淀粉接枝共聚物凝胶的稳油控水效果及工艺参数优化*

胡佳妮，李 欢，唐煜东，苏 瑞，申 超，何宏林

（中国石油青海油田分公司采油一厂采油工艺研究所，青海海西蒙古族藏族自治州 817500）

0 前言

西部B油藏为砾岩油藏，平均孔隙度17%，平均渗透率614×10-3μm2，渗透率变异系数0.87，地层原油黏度16 mPa·s，地层水矿化度11331 mg/L。B 油藏目前正逐渐面临大多数陆地油田所面临的难题，经过长期的水驱开发，储层层内、层间及平面非均质性严重［1-4］，优势通道早已不再局限于高渗透层的近井地带，深部储层同时也会发育优势通道［5-9］，注入水无效低效循环日益严重，采油效果并不乐观，致使经济开发效果较差［10-12］。实践证明开展调剖堵水措施是改善水驱开发效果的有效措施［13-15］。针对这一问题，早已有科研人员提出了聚合物驱及凝胶驱等调剖堵水措施［14-16］，但市面上现存的药剂对于高渗油藏实施效果并不是特别理想，其中很重要的原因在于聚合物驱体系的封堵性有限，而凝胶驱体系的深部运移能力较弱，只能较好地实现近井地带封堵［17-19］。因此，开发出一种初始黏度低、深部运移能力强、成胶时间可控且封堵能力较强的调剖堵水体系，对于存在深部优势通道的储层具有重要意义。淀粉接枝共聚物凝胶兼具聚丙烯酰胺聚合物和淀粉两者的优良性能，与常规凝胶相比，具有更好的凝胶强度、凝胶化时间、凝胶稳定性、耐温耐盐性及封堵滞留能力［20-23］，而且原料成本低，应用前景大，完全满足目前油田所需药剂需求，因此开展淀粉接枝共聚物凝胶的相关工作是非常有必要的，为此前人也做了一些研究工作。曹功泽等［24］研制了一种淀粉-丙烯酰胺接枝共聚的聚合物凝胶调堵剂，并采用30 m 的超长填砂管模拟了吉林扶余油田的基质和高渗透条带，该调堵剂在运移过程中仍能形成凝胶，但完全成胶时间比在静态条件下长；调堵剂完全成胶后具有很强的封堵能力；曹伟佳等［25］以渤海SZ36-1油田储层岩石和流体为研究对象，开展了淀粉接枝共聚物凝胶堵水效果及作用机理研究，结果表明，渤海油田经过淀粉接枝共聚物凝胶堵水后，增油降水效果显著，且原油黏度愈高，含水降幅越明显。总体上关于淀粉接枝共聚物凝胶的研究多集中在合成方法、性能表征和常规方法的成胶强度等方面，很少有通过与现场实际情况相结合来探讨其成胶及稳油控水效果。为了解决陆上油田大尺寸优势通道封堵技术难题，本文以西部B油藏储层和流体为研究对象，评价了淀粉接枝共聚物凝胶的微观结构、成胶时间以及胶凝强度等，分析了成胶环境对最终成胶效果的影响，并通过室内岩心实验开展淀粉接枝共聚物凝胶尺寸对岩心中低渗层的伤害研究，探讨顶替液段塞尺寸、调剖注入时机及岩心非均质性对最终驱油效果的影响，优化最佳注入参数，以期为后续矿场试验提供重要决策依据。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

