复杂油气田调堵剂WPL-12的研究与应用

吴清辉，吴海宁，刘凤霞，魏子扬

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300450；2.天津大港油田滨港石油科技集团有限公司，天津 300280

渤海某油田为海上大型整装油田，油田主力含油层系发育于新近系明化镇组下段及馆陶组，是以河流相为主的沉积体系。油层总厚度大、小层数目多且单层厚度薄，油水关系复杂，储层内部结构复杂，原油具有“三高三低”特点（密度高、黏度高、胶质沥青质含量高、含蜡量低、含硫量低、凝固点低）。经过多年的注水开发，油田油水井间水流优势通道发育，水驱效率变差，油田综合含水84.5%，部分井高达99.8%，完全水淹，甚至关井，严重影响油田生产。调剖调驱技术作为稳油控水的有效技术手段，在该油田矿场得到应用［1-4］。近几年，油田将聚合物凝胶、复合凝胶、纳米分散体、聚合物凝胶+颗粒复合体系等多种调剖技术进行了矿场应用，取得了一定的效果［5-7］。因油田注入水水质复杂、油水关系与小层识别不清、注入压力限制等问题，现场实施过程中存在着注不进、注入压力高或者注进堵不住的问题，影响了实施效果。为提高渤海油田调剖调驱效果，本研究以活性低分子乳液聚合物为主剂、复合有机酚醛为交联剂，得到目标调堵剂WPL-12，研究了调堵剂WPL-12 配方组分影响因素，考察了调堵剂WPL-12热稳定性、注入封堵性、耐冲刷性和驱油性能。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

乳液聚合物（相对分子量2×106～5×106）、复合有机酚醛交联剂（有效含量≥20%），工业品，中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；现场注入污水，水质分析数据见表1；Brookfield DV2黏度计，美国Brookfield 公司；Memmert UN260 恒温箱，德国Memmert公司；岩心封堵实验物理模拟实验装置、岩心夹持器，江苏海安石油仪器厂；原油，某复杂油田脱气原油；人造胶结岩心ϕ38 mm×100 mm，北京华瑞新城科技有限公司；SCOTT 瓶等，江阴市精英实验仪器有限公司。

表1 渤海某油田注入污水水质分析mg·L-1

1.2 实验方法

1）WPL-12 配制。按比例往配液水中加入乳液聚合物，搅拌条件下，加入复合有机酚醛交联剂，继续搅拌10 min，即为WPL-12凝胶液。

2）WPL-12 成胶时间与强度的测试。按照体系配方比例配制WPL-12 乳液聚合物交联溶液，61.5 ℃恒温烘箱放置（模拟地层温度），定期观测体系成胶情况，成胶时间和强度观测参照文献［7-9］。体系状态由初始N～L 级变为HL/LM 级（HL/LM 级：可流动凝胶［8～10］），体系黏度大幅增加，此时的时间即为成胶时间；体系达到成胶时间后继续放置48 h，观察体系状态（M～R 级：几乎不流动凝胶到不流动凝胶）并测试其黏度，表示成胶强度。

3）岩心物理模拟驱替测试。用配液水配制WPL-12 乳液聚合物成胶液，通过岩心物理模拟实验装置，向人造胶结岩心注入乳液聚合物成胶液，记录注入压力。恒温密封放置一段时间，再水驱，记录注入压力。测试堵剂体系的注入封堵性、耐冲刷性等性能，实验温度61.5 ℃、实验用水为现场注入水。

4）驱油效率评价实验。按照油田储层物性，采用人造胶结模拟岩心（岩心规格ϕ38 mm×100 mm、渗透率1 500 mD）评价。岩心抽真空饱和水，测试水相渗透率，然后岩心饱和油，水驱至含水率98%，计算水驱驱油效率，再注调堵剂0.3 PV（PV为岩心孔隙体积，下同）恒温（61.5 ℃）放置15 d，后续水驱至含水率98%，计算最终驱油效率，依据驱油效率变化评价调堵剂驱油性能。

