中温堵水剂DQ－4的研制及应用

2013-12-23王玉功任雁鹏唐冬珠荆建春何志英

石油化工高等学校学报 2013年1期

王玉功，任雁鹏，李勇，唐冬珠，荆建春，何志英

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；2.川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安710018；3.长庆油田第二采油厂工艺研究所，甘肃庆阳745100）

长庆油田储层属于典型的低渗透储层，需要超前注水和压裂投产进行开发，随着长庆油田老井的开采，裂缝性水淹井逐步增多，这些井严重影响了油田的正常生产管理，是油田稳产面临的主要问题之一。其中开发的很多区块（例如马岭油田）井深已经接近3 000 m，油层温度达到85 ℃以上，此类水淹井的治理成为制约低渗透储层堵水技术推广的瓶颈。因此，裂缝性水淹油井堵水技术研究成为该类油井挖潜的主要攻关方向之一，研发耐温耐盐的中温堵水剂成为主要任务。本文以耐温耐盐的多元共聚物为主剂，配以交联剂和稳定剂，制得了耐温耐盐凝胶型堵水剂DQ－4，其各项性能指标均达到了现场应用的要求。

1 实验部分

1.1 试剂及材料

中高温稠化剂：粘均相对分子质量（8 0 0～1 000）万，水解度10%～25%（质量分数），北京恒聚公司生产；交联剂：实验室自制，质量分数25%；稳定剂：实验室自制，质量分数5%。人造岩心：海安石油科技公司提供，并提供气测渗透率数据。

1.2 实验仪器

RS6000型流变仪，德国哈克公司；ACFDS－800－10000型岩心流动实验系统，美国劳雷公司；JJ500型电子天平（0～500g，0.01g），美国双杰兄弟有限公司；烘箱、水浴锅、玻璃棒、滴管、量筒、混调器、烧杯、耐温瓶。

1.3 中温堵水剂DQ－4的配制

量取一定量的配液用水，搅拌下缓慢加入中高温稠化剂，继续搅拌溶解至均匀溶液，然后依次加入稳定剂，交联剂（现场注入时加入），混合均匀即可。

1.4 成胶时间和成胶强度的测定

成胶时间：采用目测代码法，按Sydansk的凝胶相对强度代码系统（GSC），评价凝胶的成胶时间。成胶时间为从堵水剂溶液放入恒温水浴到形成D级凝胶所需的时间［2］。

成胶强度：按照石油天然气行业标准SY／T6296—1997《采油用聚合物冻胶强度的测定—流变参数法》中的方法用RS6000流变仪测量DQ－4的储能模量（G′）表征其成胶强度［5］。测量系统：带齿平板系统；尺寸：直径30mm；实验温度：20℃，实验压力：常压。

2 结果与讨论

2.1 配方优选

2.1.1 主剂用量的确定在满足堵水工艺对凝胶强度要求的前提下，应尽可减少主剂加量，以使经济效益最大化。固定交联剂质量分数0.2%，稳定剂质量分数0.1%，烘箱温度90 ℃，改变主剂的加入量，考察主剂质量分数对成胶时间和强度的影响，实验结果如表1所示。

由表1可知，随着主剂用量的增加，DQ－4的初始黏度增大。主剂的质量分数大于0.6%后，成胶后凝胶的储能模量均大于1Pa，为中等强度凝胶。主剂质量分数在0.6%～0.9%，初始黏度低，成胶后凝胶强度优良，均已达到现场施工要求，所以选取主剂质量分数为0.6%。

2.1.2 交联剂用量的优化固定主剂质量分数0.6%，稳定剂质量分数0.1%，烘箱温度90 ℃，改变交联剂的加量，考察交联剂质量分数对成胶时间和强度的影响，实验结果如表2所示。

表1 不同主剂用量对成胶性能的影响Table 1 Primary agent concentration on gelling influence

表2 不同交联剂用量对成胶性能的影响Table 2 Crosslinking agent concentration on gelling influence

由表2可知，凝胶的强度随着交联剂用量的增加而增大。当交联剂质量分数大于0.1%时，凝胶的储能模量均大于1Pa，为中等强度凝胶，具有很好的强度性能。但考虑交联剂现场注入时被地层吸附等损失因素，最终选取交联剂质量分数为0.2%。2.1.3 稳定剂用量的优化 DQ－4 堵剂在不加稳定剂情况下，成胶时间很快（30 min以内），不能满足现场注入的要求，必须添加延缓稳定剂。固定主剂质量分数0.6%，交联剂质量分数0.2%，烘箱温度90 ℃，改变稳定剂的加入量，考察稳定剂质量分数对成胶时间和强度的影响，实验结果如表3所示。

