延缓交联弱凝胶调驱剂的研制与性能评价

刘平德 张 松 冯爱丽 秦 杰

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油天然气集团公司采油采气重点实验室 100083；3.大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江大庆 163514）

延缓交联弱凝胶调驱剂的研制与性能评价

刘平德1,2张 松1,2冯爱丽1,2秦 杰3

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油天然气集团公司采油采气重点实验室 100083；3.大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江大庆 163514）

现有交联聚合物凝胶体系成胶时间短，调驱剂不能深入油藏实现深部放置，导致了水驱开发效果较差。考察了在一定温度、热稳定剂作用下，延缓有机复合交联剂NQJ与聚合物的交联反应，形成了适用于大庆萨尔图北部油田油藏的延缓交联弱凝胶体系。该体系地面黏度较低，便于现场注入，且具有较好的延缓交联效果，可实现大剂量深部调驱。研究结果表明：抗盐聚合物、交联剂与热稳定剂的质量分数分别为0.15%～0.25%、0.15%～0.2%与0.015%～0.025%时，形成的凝胶黏度大于5 000 mPa·s，成胶时间3～6 d可调，能够满足现场深部调驱要求。

调驱；弱凝胶；延缓交联；热稳定性；提高采收率

大庆油田采油三厂北二区西部东块二类油层位于大庆长垣萨尔图油田北部纯油区内， 区块含油面积4.4 km2，油层有效厚度14.67 m，平均渗透率0.404 D，油藏温度45 ℃。该区块自1964年投入开发，目前采用五点法井网，井距150 m。目前全区注入井开井81口，采油井开井87口，累积产油54.0×104t，综合含水94.6%。

随着油田开发的不断深入，长期注水造成储层平面、层间、层内三大矛盾加剧，注水低效无效循环日益严重，水驱效率大幅降低。油藏非均质性和不利的油水流度比造成注入水沿高渗透层突进，大大降低了注入水的波及效率［1］。传统的高强度调剖剂延缓交联时间短，不能确保调驱剂进入深部油藏，导致了调驱效果变差。延缓交联弱凝胶调驱剂能够进入油藏深部，迫使水流转向进入低渗透层，进一步挖掘纵向和平面未波及区的剩余油，提高注入水的波及系数和注水采收率［2-5］。

交联聚合物弱凝胶调驱剂是由水溶性聚合物与有机络合金属离子交联剂组成［6-8］，在地层条件下发生交联反应生成冻胶，封堵高渗透层段，迫使注入水发生液流转向，该类调剖体系在现场得到了广泛的应用。但目前现有体系交联时间短，使得该类调剖体系段塞不能有效进入油藏深部，导致水驱采收率降低。基于上述原因，针对大庆采油三厂地层条件，实验考察了一种带有多个官能团的延缓有机交联剂NQJ，该交联剂在一定温度下缓慢释放出交联基团，在一定温度作用下与聚合物发生交联反应，形成具有空间网状结构弱凝胶，克服了以往弱凝胶调驱剂成胶时间短，不能大剂量注入并实现深部放置的缺陷，对改善注入水的波及体积、提高采收率具有重要意义。

1 实验仪器与药品

（1）仪器。DV-Ⅱ型Brook-f i eld旋转黏度计，具塞广口瓶，电子天平，高速搅拌器，恒温干燥箱。

（2）药品。抗盐聚合物、水解聚丙烯酰胺，分子量分别为1 900万、1 800万，水解度分别为20%、18%，工业品，大庆炼化公司生产；有机复合交联剂NQJ、热稳定剂TSA，工业品；大庆模拟盐水，矿化度4 000 mg/L（Ca2+浓 度 56.6 mg/L， Mg2+浓 度 54.5 mg/L，K++Na+浓度 1 045.8 mg/L，浓度2 354.1 mg/L，Cl-浓度 340.8 mg/L，浓度 148.2 mg/L）。

2 延缓交联弱凝胶深部调驱剂的研制

弱凝胶调驱剂是以合适水解度的抗盐聚合物为基础，利用具有延缓交联效果的有机复合交联剂，克服了常规调驱剂成胶时间短、不能实现大剂量注入进行深部调驱的缺陷。

2.1 调驱用聚合物的筛选

聚合物是制备凝胶的重要组成部分，与交联剂反应后形成空间网状结构。利用大庆模拟盐水（4 000 mg/L）配制抗盐聚合物、水解聚丙烯酰胺（HPAM）溶液，考查了两种聚合物对凝胶性能的影响，结果见表1。

由表1可看出，随着聚合物质量分数的提高，体系成胶时间缩短，凝胶黏度增大，与HPAM相比，抗盐聚合物合成的凝胶黏度较大。

表1 不同类型聚合物对弱凝胶性能的影响

2.2 抗盐聚合物质量分数对成胶性能的影响

实验用水为大庆模拟盐水，实验温度为45 ℃，考察了抗盐聚合物质量分数对凝胶性能的影响，结果见表2。

表2 聚合物质量分数对弱凝胶性能的影响

由表2可看出，随着聚合物质量分数的提高，体系成胶时间缩短，凝胶黏度增大较快。鉴于弱凝胶需要进入深部地层，强度太大很难向油层深部推进，起不到深调作用，考虑到多种因素的影响，确定聚合物的质量分数在0.15%～0.25%为宜。