丙烯酰胺、N，N-亚甲基双丙烯酰胺，有效含量均为100%，常州耀圣美环保科技有限公司；淀粉，有效含量均为100%，泰安市金山变性淀粉有限公司；过硫酸铵、无水亚硫酸钠，有效含量97%，济南金昊化工有限公司；顶替段塞用聚合物HPAM，相对分子质量1200×104，固含量90 %，山东诺尔公司。有机铬交联剂，Cr3+有效含量1.64%，实验室自制；“高分”聚合物，相对分子质量1900×104，固含量88%，水解度24.8%，大庆炼化公司。实验用油为模拟油，由西部B 油田脱气原油与煤油按一定比例混合而成，黏度16 mPa·s（油藏温度60 ℃）。实验用水为目标油田模拟注入水，矿化度11331 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：K++Na+3352.5、Ca2+827.4、Mg2+329.1、Cl-4920.1、SO42-106.2、HCO3-266.5。渗流特性实验所用岩心为人造胶结柱状岩心，岩心渗透率Kg=300×10-3、600×10-3、1200×10-3μm2，岩心几何尺寸为φ2.5 cm×10 cm。驱油实验所用岩心为人造胶结三层非均质长岩心（见图1），岩心几何尺寸为30 cm×4.5 cm×4.5 cm，各小层厚度为1.5 cm。岩心Ⅰ渗透率Kg=300×10-3/600×10-3/1200×10-3μm2，岩心Ⅱ渗透率Kg=300×10-3/900×10-3/2700×10-3μm2，岩心Ⅲ渗透率Kg=300×10-3/1200×10-3/4800×10-3μm2；岩心Ⅳ渗透率Kg=600×10-3μm2，岩心几何尺寸为60 cm×4.5 cm×4.5 cm，通过岩心入口端、距入口1/4、2/4和3/4处测压点测量压力，4个测压点将岩心长度方向上划分为“区域1、区域2、区域3和区域4”。

图1 非均质岩心示意图

DV-Ⅱ型布氏黏度仪，美国Brookfield 公司；DMA 型动态热机械分析仪，梅特勒-托利多国际贸易（上海）有限公司；AeroSurf1500型扫描电镜，日立高新公司；驱替实验装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其余装置置于60 ℃恒温箱内。

1.2 调驱体系配制

向配液用水中加入3%丙烯酰胺、0.024%N，N-亚甲基双丙烯酰胺、2%淀粉、0.012%过硫酸铵和0.002%无水亚硫酸钠搅拌均匀，得到淀粉接枝共聚物凝胶体系。

用配液用水配制质量浓度为3000 mg/L 的“高分”聚合物溶液，然后按聚合物与Cr3+质量比180∶1加入有机铬交联剂搅拌均匀，得到Cr3+聚合物凝胶体系。

用配液用水配制质量浓度为1200 mg/L 的HPAM溶液，作为顶替液。

1.3 松弛时间和断裂应力测试

在60 ℃环境下，利用DMA 动态热机械分析仪测试24、48、72、120 h 下淀粉接枝共聚物凝胶样品的松弛时间及断裂应力。

1.4 凝胶微观形貌观察

采用扫描电镜观察淀粉接枝共聚物凝胶的微观形貌。

1.5 驱替实验

1.5.1 传输运移实验

方案1-1（岩心Ⅳ）：水测渗透率+注入Cr3+聚合物凝胶1.2 V（候凝72 h）+后续水驱至压力稳定。

方案1-2（岩心Ⅳ）：水测渗透率+注入淀粉接枝共聚物凝胶1.2 PV（候凝72 h）+后续水驱至压力稳定。

计算区间压差δp1-2、δp2-3、δp3-4和δp4-出口以及传输运移能力（δp1-2/δp4-出口）。

以上实验的温度为60 ℃，注入流速为0.3 mL/min。

1.5.2 渗流特性实验

方案2-1—方案2-3（柱状岩心Kg=300×10-3、600×10-3、1200×10-3μm2）：水测渗透率+注入淀粉接枝共聚物凝胶5 PV（候凝72 h）+后续水驱5 PV。

方案2-4—方案2-6（柱状岩心Kg=600×10-3μm2）：水测渗透率+注入淀粉接枝共聚物凝胶5 PV（候凝24、72、120 h）+后续水驱5 PV。

以上实验实验温度为60 ℃，注入流速为0.3 mL/min。

1.5.3 驱油实验

（1）淀粉接枝共聚物凝胶段塞尺寸影响（岩心Ⅰ）

方案3-1—方案3-4：岩心水驱至含水率95%+注不同段塞尺寸淀粉接枝共聚物凝胶（0.05、0.1、0.015、0.2 PV）+注顶替液0.05 PV（候凝72 h，下同）+后续水驱至含水率95%。

（2）顶替液段塞尺寸影响（岩心Ⅰ）

方案3-5—方案3-8：岩心水驱至含水率95%+注淀粉接枝共聚物凝胶0.1 PV+注不同段塞尺寸（0.025、0.05、0.1、0.2 PV）顶替液+后续水驱至含水率95%。