表3 不同稳定剂用量对成胶性能的影响Table 3 Additive agent concentration on gelling influence

由表3可知，随着稳定剂用量的增加，DQ－4的初始黏度逐渐减小，这可能是稳定剂使主剂分子链卷曲所致。稳定剂的质量分数小于0.1%时，DQ－4成胶时间均小于1h，不能满足现场注入要求，当稳定剂的质量分数大于0.1%时，成胶后凝胶的储能模量小于1Pa，为弱凝胶，强度偏低。所以选取稳定剂的质量分数为0.1%。

综上所述，经过大量的室内配方优化实验，确定中温堵水剂DQ－4的基本配方（质量分数）为：0.6%主剂＋0.2%交联剂＋0.1%稳定剂。

2.2 性能评价

2.2.1 温度对DQ－4成胶性能的影响选用基本配方配制DQ－4堵剂，模拟地层温度50～90 ℃，考察温度对成胶性能的影响以及长期热稳定性，结果如表4所示。

由表4可知，随着温度的升高，反应速度加快，DQ－4凝胶体的黏弹性和强度增大。50～90 ℃下，DQ－4的最终储能模量均大于1Pa，均形成中等强度凝胶，30d脱水率没有明显变化，说明DQ－4堵剂耐温性良好，可满足90 ℃以内的储层改造要求。2.2.2 矿化度对DQ－4成胶性能的影响选用上述基本配方用不同矿化度的模拟盐水配制DQ－4体系，然后放入90 ℃恒温烘箱中成胶，考察矿化度对成胶性能的影响，结果如表5所示。

表4 温度对DQ－4成胶性能的影响Table 4 Temperature on gelling influence

表5 矿化度对DQ－4成胶性能的影响Table 5 Different salinity on gelling influence

由表5可知，用模拟盐水配制堵水剂时，矿化度越高，成胶时间越快，但最终形成的凝胶储能模量均能达到1Pa以上，且强度良好。另外，除标准盐水外，其他模拟水配制的堵剂30d脱水率都在10%以内，说明DQ－4堵剂耐温耐盐性良好。

2.2.3 DQ－4的岩心封堵性能选取长度、直径和渗透率大致相同的4 块人造岩心，用ACFDS－800－10000型岩心流动实验系统测定岩心的水相或油相渗透率，然后挤注1PV 的DQ－4堵剂，90 ℃下模拟关井侯凝24h。然后挤注水相或油相驱替液，测定突破压力和堵后岩心的渗透率，其中水相为长庆油田洛河层地层水（矿化度4 320mg／L），油相为工业煤油，结果如表6所示。

表6 岩心封堵实验Table 6 Experimental results of core blocking

由表6可知，DQ－4堵剂成胶后对水相的封堵能力很强，封堵率达到98%以上，突破压力梯度大于15 MPa／m；而对油相的封堵能力很弱，封堵率小于50%，突破压力梯度低于5 MPa／m。因此，该堵剂具有较好的选择性封堵能力。

3 现场应用

2010－2011年，在长庆油田现场试验11口井，措施有效率72.7%，累计增油2 023.38t，初步实现了对水淹油井的降水增产和注采井网的综合治理，取得了较好的经济效益，堵水现场试验统计结果见表7。

由表7可知，堵水前后日增油大于0.5t／d的有6口井，增产效果明显；日增油在0～0.2t／d的5口井，效果有待进一步提高；总体累计增油2 023.38t，增产效果明显。

4 结论

（1）通过室内实验研究，本着经济实用的原则，优化了主剂、交联剂和延缓稳定剂的最佳使用量，确定了耐温耐盐堵水剂DQ－4 的基本配方（质量分数）：0.6%主剂＋0.2%交联剂＋0.1%稳定剂。

（2）对研制的堵水剂DQ－4进行了较为完整的性能评价。50～90 ℃下，DQ－4的最终储能模量均大于1Pa，30d脱水率没有明显变化，说明DQ－4堵剂耐温性良好；矿化度越高，成胶时间越快，但最终形成的凝胶储能模量均能达到1Pa以上，且挑挂性良好，除标准盐水外，其他模拟水配制的堵剂30d脱水率都在10%以内，说明DQ－4堵剂耐盐性良好；DQ－4堵剂成胶后对水相封堵率达到98%以上，突破压力梯度大于15 MPa／m，而对油相封堵率小于50%，突破压力梯度低于5 MPa／m。

（3）现场试验11口井，措施有效率72.7%，累计增油2 023.38t，取得了较好的经济效益。