2.3 交联剂质量分数对成胶性能的影响

延缓有机复合交联剂NQJ带有多个官能团，在一定温度下缓慢释放出交联基团，并与抗盐聚合物分子链上的氨基、羧基发生延缓交联反应，形成具有三维网状结构凝胶。考察了延缓交联剂NQJ质量分数对成胶性能的影响，利用大庆模拟盐水配制质量分数为0.2%的抗盐聚合物，热稳定剂质量分数0.015%，采用具有延缓作用的交联剂NQJ与交联剂乙酸铬进行了凝胶性能实验，通过调节其质量分数，进一步考察其对凝胶性能影响，实验结果见图1。

图1 交联剂质量分数与凝胶性能的关系

由图1可看出，随着交联剂质量分数的增加，凝胶黏度增大，成胶时间缩短；NQJ具有明显的延缓交联作用，而乙酸铬成胶时间速度过快，不能实现大剂量注入与深部放置。考虑到现场试验对调驱剂强度和交联时间的要求，确定NQJ交联剂质量分数为0.15%～0.20%，交联时间控制在3～6 d，并根据现场施工中的实际需要调节体系的pH值，这既满足弱凝胶具有一定的强度又具有合适的成胶时间，便于大剂量注入进行深部调驱。

2.4 热稳定剂质量分数对成胶性能的影响

实验用水为大庆模拟盐水，实验温度为45 ℃，考察了热稳定剂质量分数对凝胶性能的影响，结果见表3。

注：聚合物、 NQJ交联剂的质量分数分别为0.2%、0.2%，剪切速率为7.34 s-1。

由表3可看出，随着热稳定剂质量分数的增大，成胶时间缩短，凝胶黏度增大较快，考虑到凝胶黏度、成胶时间等多种因素影响，热稳定剂质量分数控制在0.015%～0.025%为宜。

3 弱凝胶调驱剂性能评价

3.1 弱凝胶调驱剂的抗剪切性

将聚合物与交联剂配制的溶液（聚合物、交联剂、热稳定剂质量分数分别为0.2%、0.2%、0.015%）用1 500 r/min的高速搅拌器剪切5 min，将剪切前后的交联聚合物溶液置于具塞广口瓶中，考察在45 ℃条件下的成胶情况。剪切前凝胶黏度5 300 mPa·s，成胶时间4.5 d；剪切后凝胶黏度4 600 mPa·s，成胶时间5 d。

实验结果表明，高速剪切后，聚合物分子链部分发生断裂，导致形成的弱凝胶黏度降低，但与未经剪切形成的凝胶黏度相比前后变化不大，表明该弱凝胶体剂具有较好的抗剪切性能，可满足现场施工配注的要求。

3.2 弱凝胶调驱剂的注入性

低黏度的调驱剂一般容易泵送，并可优先进入高渗透层带，减少对低渗透层的伤害，因此，调驱剂溶液在注入过程中应保持较低的黏度。

评价一种调驱剂的注入性，主要是考察其在地面温度下的稳定性，即地面配制溶液黏度相对稳定，能够保证在低泵压下注入到地层。调驱剂在25 ℃条件下的黏度变化见表4。

注：聚合物、交联剂、热稳定剂质量分数分别为0.20%、0.15%、0.015%。

从表4可以看出，调驱剂溶液在地面温度下黏度基本稳定，其黏度并不随着放置时间的延长而增幅较大，这样可便于现场配制与大剂量现场注入。

3.3 弱凝胶调驱剂的耐盐性

当弱凝胶调驱剂注入到地层后，会接触到地层中水的无机盐离子，且形成凝胶后在后续注入水的过程中会长期浸泡在盐水中，因此，调驱剂应具有一定的耐盐性能，这样可保证形成的凝胶具有足够大的强度来抵御后续注入水的长期侵蚀，从而保证调驱剂段塞可长期有效封堵中高渗透地层，改善水驱效果。

将配制好的50 mL调驱剂溶液（聚合物、交联剂、热稳定剂质量分数分别为0.20%、0.2%、0.015%）置于具塞广口瓶中，待其成胶后，将凝胶放入到大庆模拟盐水中，定期取样测定凝胶黏度的变化，结果见表5。

0 5 400 15 5 200 30 5 200 60 5 100 90 4 800 180 4 600

从表5可看出，在45 ℃条件下，凝胶在大庆模拟盐水中的黏度随着时间的延长变化不大，表明调驱剂具有较好的耐温耐盐性能，可保证调驱剂在地层中具有长期的封堵效果。

3.4 弱凝胶调驱剂的热稳定性

热稳定性是评价弱凝胶在地层中有效期的一个重要指标。实验考察了60 ℃条件下，利用大庆模拟盐水配制的HPAM与抗盐聚合物形成的凝胶黏度随时间的变化关系，结果见图2。

