酚醛凝胶调剖剂封堵及调剖效果研究*

孟祥海，王 楠，吕 鹏，薛宝庆，曹伟佳，夏 欢，刘 欢

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司研究院，天津塘沽 300450；2.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318）

0 前言

渤中34-2/4 油田地理位置位于渤海南部海域，是典型的复杂断块油田，渗透率较低［1-3］。油田原油物性好，投产初期自喷能力强，产量高，无水和低含水采油期较长，采出程度较高，同时天然能量不足，导致地层压力降速较快，油井见水后产液能力下降，含水上升速率加快［4-6］。通过生产动态分析和近年新钻调整井测井解释认为，局部仍存在剩余油富集区，具有一定开发潜力。目前，对于渤海高含水油田开发过程中的问题，科技工作者开展了大量技术研究和现场应用，调剖调驱为渤海高含水油田“稳油控水”提供了技术保障［7-9］。渤海油田矿场应用最多的调剖调驱剂包括酚醛凝胶、有机铬凝胶和聚合物微球等系列产品。渤中34-2/4油田储层平均渗透率较低，酚醛凝胶调剖剂由于初始黏度低、成胶速率慢等特点适用于渤海低渗油田调剖施工［10-11］，渤海J油田E22h井堵水措施后日增油40 m3，平均日增油25 m3，含水下降75%，累增油3500 m3，取得了较好的增油效果［12］。针对渤中34-2/4油田开发实际需求，本文开展了酚醛凝胶调剖剂封堵及调剖效果研究，研究成果为渤海油田低渗区块调剖调驱施工提供理论与技术支撑。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

乳液聚合物DW-R，相对分子质量1700×104，有效含量30%；干粉聚合物SD-201，相对分子质量1900×104，有效含量88%；交联剂为酚醛树脂类交联剂，有效含量100%；固化剂为间苯二酚，有效含量100%；助剂为碳酸氢铵，有效含量100%；聚合物微球为“超分子型”，有效含量均为100%。上述药剂由中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。实验用水为渤海油田注入水，矿化度9130.3 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：K++Na+3196.54、Ca2+193.12、Mg2+10.71、Cl-4879.12、SO42-4.3，HCO3-846.51。实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［13-15］，岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，包括均质浇筑方岩心和层内非均质岩心。外观几何尺寸：（1）均质浇铸岩心，宽×高×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，岩心渗透率Kg=300×10-3、1200×10-3、2700×10-3、5400×10-3μm2；（2）层内非均质岩心包括高中低3 个渗透层，宽×高×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，各小层厚度1.5 cm，低中高渗透层渗透率Kg=300×10-3/900×10-3/2000×10-3μm2。

DV-Ⅱ型布氏黏度仪，美国Brookfield 公司；驱替实验装置包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等部件。

1.2 实验方法

（1）聚合物微球调驱剂和酚醛凝胶调剖剂的配制与黏度测定

向渤海油田模拟注入水中加入“超分子型”聚合物微球制得质量浓度为3 g/L的聚合物微球调驱剂。

向渤海油田模拟注入水中加入聚合物干粉制得质量浓度为3 g/L聚合物（SD-201和DW-R）溶液，充分熟化2 h后再分别加入3 g/L的酚醛树脂类交联剂、3 g/L的固化剂间苯二酚和0.3 g/L的助剂碳酸氢铵，混合形成不同的酚醛凝胶调剖剂。采用布氏黏度仪在温度70 ℃、剪切速率6 r/min 条件下测试酚醛凝胶调剖剂的黏度，当黏度范围介于（0～100］、（100～200］、（200～1000］、（1000～4000］和（4000～20000］mPa·s之间时分别选用0#～4#转子进行测试。

（2）封堵实验

酚醛凝胶调剖剂的封堵效果实验步骤如下：①岩心抽真空，饱和地层水，注模拟水，记录压力，计算水测渗透率；②注入1.2 PV 的酚醛凝胶调剖剂，记录岩心注入端压力；③油藏温度（70 ℃）下将岩心老化36 h，后续水驱4～5 PV，记录岩心注入端压力。上述实验过程中注入速率0.6 mL/min，压力记录间隔30 min。

（3）调剖实验

酚醛凝胶调剖剂的调剖效果实验步骤如下：①岩心抽空，饱和地层水，计算孔隙度；②岩心饱和油，计算含油饱和度；③水驱至含水80%，记录注入压力，计算含水率和采收率；④注入0.1 PV 的酚醛凝胶调剖剂，老化36 h，再注入0.1 PV质量浓度为3 g/L的聚合物微球调驱剂，记录注入压力，计算含水率和采收率；⑤后续水驱至含水98%，记录注入压力，计算含水率和采收率。上述实验过程中注入速率为0.3 mL/min，压力记录间隔为30 min，实验温度为70 ℃。

2 结果与讨论

2.1 酚醛凝胶调剖剂的成胶性能

采用渤海油田模拟注入水配制质量浓度为3 g/L的聚合物（SD-201和DW-R）溶液，再分别加入3 g/L酚醛树脂类交联剂、3 g/L 固化剂和0.3 g/L 助剂，混合形成不同的酚醛凝胶调剖剂，不同酚醛凝胶调剖剂的黏度随放置时间的变化见图1。