方案3-9—方案3-11：岩心水驱至含水率75%、85%、95%+注淀粉接枝共聚物凝胶0.1 PV+注顶替液0.05 PV+后续水驱至含水率95%。

（4）岩心非均质性的影响（岩心Ⅰ、岩心Ⅱ和岩心Ⅲ）

方案3-12—方案3-14：岩心水驱至含水率95%+注淀粉接枝共聚物凝胶0.1 PV+注顶替液0.05 PV+后续水驱至含水率95%。

以上实验实验温度为60 ℃，注入流速均为0.3 mL/min，数据记录时间间隔为30 min。

2 结果与讨论

2.1 成胶性能

不同温度条件下淀粉接枝共聚物凝胶体系的成胶情况见表1。从表1可以看出，淀粉接枝共聚物凝胶体系的初始黏度较低。成胶强度受成胶温度及成胶时间影响，温度越高，成胶速率越快，强度越高。相同温度下，随着成胶时间的延长，体系黏度逐渐增大，呈现“先缓慢增大后快速上升”的趋势，反应10 h 后体系的黏度大幅增加，在120 h 后体系的黏度大于10×104mPa·s，大致的成胶时间在60～120 h，可实现在地层中的深部运移，发挥调整吸液剖面作用。

表1 不同温度下淀粉接枝共聚物凝胶体系的成胶情况

2.2 松弛时间和断裂应力

将配制好的淀粉接枝共聚物凝胶体系置于60 ℃的恒温箱中，利用DMA 动态热机械分析仪测试不同成胶时间下所形成凝胶样品的松弛时间及断裂应力，结果见表2。从表2 看出，随着成胶时间的延长，淀粉接枝共聚物凝胶样品的松弛时间逐渐延长，表明其保持弹性的能力越来越强，但增加幅度逐渐减小，说明成胶愈来愈趋于完全。断裂应力先稍有增加后保持不变，表明72 h后体系已经基本成胶完全。

表2 不同成胶时间的凝胶样品的松弛时间、断裂应力

2.3 微观结构

淀粉接枝共聚物凝胶的微观结构见图2。从图2 可以看出，淀粉接枝共聚物凝胶在微观形态上呈空间网状结构，分子链间缠绕紧密，分布均匀，结构稳定，相互交织成“网中网”形态，仔细观察可以发现有较细的树枝状分枝存在。

图2 淀粉接枝共聚物凝胶的SEM照片

2.4 传输运移能力

Cr3+聚合物凝胶体系（方案1-1）及淀粉接枝共聚物凝胶体系（方案1-2）注入过程中各测压点压力随注入体积的变化见图3，注剂结束及后续水驱结束时各区间压差实验结果分别见表3。

即使是这样，也还是存在问题。因为90号沥青与防水沥青共用装车台，所以在装90号专供沥青之前必须先将共用管道的防水沥青全部顶回防水沥青储罐里，防止共用管道残留部分防水沥青混入90号专供沥青中影响专供沥青质量。可这样一来，装车时间上就会有所延误。“为此，我们与胜利炼油厂多次协调，调整了装车流程，专门设置了一个装车鹤位平台只装90号沥青，这样就为专供沥青开辟了一条绿色通道，确保首都新机场和北京冬奥会高速公路建设专供沥青及时装运、保质保量、快速出厂。”李勇说。

图3 注入过程中注入压力随注入体积的变化

从表3和图3可知，与注入Cr3+聚合物凝胶体系相比，注入淀粉接枝共聚物凝胶体系的“δp1-2/δp4-出口”值较小，表明淀粉接枝共聚物凝胶体系的传输运移能力更好。从压力曲线也可明显看出，在注剂阶段，淀粉接枝共聚物凝胶体系的注入压力明显较低，后续水驱阶段的注入压力反而高于注入Cr3+聚合物凝胶的。分析认为，在注剂阶段，Cr3+聚合物凝胶的初始黏度较高，分子聚集体尺寸较大，导致其与岩心孔喉间配伍性较差，聚合物凝胶在岩心前端滞留量增加，渗流阻力增大，注入压力升高，传输运移能力减弱。而淀粉接枝共聚物凝胶的初始黏度低，与岩心孔喉间配伍性较好，注入阶段注入压力较低，深部运移能力较强，在岩心前段的滞留量较少，最终实现了深部调剖。后续水驱阶段，注入压力不降反升，是因为凝胶成胶后的强度较高，封堵能力增强，导致注入压力不断升高。注入淀粉接枝共聚物凝胶体系的注入压力高于注入Cr3+聚合物凝胶体系的，表明淀粉接枝共聚物凝胶体系的成胶强度更强，封堵能力更优。相比注剂阶段，后续水驱阶段的传输运移能力相对更好，是因为凝胶在岩心深部的成胶效果依然较好，封堵能力同前端相比同样较强，岩心前后部分渗流阻力差异较小，致使岩心前后区间段压差差值减小，最终表现为传输运移能力增强。