2 结果与讨论

2.1 WPL-12成胶影响因素

用现场配液水配制不同浓度WPL-12 和有机复合酚醛交联剂的交联成胶溶液，按照成胶时间与强度测试方法观测成胶性能，进而考察聚合物和交联剂对体系的成胶性能影响，结果见表2。由表2 可知：乳液聚合物质量浓度6～12 g/L 和交联剂质量浓度6～10 g/L 时能够形成三维网状结构体的凝胶体。乳液聚合物质量浓度低于6 g/L、交联剂质量浓度低于6 g/L 时，体系不成胶，主要是因为聚合物和交联剂能够成胶的交联点比较少，交联密度不够，难以形成有效的三维网状体，束缚水滞留不住，表现为不成胶。

表2 不同浓度聚合物和酚醛交联剂对成胶性能的影响

2.2 WPL-12性能评价

体系性能评价采用高低2 种强度配方，其中，高强度配方12 g/L 聚合物+10 g/L 交联剂，低强度配方8 g/L聚合物+8 g/L交联剂。

2.2.1 长期热稳定性

凝胶调剖剂的长期热稳定性是现场应用有效期评价的一项主要指标。为考察体系的长期热稳定性，用现场配液水配制高低2 种强度交联溶液，置于61.5 ℃恒温烘箱内，定期测定体系黏度并计算降黏率，结果见图1。其中，1.2%为高强度凝胶，即12 g/L 聚合物+10 g/L 交联剂；0.8%为低强度凝胶，即8 g/L 聚合物+8 g/L 交联剂。由图1 可知：2 种体系随试验时间的延长而强度缓慢下降，降黏率随之增大；存放180 d 后凝胶体未见脱水，降黏率小于10%。这说明2 种体系的热稳定性都很好。可能原因是乳液聚合物分子量相对较低，形成的三维网状结构体更加致密与牢固，束缚水很难外溢，体现耐温能力强，表现为长期稳定性好。

图1 黏度与降黏率随时间的变化

2.2.2 注入能力

调堵剂能够顺利注入地层是现场实施应用的前提，其初始黏度越大，注入性能越差。为考察调堵剂的注入能力，用配液水配制不同浓度的乳液聚合物溶液，测试其黏度，同时应用物理模拟封堵实验装置以1 mL/min 的速度向模拟岩心（岩心参数见表3）注入大剂量驱替调堵剂2.0 PV，观测注入压力情况，评价体系注入能力，结果见表4 和图2。从实验结果可以看出：高强度乳液聚合物凝胶注入压力从0.005 MPa 小幅上升至0.012 MPa，压力稳定在0.011 MPa；低强度乳液聚合物凝胶注入压力从0.004 MPa 小幅上升至0.008 MPa，压力稳定在0.008 MPa；常规凝胶（3.6 g/L 聚合物+10 g/L交联剂）注入压力从0.005 MPa 大幅上升至0.072 MPa，压力一直呈上升趋势。乳液聚合物凝胶注入压力增幅小且平稳，体系能够进入岩心深部形成稳定流动态势，说明其具有良好的注入性能［11］。体系的注入能力好，主要是乳液聚合物分子量相对较低，水力学半径小，增黏能力不强，加上体系本身含有活性组分，表现为体系初始黏度低，注入压力升幅要低于常规凝胶的注入压力升幅。

图2 注入能力比较

表3 模拟岩心参数

表4 聚合物黏度与浓度关系

2.2.3 封堵性能

为模拟调堵剂在地层的成胶情况，按照物理模拟封堵驱替实验方法，用配液水配制高低2种强度成胶液，以1 mL/min 的注入速度，用封堵实验装置向岩心中驱替0.3 PV 的成胶液，61.5 ℃恒温放置15 d，观测注入调堵剂前后的压力变化情况，依据压力变化情况计算渗透率进而评价其封堵能力，结果见表5。由表5 可知：高强度体系的封堵率分别为91.05%和90.85%，低强度体系的封堵率分别为81.44%和81.08%。高低强度体系封堵能力均大于80%，说明体系注入到人造胶结模拟岩心中能够发生交联反应，形成高强度的凝胶体吸附于砂体表面，从而起到很好的封堵作用。