图1 酚醛凝胶调剖剂的黏度与放置时间的关系

从图1 可知，当酚醛凝胶调剖剂为“聚合物+交联剂”时，初始成胶时间在1～1.5 d，当向酚醛凝胶调剖剂中加入固化剂后，成胶时间约缩短0.5 d；继续向体系中加入助剂后，成胶时间缩短至6～12 h之间，且成胶强度大幅度上涨。对于聚合物SD-201酚醛凝胶调剖剂，当加入固化剂和助剂后成胶后黏度可达到20 Pa·s，成胶强度提升。针对目标储层温度情况以及酚醛凝胶调剖剂要求，建议通过向酚醛凝胶调剖剂中添加固化剂来提高成胶速率和成胶强度。从技术经济角度考虑，推荐聚合物SD-201酚醛凝胶体系组成为：3 g/L聚合物+3 g/L交联剂+3 g/L固化剂；乳液聚合物DW-R 酚醛凝胶调剖剂可以通过添加固化剂和助剂来提高反应速率和凝胶强度，推荐聚合物DW-R酚醛凝胶调剖剂组成为：3 g/L聚合物+3 g/L交联剂+3 g/L固化剂+0.3 g/L助剂。

2.2 酚醛凝胶调剖剂的封堵性能及影响因素

2.2.1 调剖剂组成的影响

采用渤海油田模拟注入水配制2种酚醛凝胶调剖剂（体系Ⅰ：3 g/L 聚合物SD-201+3 g/L 交联剂+3 g/L固化剂，体系Ⅱ：3 g/L聚合物DW-R+3 g/L交联剂+3 g/L固化剂+0.3 g/L助剂），将其注入均质方岩心中开展岩心封堵效果实验，阻力系数、残余阻力系数和封堵率测试结果见表1，实验过程中注入压力见图2。

表1 两种调剖剂体系封堵实验的阻力系数、残余阻力系数和封堵率

图2 两种调剖剂体系封堵实验注入压力随注入体积的变化

从表1 和图2 可以看出，与“体系Ⅱ”相比较，“体系Ⅰ”在多孔介质内滞留量较大，阻力系数、残余阻力系数和封堵率较大，封堵效果较好。在调剖剂注入岩心过程中，与“体系Ⅱ”相比，“体系Ⅰ”的注入压力较高，在后续水驱阶段，注入压力不降反升，表现出良好成胶和封堵效果。

2.2.2 储层渗透率的影响

采用渤海油田模拟注入水配制酚醛凝胶调剖剂体系Ⅰ（3 g/L聚合物SD-201+3 g/L交联剂+3 g/L固化剂），将其注入均质方岩心中开展岩心内封堵效果实验，阻力系数、残余阻力系数和封堵率测试结果见表2，实验过程中的注入压力见图3。从表2和图3可以看出，随岩心渗透率的降低，岩心孔隙体积减小，岩石孔喉半径减小，致使酚醛凝胶在岩心孔隙内运移困难，凝胶在岩心内滞留量增多，阻力系数、残余阻力系数和封堵率减小。在调剖剂注入岩心和后续水驱的过程中，随岩心渗透率的增大，注入压力减小，传输运移能力增强。

表2 不同渗透率岩心封堵实验阻力系数、残余阻力系数和封堵率

图3 不同渗透率岩心封堵实验注入压力随注入体积的变化

2.3 酚醛凝胶调剖剂的调剖效果

采用渤海油田模拟注入水配制2种酚醛凝胶调剖剂（体系Ⅰ：3 g/L 聚合物SD-201+交联剂3 g/L+固化剂3 g/L，体系Ⅱ：3 g/L 聚合物DW-R+3 g/L 交联剂+3g/L 固化剂+0.3 g/L 助剂），调剖剂类型对增油降水效果的影响见表3，注入量为0.1 PV。从表3可以看出，2 种调剖剂体系的增油降水效果存在较大差异。与“体系Ⅱ”相比，“体系Ⅰ”在岩心内的成胶效果较好，致使岩心高渗透层孔隙过流断面减小，渗流阻力增加，吸液量减小，最终导致注入压力升高，扩大波及体积效果提高，具有较好的调剖效果，在后续聚合物微球调驱剂注入阶段，可充分发挥其微观非均质调控作用，同时实现宏观和微观液流转向效果，最终采收率可达到36.33%。

表3 两种调剖剂体系的增油降水效果

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4。从图4 可以看出，在水驱阶段，随注入体积的增加，注入压力略有降低，含水率快速升高，采收率增加。在调剖过程中，与“体系Ⅱ”相比，“体系Ⅰ”的注入压力较高，表明该调剖剂体系在岩心孔隙内的成胶强度较高，导致高渗透层渗透率减小，中低渗透层吸液压差增加，液流转向效果较好，扩大波及体积范围增大，因而含水率下降，采收率明显增加。在聚合物微球调驱剂注入阶段，由于调驱剂具有一定的滞留和液流转向能力，导致注入压力进一步升高，采收率进一步增加。

图4 注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化

3 结论

针对目标储层温度情况以及酚醛凝胶调剖剂要求，通过向聚合物SD-201酚醛凝胶调剖剂中添加固化剂间苯二酚、向乳液聚合物DW-R 酚醛凝胶调剖剂中添加固化剂间苯二酚和助剂碳酸氢铵可以提高反应速率和凝胶强度。

当岩心渗透率Kg=300×10-3～5400×10-3μm2时，酚醛凝胶“体系Ⅰ”封堵率为99.65%～96.94%。

与酚醛凝胶“体系Ⅱ”相比较，酚醛凝胶“体系Ⅰ”在多孔介质内滞留量较大，阻力系数、残余阻力系数和封堵率较大，封堵效果和液流转向效果较好。