综上所述，由于淀粉接枝共聚物凝胶各方面性能均优于Cr3+聚合物凝胶，因此后续实验继续开展淀粉接枝共聚物凝胶的相关研究工作。

2.5 渗流特性

淀粉接枝共聚物凝胶体系对不同岩心的阻力系数、残余阻力系数和封堵效果见表4，注入压力随注入体积的变化见图4。

图4 注入压力随注入体积的变化

表4 淀粉接枝共聚物凝胶体系对不同岩心阻力系数、残余阻力系数和封堵率

从表4和图4可知，当候凝时间固定为72 h时，随着岩心渗透率的增大，注入压力和阻力系数逐渐降低，但残余阻力系数和封堵率逐渐升高，这表明淀粉接枝共聚物凝胶体系的成胶效果与孔喉空间尺寸有关。随着渗透率的降低，孔喉空间尺寸变小，成胶效果相应变差，封堵强度随之降低，致使残余阻力系数和封堵率降低。固定岩心渗透率，随着候凝时间的延长，阻力系数、残余阻力系数和封堵率随之增大，表明成胶强度与候凝时间呈正相关，因此，在现场施工过程中要保证注入凝胶体系有充足的候凝时间，以确保高渗层具有良好的增大渗流阻力效果，促进液流转向现象的发生。另外，淀粉接枝共聚物凝胶的初始注入压力较小，注入性较好，后续水驱压力不降反增，表明其滞留封堵能力较强，封堵率可达到96%以上。

2.6 凝胶段塞尺寸影响

不同淀粉接枝共聚物凝胶段塞尺寸下的增油降水效果见表5。从表5可以看出，随着凝胶段塞尺寸的增大，最终采收率及增幅呈“先增后降”的趋势。当段塞尺寸为0.1 PV 时采收率最大，达到52.87%，与水驱结束相比采收率增幅接近20%。

表5 淀粉接枝共聚物凝胶段塞尺寸对采收率的影响

注入过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图5。从图5可以看出，随着凝胶段塞尺寸的增加，化学驱及后续水驱阶段的注入压力随之增大，但含水率降幅及采收率却呈现先增后降的趋势，这表明凝胶注入量并不是越多越好。分析认为，当注入量即段塞尺寸较大时，会导致注入压力大幅升高，当注入压力超过中低渗透层的启动压力时，凝胶便会进入中低渗透层，对其造成伤害，致使中低渗透层的渗流阻力增加，吸液压差减小，从而导致后续水驱效果变差，增油降水效果减弱。当凝胶段塞尺寸为0.1 PV时，后续水驱阶段含水率最高可降到69%，液流转向效果明显，增油降水效果显著。因此，在现场实际施工过程中应合理控制注入压力，尽量避免注入压力过高而对中低渗透层产生伤害，从而最终影响开采效果。

图5 不同淀粉接枝共聚物凝胶段塞尺寸下注入压力、含水率、采收率随注入体积的变化

2.7 顶替液段塞尺寸影响

岩心水驱至含水率95%，注淀粉接枝共聚物凝胶0.1 PV 后再注不同段塞尺寸（0.025、0.05、0.1、0.2 PV）的顶替液，不同顶替液段塞尺寸下的增油降水效果见表6。从表6可以看出，随着顶替液段塞尺寸的增大，最终采收率及增幅呈“先增后降”的趋势。当段塞尺寸为0.1 PV 时采收率最大，可以达到54.40%，与水驱结束相比，采收率增幅为21.87%。但进一步分析发现，与段塞尺寸为0.05 PV时相比，注入0.1 PV 的顶替液时最终采收率仅高了2.27%，考虑到矿场“投入/产出”比，最终优选顶替液注入段塞尺寸为0.05 PV。