表5 模拟岩心封堵实验结果

2.2.4 耐冲刷性

调堵剂的耐冲刷能力会影响其在地层的封堵效果［11］。为此，模拟调堵剂的耐冲刷性，用现场配液水配制高低强度凝胶液，通过物理模拟实验向人造模拟岩心挤注0.3 PV 的凝胶液，61.5 ℃恒温放置15 d，继续水驱8 PV，观测压力变化情况，结果见图3。由图3 可知：高低强度凝胶液成胶，后续水驱8 PV 后，注入压力能够维持稳定，且比初期水驱注入压力提高10 倍以上，说明体系耐冲刷性能良好。

图3 耐冲刷性比较

2.2.5 驱油性

使用人造非均质模拟岩心，抽真空饱和水（饱和6 h，直至不见气泡为止），水驱后测水相渗透率。饱和油61.5 ℃恒温老化24 h，水驱至含水率98%后，计算水驱驱油效率。注入高强度乳液聚合物凝胶液0.3 PV，61.5 ℃恒温放置15 d，继续水驱至含水率98%，计算注入调堵剂后总的驱油效率，依据前后驱油效率情况评价体系的驱油性能，结果见图4。由图4 可知：调堵剂能够进入岩心深部并在岩心中成胶，后续注水压力上升，改变水流流向，提高水驱驱油效率，驱油效率从32.1%提高至47.1%，提高驱油效率15.0%，驱油效率良好。

图4 驱油效率比较

2.3 现场应用

D41 井为渤海某复杂油田3 号井区注水井，2009 年9 月投产，生产馆陶组，注水层位L50～L102 层，注水初期注入压力1.58 MPa，注入量61.52 m3/d。2012 年3 月重新完井，由笼统注水改分层注水，D41 井2020 年6 月注水量1 429 m3/d，注水压力8.3 MPa。因长期的注水开发，周边受益油井7 口（井位图见图5）注入水突进现象严重，导致油井含水率上升明显。动态分析显示，注入水主要沿主河道方向的高部位油井G44 和G54H 突进。为控制水窜和抑制油井含水率，急需调剖。基于目标油田和井组分析及认识，要求调堵剂具有良好的注入性、封堵性和长期热稳定性。根据上述WPL-12 研究结果，该井于2020 年9 月采用WPL-12 凝胶（（8～10） g/L 聚合物+（6～8） g/L 复合有机酚醛交联剂）调剖，封堵水流优势通道，累计注入凝胶工作液6 013 m3，实施措施后油井含水率大幅下降，最大降幅达9.3%。G44 井和G54H 井的生产动态曲线如图6～7 所示。由图6～7 可知：采取调剂措施后，两口目标油井的含水率逐渐降低，产油量逐渐增加。截至2021 年9月，两口目标油井累计增油8 374.1 m3，增油效果明显。

图5 D41井周边受益井井位

图6 G44井生产动态曲线

图7 G54H井生产动态曲线

3 结论

1）乳液聚合物质量浓度6～12 g/L 和交联剂质量浓度6～10 g/L 范围内WPL-12 交联体系成胶性能良好。61.5 ℃存放180 d凝胶体未脱水，降黏率小于10%，热稳定性良好。不同强度的凝胶封堵能力大于80%，注入压力从0.005 MPa小幅上升至0.012 MPa，注入压力升幅小且平稳，注入性能良好。

2）现场应用表明，油井含水率最大降幅9.3%，累计增油8 374.1 m3，该调堵剂适用复杂油气田调剖，增油效果明显，具有很好的推广前景。