 g/L时，黏度仍保持在10 000 mPa·s以上，具有一定的抗镁盐能力。

3)CaCl2浓度对凝胶黏度的影响。凝胶在CaCl2浓度0.5 g/L、1.0 g/L、1.5 g/L、2.0 g/L时的黏度见表7。

表7 CaCl2浓度对凝胶黏度的影响

由表7可以看出，该凝胶随着CaCl2浓度不断增加，黏度开始变化不大后迅速降低。由于盐敏效应，Ca2+带有两个正电荷，而Na+带有一个，因此Ca2+对聚合物的影响要比Na+对聚合物的影响要大，因此CaCl2浓度较低时便对聚合物有着很大的影响。该凝胶体系在CaCl2浓度低于1.0 g/L时，黏度仍保持在10 000 mPa·s以上，具有一定的抗钙盐能力。

2.2.3 抗老化性能

凝胶的老化性能是评价凝胶体系性能中的重要性能参数，凝胶体系的老化性能将决定着凝胶能否在地层中稳定存在并长期保持其一定的封堵性能。抗老化性能评价实验结果见图2。

图2 不同放置时间下的凝胶析水量

由图2可以看出，随着放置时间的延长，凝胶的析水量不断增多。由于复合凝胶体系内部固定了大量的自由水，高温下长时间放置，凝胶内部三维交联结构逐渐被破坏，固定自由水的能力逐渐降低，因此析水量不断增加。整体来看，在高温放置20 d以内时，析水量低于10%，说明该复合凝胶具有良好的热稳定性和抗老化性能。

3 封堵性能评价

采用本文研制的魔芋粉复合凝胶调剖剂，针对两种不同渗透率岩心进行封堵实验，调剖剂注入量0.5PV，在120 ℃下候凝24 h，然后测定封堵率和突破压力梯度。实验结果见表8，可见两个不同渗透率岩心的封堵率都达到90%以上，说明封堵效果良好。

表8 封堵实验结果

4 驱油实验

进行双管并联调剖驱油实验时，用两个填砂管模拟油藏岩心，并联进行调剖驱油，填砂管参数见表9，驱油温度90 ℃，原油黏度1250 mPa·s。

操作步骤：首先将填砂管饱和水、饱和油；然后进行第一次水驱油，当高渗填砂管出口含水率大于98%后，停止驱油；注入0.5 PV封堵剂，120 ℃候凝24 h，封堵后进行第二次驱油，当低渗填砂管出口含水率大于98%时，实验结束，计算各阶段单管原油采收率。调剖前、后两阶段各管原油采收率统计结果见表10。

表9 实验岩心参数

表10 双管并联驱油实验结果

由表10中采收率数据分析可知，双管并联驱油实验中，调剖后，由于注入的封堵剂大部分进入了高渗填砂管，高渗填砂管的水窜被控制，更多驱替流体转入低渗填砂管中，提高了低渗填砂管的原油采收率。注入0.5 PV封堵剂后，低渗填砂管采收率提高了16.6%，证明该堵剂适用于非均质油藏的高效开发。

5 结论

1)通过正交试验，得到魔芋粉复合凝胶配方：魔芋粉5.0 g/L+聚丙烯酰胺2.0 g/L+苯酚3.5 g/L+甲醛溶液10.0 g/L+2.5 g/L腐殖酸钠。

2)耐温实验表明该凝胶体系耐温可达到120 ℃；抗盐实验表明凝胶体系对NaCl、MgCl2、CaCl2等油藏内常见盐类具有一定的抗盐能力；并且该凝胶体系也具有一定的抗老化能力。

3)在蒸汽驱双管并联实验中，注入0.5 PV封堵剂后，低渗填砂管中驱替流体流量显著增加，采收率提高了16.6%，提高采收率效果明显。