耐温耐盐深部调剖体系研究

杨文军 赵 光 刘 奎 赵 辉 王 苹 戴彩丽

（1.西南石油大学石油工程学院，四川 成都 610500；2.中国石油勘探与生产分公司采油采气工艺处，北京100011；3.中国石油大学（华东）重质油国家重点实验室，山东 青岛 266555；4.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

耐温耐盐深部调剖体系研究

杨文军1，2赵 光3刘 奎4赵 辉3王 苹3戴彩丽3

（1.西南石油大学石油工程学院，四川 成都 610500；2.中国石油勘探与生产分公司采油采气工艺处，北京100011；3.中国石油大学（华东）重质油国家重点实验室，山东 青岛 266555；4.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

采用非离子聚合物与酚醛树脂制备了一种耐温耐盐的深部调剖剂，并考察了深部调剖剂的成冻性能。根据成冻强度级别的划分，定性地测定了成冻时间，用突破真空度法定量地测定了成冻强度，并绘制出成冻时间和成冻强度等值图。评价了聚合物与交联剂的质量分数、温度、pH值、矿化度及剪切速率对成冻性能的影响，也评价了油井的封堵性能，并分析了注入时机对采收率的影响。结果表明：交联体系成冻时间在1～18 d可调，成冻后强度高，具有很好的耐温耐盐性；pH值适用范围广，抗剪切性强，封堵性能好。在注入相同量的调剖剂时，注入时机越早，提高采收率增值也就越大。

耐温耐盐；深部调剖；冻胶；非离子聚合物；注入时机

聚合物驱油已经发展为成熟的三次采油技术，普遍提高采收率6%～10%。但是，聚合物驱后恢复水驱，滞留在地层中的聚合物封堵大孔道的能力远远不够，调剖作用效果有限。此外，地层长期受到聚合物溶液的冲刷，平面与纵向上砂体的非均质性加重，势必造成注入水在平面上向生产井方向舌进、纵向上向高渗透层突进的现象［1］。为了解决调剖过程中出现的问题，需要建立完善的堵剂体系，在聚合物驱后向地层中注入交联聚合物冻胶，开展深部调驱。目前，现场中应用较多的是阴离子型部分水解聚丙酰胺冻胶体系。此种冻胶体系耐温耐盐性较差，使调驱效果变差。文中研究的非离子聚合物/酚醛树脂（LF/YG103）冻胶体系，是通过聚丙烯酰胺的—CONH2与—CH2OH发生交联反应而生成的。根据各种主要因素对非离子聚合物/酚醛树脂交联体系的影响及绘制的成冻时间和成冻强度等值图，选出最优配方，实现近井地带和远井地带的调剖。

1 试验准备

1.1 试验仪器

试验仪器包括：平流泵、真空泵、PB-10酸度计、BROOKFELED黏度计、恒温烘箱、1/10 000电子天平、电热恒温水浴锅、填砂管及精密压力表等。

1.2 试验药品

非离子聚合物（LF）：固相质量分数94%，水解度3.62%，相对分子质量9.6×106；YG103：酚醛树脂交联剂；自来水：矿化度400 mg·L-1（不特别说明均为自来水）；模拟油：80℃下黏度为2.5 mPa·s；试验砂：20～60目。

2 试验方法

2.1 成冻时间的测定

将一定量的冻胶液注入安瓿瓶中密封，放置恒温水浴锅中，根据Sydansk的GSC（Gel Strength Codes）法定性测定样品强度等级［2］，本试验以强度达到G级为成冻时间。

2.2 成冻强度的测定

采用突破真空度法（Breakthrough Vacuum）［3］测定冻胶强度，简称pVB值，文中提到的均为绝对值。使用前需用水校正，水的pVB值为0.007 MPa。每个样品都平行进行3次测定，取其平均值（测定大气压为0.1 MPa）。pVB值越大，强度就越高。

2.3 封堵性能的测定

用封堵率表征堵剂的封堵性能，试验采取单管模型，将成胶液注入填砂管，放入恒温水浴锅中达到成冻时间，测定封堵后的水测渗透率。设初始水测渗透率为Kw0，成冻后测定渗透率为Kw1，封堵率E计算公式如下：

3 试验结果与讨论

3.1 质量分数的影响

成胶液的质量分数影响着冻胶的性能，在80℃条件下，考察不同质量分数的LF非离子聚合物和YG103对成冻时间和成冻强度的影响，绘制出了成冻时间和成冻强度等值图（见图1、图2）。