表6 顶替液段塞尺寸对采收率的影响

注入过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图6。从图6可以看出，随着顶替液段塞尺寸的增加，化学驱及后续水驱阶段的注入压力、含水率降幅及采收率并不是呈逐渐增大趋势，这表明顶替液的注入量并不是越多越好。分析认为，当顶替液注入量即段塞尺寸（0.2 PV）较大时，一方面会对前置凝胶段塞产生较严重的稀释作用，另一方面会使凝胶沿着高渗透层优势渗流通道驱出而被部分采出，两方面原因共同导致凝胶成胶强度较弱，封堵能力较差，增油降水效果不理想。当顶替液段塞尺寸为0.1 PV时，后续水驱阶段含水率最高可降到65.18%，深部调剖及液流转向效果明显，增油降水效果显著。因此，在现场实际施工过程中，建议应合理控制顶替段塞，段塞尺寸不宜过大。

图6 不同顶替液段塞尺寸下注入压力、含水率、采收率随注入体积的变化

2.8 调剖时机影响

岩心水驱至含水率75%、85%、95%后，注淀粉接枝共聚物凝胶0.1 PV+注顶替液0.05 PV+后续水驱，不同调剖时机下的增油降水效果见表7。从表7可以看出，随着调剖时机的提前，最终采收率及增幅呈现逐渐升高的趋势。当在含水率为75%时采取调剖措施时的采收率最大，为59.07%，与水驱结束相比，采收率增幅可达32.94%。

表7 调剖时机对采收率的影响

注入过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图7。从图7可以看出，随着调剖时机的提前，化学驱及后续水驱阶段的注入压力、含水率降幅及采收率逐渐增大。分析认为，调剖时机较早时，岩心内的剩余油较多，在注入凝胶及后续水阶段，相对更容易在驱替前缘形成油墙，使得凝胶及后续水可以在油层中能够整体均匀推进，有效调整吸液剖面，扩大波及体积，增油降水效果显著。因此，在现场实际施工过程中，建议应合理控制调剖时机，不宜过晚。

图7 不同调剖时机下注入压力、含水率、采收率随注入体积的变化

2.9 岩心非均质性的影响

不同渗透率级差岩心水驱至含水率95%+注淀粉接枝共聚物凝胶0.1 PV+注顶替液0.05 PV+后续水驱至含水率95%，注入过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图8，不同岩心渗透率级差下的增油降水效果见表8。从表8 可以看出，在固定低渗透层渗透率条件下，随着岩心非均质性程度的增大，最终采收率及增幅呈现逐渐降低的趋势。

表8 不同渗透率级差岩心的采收率

图8 不同渗透率级差岩心注入压力、含水率、采收率随注入体积的变化

从图8可以看出，随岩心非均质性程度的增加，化学驱及后续水驱阶段的注入压力、含水率降幅及采收率逐渐减小。分析认为，岩心非均质性程度越严重，各层间吸液压差相差越大，越难动用中低渗透层，有效动用范围减小，扩大波及体积效果较差，增油降水效果减弱。因此，对于非均质性严重的储层，建议合理增加调剖段塞，分层精细调剖。

3 结论

成胶空间环境对淀粉接枝共聚物凝胶最终成胶强度存在影响。随着岩心渗透率的降低，孔喉空间尺寸变小，淀粉接枝共聚物凝胶成胶效果变差，封堵强度降低，致使残余阻力系数和封堵率降低。

Cr3+聚合物凝胶在岩心前端滞留量较大，深部运移能力较弱，只能较好实现近井地带封堵；而淀粉接枝共聚物凝胶的传输运移能力明显更优，且最终封堵能力更强。

随淀粉接枝共聚物凝胶段塞尺寸及顶替液段塞尺寸的增大，最终采收率及增幅呈“先增后降”的趋势。结合考虑到矿场“投入/产出”比，最终优选顶替液注入段塞尺寸为0.05 PV。

随着调剖时机的滞后及岩心非均质性程度的增加，最终采收率及增幅逐渐降低。因此建议矿场合理控制调剖时机，进行分层精细调剖。