新型偶氮类高强堵水剂研究进展

王毓才

（中国石油吉林油田分公司 吉林松原 138000）

作为堵水剂，聚丙烯酰胺应用比较普遍，其体系多由聚丙烯酰胺与无机交联剂或有机交联剂组成，优点是成胶时间和成胶强度可调，可满足不同油藏条件的需求，缺点是溶解时间长、注入过程中易受剪切影响。本研究以丙烯酰胺、丙烯酸和偶氮类交联剂为原料，采用地下聚合制备高吸水性树脂的方法，让其在地下聚合后产生封堵作用。该堵水剂在地面易配制、粘度低、易泵入、成胶时间可调，可实现中高温油藏中、高渗透带有效封堵。

1 实验部分

1.1 实验原理

丙烯酰胺和丙烯酸分子中有共轭体系结构，由于羟基吸电子能力强，使C = C键上的电子云密度降低，引发剂2,2-偶氮双（2-脒唑啉丙烷）盐酸盐在60～80℃分解后形成初级自由基，可与丙烯酰胺和丙烯酸分子中的C= C键进行连锁加聚反应，在交联剂亚甲基双丙烯酰胺存在时，上述聚合反应和交联反应可同时进行，生成网状结构的冻胶型聚合物。

1.2 实验药品

丙烯酰胺，丙烯酸，N，N-二甲基双丙烯酰胺，十二烷基苯磺酸钠，2,2-偶氮双（2-脒唑啉丙烷）盐酸盐，上述试剂均为分析纯试剂，清水，模拟地层水（离子组成如表1所示）。

表1 实验用水离子组成（mg/L）

2 实验评价及分析

2.1 新型堵水剂体系的配制

按照设计配方的要求加入一定量的丙烯酸（AA），用氢氧化钠（NaOH）中和丙烯酸至pH值为7.0～8.0，然后加入一定量丙烯酰胺（AM）、交联剂N,N-二甲基双丙烯酰胺（MBA），引发剂2,2-偶氮双(2-脒唑啉丙烷)盐酸盐及相容剂十二烷基苯磺酸钠和一定量的蒸馏水或模拟地层水，置于60～80℃的恒温箱中，测定其成胶时间以及成胶后的粘度。

2.2 新型堵水剂配方体系确定

2.2.1 单体浓度确定

引发剂0.1%、交联剂0.10 %、相容剂0.05%不变，改变单体浓度2.0%～6.0%下新配方体系性能的影响（表2）。随着单体浓度的增加，成胶时间明显缩短，凝胶强度增大，当单体总浓度低于2.0 %时，体系不增粘、不成胶，这主要是由于水溶液聚合反应中单体浓度过低、活性中心减少，导致产物的分子量低、交联度低。考虑到成本因素，单体浓度一般控制在3.0%～4.0%之间。

表2 单体浓度对成胶时间和成胶率的影响（60℃）

2.2.2 交联剂浓度对成胶性能确定

固定单体浓度为4.0%、引发剂浓度为0.1%、0.05%相容剂的条件下，考察交联剂浓度（0.05%～0.4%）对堵水剂性能影响（表3）。随着交联剂浓度的增加，成胶时间略有缩短，但当交联剂浓度大于0.2%成胶率有所下降。这主要是由于交联剂浓度过高将导致交联体系的三维空间网格结构过于紧密，网络空间变小，导致脱水现象的发生。

表3 交联剂浓度对成胶时间和成胶率的影响（60℃）

2.2.3 引发剂浓度对成胶性能确定

单体浓度为4.0%、交联剂为0.1%、相容剂浓度为0.05%的条件下，考察引发剂浓度（0.05%～0.4%）对新型堵水配方体系性能的影响（表4）。随着引发剂浓度的增加，成胶时间逐渐缩短，成胶率有所下降。这主要是由于引发剂用量较少时聚合速度慢，导致聚合不完全；但引发剂用量过大时聚合产品分子量低、副反应增加，导致交联度过大，成胶率也较低。

表4 引发剂浓度对成胶时间和成胶率的影响（60℃）

通过以上不同添加剂的加量对成胶性能的影响分析，最终确定堵水剂的最佳配比：3.5%～4.0%的单体（AM与AA质量比为1:1），0.05 %～0.3 %引发剂V50，0.01 %～0.05 %交联剂MBA，0.05%相容剂。

2.3 新型堵水剂体系性能评价

2.3.1 溶解性实验

按照配方4.0%（AM与AA的质量比为1:1）+0.1%引发剂V50+ 0.10 %交联剂MBA+0.05%相容剂，其中NaOH加入量为AA质量的0.54倍，准确称取新型堵水配方体系中各组分，按照2.1实验方法配制新型堵水剂配方体系溶液，在不同时间取样测定粘度（图1）。经过10min搅拌，溶液的粘度即可达到2.0mPa·s，再延长搅拌时间后黏度基本不变，说明该体系溶液有非常好的溶解性。该体系黏度值低、流动性能近似于水，在堵水作业中可充分进入地层孔隙。

图1 溶解时间对新型堵水配方体系粘度的影响（25℃ ）

2.3.2 强度实验

用清水配置溶液，置于60℃恒温水浴观察成胶时间与黏度的变化关系（图2）。12.0 h后体系黏度明显提高，但在该黏度下注入性仍然很好。24.0h后体系黏度达到2.0×104mPa.s，体系已失去流动性、成为冻胶。不过，在注入过程中，流体和低温液体不断接触，聚合速度和黏度提高幅度较室内实验慢些。

图2 堵水剂成胶时间与黏度的关系

2.3.3 吸水膨胀性实验

用清水配制溶液，使其在60℃温度下成胶。取生成的冻胶放入1000 mL烧杯中，加水使其吸水膨胀（60℃），在不同时间测量吸水膨胀倍数（表5）。冻胶8h吸水膨胀至原体积4.9倍，24h可吸水膨胀至原体积8倍左右，说明在地层孔隙中冻胶吸水膨胀，可扩大封堵体积，提高封堵强度。

表5 膨胀倍数与时间的关系（60℃）

2.3.4 岩心封堵实验

选取不同油藏渗透率，采用40～100 目石英砂充填2.50cm×100cm填砂管模型模拟地层盐水饱和后，用清水测定渗透率，注入1.0PV调剖体系，测定突破压力和封堵率，最后用30PV注入水冲刷，测其岩心封堵效率及渗透率变化（表6）。

表6 岩心封堵性能评价实验

堵水剂对中高渗储层岩心封堵效率大于99.9%，突破压力梯度2 MPa/m以上，初始封堵率与经过30.0PV水冲刷后封堵率相比相差不大，说明该堵水剂不仅有较强的封堵能力，而且有较高的抗冲刷稳定性。

3 结论

（1）该新型堵水剂配方体系可在油藏内16～20min内完成聚合，不受剪切作用影响。通过主剂、交联剂、引发剂等因素评价，最优化的实验配方为：单体浓度为4.0%（AM与AA质量比为1:1）、引发剂V50浓度分别为0.10%、交联剂MBA浓度为0.1%、相容剂浓度为0.05%。

（2）该新型堵水剂配方体系可在地层温度为60～80℃范围内成胶，成胶时间可调，完全成胶后失去流动性，对岩心的封堵效率大于99.9%，而且有较高的抗冲刷稳定性, 可以实现对中高温油藏中、高渗透带的有效封堵。

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