从图1和图2可以看出，随着质量分数的增大，冻胶成冻时间越短，形成的冻胶强度越高，符合一般冻胶成冻规律。一方面由于聚合物质量分数越高，提供参与反应的酰胺基就越多，形成的交联网络结构越牢固；另一方面，交联剂质量分数增加，酰胺加成反应就快，成冻时间缩短，符合化学反应动力学规律。根据现场情况，从等值图可确定适合油藏特性、深部调剖的交联体系。

图1 80℃非离子聚合物/酚醛树脂成冻时间等值图

图2 80℃非离子聚合物/酚醛树脂成冻强度等值图

3.2 矿化度的影响

在用自来水配制的0.3%LF+0.6%YG103成胶液中，分别加入不同质量分数的NaCl，测定80℃的成冻时间和成冻强度，结果见图3。

图3 矿化度对冻胶成冻时间和成冻强度的影响

矿化度对非离子聚合物/酚醛树脂冻胶体系影响明显，在矿化度小于300 g·L-1时均能够成胶，但成胶的时间和强度明显不同。

当矿化度低于20 g·L-1时对成胶强度的影响不大，但当矿化度高于20 g·L-1时，成胶时间明显缩短。由于盐压缩扩散双电层和减小静电斥力作用，使高分子链受到卷曲，起连接作用的分子链接弹性拉伸作用增强［4］，可交联基团相互接近的概率增大，易于交联剂将聚合物交联起来。

3.3 pH值的影响

在用自来水配制的0.3%LF+0.6%YG103成胶液中，分别加入不同量的HCl调节pH值,测定80℃的成冻时间和成冻强度，结果见图4。

图4 pH值对冻胶成冻时间和成冻强度的影响

从图4可以看出，在酸性条件下是不利于交联反应进行的。在酸性条件下，H+的存在抑制了聚合物分子中羧酸基的水解，从而使得聚合物大分子线团在溶液中的伸展程度降低，分子链卷曲，流体力学体积减小，—CONH2与—CH2OH结合的几率也减小，在宏观上表现为成冻时间的延长；在碱性条件下，则表现为成冻时间的缩短。

3.4 温度的影响

将用自来水配制的0.3%LF+0.6%YG103成胶液分别放在不同的温度下，测定成冻时间和成冻强度，其结果见图5。

从图5可以看出，温度对成胶体系有很大的影响。温度越高，成胶时间就越短。由于温度的升高，分子热运动加剧，活化分子能增加，从而也增加了活化分子反应的几率，使得成冻时间缩短。另一方面，温度的升高，增加了分子间的作用力，交联体系强度增加。在考察的温度条件下形成的冻胶，均具有很好的韧性，无脱水分层现象，稳定性好。

图5 温度对冻胶成冻时间和成冻强度的影响

3.5 剪切速率的影响

成胶液在注入和进入地层的过程中受到剪切作用，黏度会遭到一定的损失。将用自来水配制的0.3% LF+0.6%YG103成胶液，在常温、170 r·s-1的转速下高速剪切不同时间，测定溶液黏度、成胶时间及成胶后的强度，结果见表1。

表1 剪切速率对成冻情况的影响

随着剪切时间的延长，成胶液的黏度降低，表现出一般的高分子溶液剪切变稀效应。由于注入成胶液的速度和成胶液在地下的渗流速度相差很大，成胶液会受到不同程度的剪切作用，使聚合物的部分分子链接断开［5］，破坏了已有的网状结构，形成分子聚集体，使得成冻时间增长，强度减弱。

3.6 封堵性能评价

将用自来水配制0.3%LF+0.6%YG103的成胶液注入岩心中，放置80℃恒温水浴锅中，达到成冻时间，测定封堵后不同岩心的渗透率，结果见表2。在考察的渗透率范围内，冻胶对岩心的封堵率达到98%以上，具有很好的封堵性能。

表2 深部调剖剂对岩心的封堵能力

3.7 注入时机的确定

用自来水配制0.3%LF+0.6%YG103冻胶体系，研究聚合物驱后深部调剖剂的最佳注入时机。试验分为4组，采取渗透率极差5∶1的平行管模型测定。在聚合物驱后的水驱产液中具有不同含水率时，分别向岩心注入0.3 PV的冻胶体系，候凝，转注水驱至98%，测定采收率增值，结果见表3。