图2 弱凝胶调驱剂热稳定性

由图2可以看出，随着时间的延长，两种聚合物形成的弱凝胶黏度均下降，在前90 d内二者变化幅度不大，当超过90 d后HPAM形成的凝胶黏度变化较大。这是由于抗盐聚合物在合成过程中引入了抗盐基团，所以形成的凝胶经过3个月的老化后黏度变化不大，表现出较好的热稳定性能。

3.5 弱凝胶调驱剂的封堵性能

将60～120目的石英砂充填到直径2.5 cm、长度60 cm的填砂管中，将弱凝胶调驱剂分别注入两个充填了相同粒径石英砂的岩心管中，将岩心管两端密封，置于45 ℃恒温干燥箱中恒温72 h，使其成胶，而后注水进行驱替实验，记录堵后填砂管渗透率变化情况，以考察弱凝胶封堵效果。聚合物、交联剂、热稳定剂质量分数分别为0.20%、0.15%、0.015%，注入量为6 PV。实验结果见表6。

表6 弱凝胶封堵性能

由表6可看出，水驱后弱凝胶在填砂管岩心中封堵率在85%以上，具有较好的封堵效果。

4 结论

（1）针对大庆油田现场实际需求，完成了延缓交联弱凝胶调驱剂的研制，优选的有机复合交联剂NQJ在一定温度与稳定剂条件下，缓慢释放出交联基团，与聚合物发生延缓交联反应，形成网状结构的弱凝胶。

（2）实验结果表明，聚合物、交联剂与热稳定剂的质量分数分别为0.15%～0.25%与0.15%～ 0.20%、0.015%～0.025%时，弱凝胶成胶时间3～6 d可调，并且有较好的注入性、抗盐性、抗剪切性、热稳定性及封堵性能，可满足现场施工要求。

［1］冈秦麟.高含水期油田改善水驱效果新技术［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［2］朱怀江，刘玉章，绳德强，等.弱凝胶对油水相对渗透率的影响［J］.石油学报，2002，23（3）：69-73.

［3］吴刚，王志强，游靖，等. 高温低渗透砂岩油藏可动凝胶调驱技术［J］.石油钻采工艺，2012，34（6）：97-99.

［4］曲波，战洪浩，鲁印龙，等.锦90块弱凝胶深部调驱配方体系的筛选［J］.精细石油化工进展，2012，13（8）：29-31.

［5］吴秀田，汪宝新，陈龙伟，等.二连油田弱凝胶调驱技术［J］.石油钻采工艺，2006，28（S0）：49-52.

［6］田玉芹，赵林，汪庐山，等.低吸附缓交联调驱体系用多重乳液交联剂［J］.特种油气藏，2011，28（4）：380-384.

［7］SMITH J E. Quantative evaluation of polyacrylamide cross linked gels for use in enhanced oil recovery［C］.Presented at the International ACS Symposium， Anaheim,California. 1986：9-12.

［8］刘庆旺，范振中.弱凝胶调驱技术［M］.北京：石油工业出版社，2003：3-12.

（修改稿收到日期 2013-04-15）

Research of a retarding crosslink weak gel for conformance control and displacement and its performance evaluation

LIU Pingde1,2, ZHANG Song1,2, FENG Aili1,2, QIN Jie3

（1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China; 2. Key Laboratory of Oil&Gas Production,CNPC,Beijing100083,China; 3. No.8Oil Production Plant,Daqing Oilf i eld Co.,Ltd.,Daqing163514,China）

Due to the short gelation time of the present cross-linked polymer gel system, conformance control agent cannot enter into deep reservoir, resulting in poor water fl ooding effect. By the crosslinking reaction between the retarding organic composite crosslinking agent NQJ and salt-resistance polymer under thermal stabilizers and specif i c temperature, the weak gel with space network structure is formed. The weak gel conformance control agent has low surface viscosity, easy injection on-site, and good delayed cross-linking effect, so it can achieve the high-dose injection. The research shows that the mass fraction of salt-resistance polymer, cross-linking agent, and the heat stabilizer are 0.15%-0.25%, 0.15%-0.2%, and 0.015%-0.025% respectively. The viscosity of gel is greater than 5000 mPa·s, and the gelation time is 3～6 days. The weak gel can meet the need of deep reservoir conformance control and oil displacement,and improve the water fl ooding effect of high water cut oil fi eld.

conformance control and oil displacement; weak gel; retarded cross-linking; temperature stability; enhanced oil recovery

刘平德，张松，冯爱丽，等.延缓交联弱凝胶调驱剂的研制与性能评价 ［J］. 石油钻采工艺，2013，35（3）：90-93.

TE357.46

A

1000 – 7393（ 2013 ） 03 – 0090 – 04

国家科技重大专项“高效深部液流转向与调驱和精细分层注采技术”（编号：2011ZX05010-003）部分研究内容。

刘平德，1972年生。1996年毕业于东北石油大学钻井工程专业，现主要从事调剖堵水技术方面的研究，高级工程师。电话：010-83597567。E-mail：lpd@petrochina.com.cn。

〔编辑

朱 伟〕