表3 不同时机注入调剖剂采收率增值

冻胶注入时机对采收率有很大的影响，在含水率为65.3%时，注入冻胶体系，最终采收率提高了28.55%，高于含水率98%时的采收率。可见，在注入相同量调剖剂时，聚合物驱后越早注入调剖剂，原油采收率也就越高。由于在高含水期实施大量的水驱，在岩心中形成高渗流通道，冻胶控制高渗透孔道的能力变差，从而影响水的波及体积，使得驱油效果变差。

4 结论

1）研究了聚合物驱后适合油藏深部调剖的非离子聚合物/酚醛树脂冻胶体系。该冻胶体系成冻时间和成冻强度可调，具有较强的封堵能力，可以根据油藏条件，选出适合施工要求的最优化配方。

2）非离子聚合物/酚醛树脂冻胶体系抗剪切性强，耐盐、耐温性能好，pH值适用范围广，能够满足具有较高矿化度、较高温度的地层对深部调驱剂的要求。

3）聚合物驱后，调剖时机越早，就越有利于提高采收率。

［1］秦积舜，李爱芬.油层物理学［M］.东营：石油大学出版社，2003：267-274. Qin Jishun，Li Aifen.Reservoirphysics［M］.Dongying：Petroleum University Press，2003：267-274.

［2］Sydansk R D.Delayed in-situ crosslinking of acrylamide polymer for oil recovery application in high temperature formation［P］. US：4844168，1989.

［3］戴彩丽，王业飞，冷强，等.长成冻时间的深部调驱剂研究［J］.西安石油学院学报：自然科学版，2003，18（1）：21-25. Dai Caili，Wang Yefei，Leng Qiang，et al.Studies on profile control oil displacement agent with long gelation time for the formation farfrom wellbore［J］.JournalofXi'an Petroleum Institute：Natural Science Edition，2003，18（1）：21-25.

［4］Gebhard Schramm.A practical approach to rheology and rheometry［M］.Germany：Karlsruhe，1994.

［5］曾显香，徐建玉，郑键,等.交联聚合物驱油技术研究与应用［J］.断块油气田，2003，10（6）：36-38. Zeng Xianxiang，Xu Jianyu，Zheng Jian，et al.Research and application of crosslinked polymer flooding technolog［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2003，10（6）：36-38.

Experimental study on deep thermophilic and halotolerant profile control agents

Yang Wenjun1，2Zhao Guang3Liu Kui4Zhao Hui3Wang Ping3Dai Caili3
(1.Petroleum Engineering Institute of Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.Oil and Gas Production Technology Department of Exploration&Production Company,PetroChina,Beijing 100011,China;3.State Key Laboratory of Heavy Oil Processing,China University of Petroleum,Qingdao 266555,China;4.Shanghai Company,CNOOC, Shanghai 200030,China)

Deep profile control agents which was thermophilic and halotolerant was prepared with nonionic polymers and phenolic resin.The gelling behavior of the deep profile control agents is aslo studied experimentally in this paper.The gelation time is qualitatively determined by the classification of gel strength and the gel strength is quantitatively measured by breakthrough vacuum method,and the contour diagrams of gelation time and gel strength are gained.The effect of polymer and the concentration, temperature,pH value,salinity and shear rate of crosslinking agent on gelling property is evaluated,implementing the performance evaluation of well plugging and inspecting the effect of injection timing on recovery ratio.The results show that the gelation time of crosslinking system is adjustable from 1 to 18 days and that the jellied profile control agents illustrate a high strength,thermophilic and halotolerant,widely applicable pH value,good shear resistance property and plugging capacity.As same amount of profile control agent is injected,the earlier injection timing is,the higher the incremental value of enhanced oil recovery is.

thermophilic and halotolerant;deep profile control;gel;nonionic polymer;injection timing

山东省杰出青年基金项目“提高采收率与采油化学”（JQ201013）资助

TE357.46

：A

1005-8907（2011）02-257-04

2010-07-20；改回日期：2011-01-10。

杨文军，男，1961年生，在读博士研究生，高级工程师，现主要从事油气田采油、采气、注水研究及管理工作。E-mail：wjyang@ petrochina.com.cn。

（编辑 姬美兰）

杨文军，赵光，刘奎，等.耐温耐盐深部调剖体系研究［J］.断块油气田，2011，18（2）：257-260. Yang Wenjun，Zhao Guang，Liu Kui，et al.Experimental study on deep thermophilic and halotolerant profile control agents［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：257-260.