高温高盐油藏APP5凝胶体系性能研究

庄天琳，宋考平，王纪伟

（东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室， 黑龙江 大庆 163318）

高温高盐油藏APP5凝胶体系性能研究

庄天琳，宋考平，王纪伟

（东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室， 黑龙江 大庆 163318）

安第斯油田属于典型的高温高盐碎屑岩油藏，在高温（95 ℃）、高盐（71.5 g/L）的条件下，为了提高聚合物耐温耐盐性能，并且考虑到该油田裂缝发育，油层非均质性严重, 采用 APP5/乌洛托品凝胶体系进行实验。通过室内实验对凝胶体系的耐温性、抗盐性、稳定性和封堵能力进行评价，并通过驱油实验，对比单一聚合物与凝胶体系的驱油效果。得出以下结论：凝胶体系具有更好的耐温耐盐能力，封堵效果较好，凝胶体系驱油比单一聚合物驱油采收率高。

高温高盐；聚合物；凝胶；稳定性；采收率

安第斯油田属于典型的高温（95 ℃）高盐（71.5 g/L）碎屑岩油藏[1]，由于长期的水驱，该油田已经进入到高含水期[2]，含水率达到87.5%。在这种长期水流冲刷作用下，在非均质储层中逐渐形成了水流优势通道，引起注水低效循环。为此，通过调研[3-5]，选取了耐温耐盐疏水缔合聚合物APP5与乌洛托品进行凝胶配制，对凝胶体系在模拟油藏高温高盐条件下，进行性能测试，判断其封堵能力与驱油效果。

1 实验部分

1.1 主要材料和仪器

主要材料：根据油田实际情况以及国内外抗温抗盐聚合物的应用[6,7]，选取 APP5疏水缔合聚合物（由四川光亚化工有限公司生产）、交联剂乌洛托品、苯酚和热稳定剂硫脲进行凝胶配制[8,9]。APP5聚合物固含量 89%，水解度 25%，相对分子质量6.0×107。模拟地层油（粘度10.97 mPa·s）经安第斯油田地面脱气原油加入中性煤油配制得到。模拟地层水（矿化度71.5 g/L）配方见表1。驱油用岩心（现场提供）规格f2.5 cm×10 cm，平均气测渗透率985×10-3μm2。清水由大庆油田提供，矿化度798.8 mg/L。

表1 地层水离子配方Table 1 Ion formulation of formation water

主要仪器: 烧杯、WCJ-801型控温磁力搅拌器、KD-Ⅱ型恒温箱、DV-Ⅲ+恒温水浴布氏数显粘度计（美国Brookfield公司）、岩心夹持器（江苏珂地石油仪器有限公司）、真空泵、平流泵、精密压力表真空表、阀门、管线等。

1.2 实验方法

1.2.1 凝胶配制

用清水配制APP5聚合物母液(5 000 mg/L)，将聚合物母液放置于50 ℃的KD-II型恒温箱中熟化6～8 h；用配制好的模拟地层水稀释聚合物母液至浓度2 000 mg/L，在每升聚合物溶液中加入交联剂乌洛托品5 00 mg、苯酚300 mg、热稳定剂硫脲10 mg，将混合液放置在50 ℃搅拌器上搅拌2～3 h，搅拌均匀后放置在95 ℃恒温箱中成胶。

1.2.2 APP5聚合物凝胶性能测试

将配置好的凝胶体系放入DV-III+型粘度仪中，测量在恒温水浴温度为60、65、70、85、90、95 ℃温度条件下凝胶体系的粘度值，根据实验结果数据对凝胶体系的耐温情况进行分析。

将凝胶体系放入DV-III+型粘度仪中，测量不同矿化度下凝胶体系粘度，恒温水浴温度为 95 ℃，根据实验结果数据对凝胶体系耐盐情况进行分析。

将凝胶体系放置于 95 ℃恒温箱中，每隔一定时间测量凝胶体系的粘度值，分析凝胶体系的稳定性。

在驱油过程中，分别计算水驱至含水率87%和凝胶驱+后续水驱至含水 98%时的岩心水测渗透率Ka和Kb，最终计算得到封堵效率η，对比分析驱油结束时和45 d后的封堵性能变化。

1.2.3 驱油实验

APP5/乌洛托品凝胶体系驱油实验步骤[10,11]：利用真空泵将天然岩心抽空2 h，饱和模拟地层水并进行孔隙体积测量；将岩心置于 95 ℃恒温箱中加热12 h后饱和原油，在95 ℃恒温箱中岩心熟化8～10 h；水驱油至出口端含水率达到 87%计算水驱采收率；注入配制好的0.25PV凝胶体系，继续水驱至出口端含水率达98%时，计算APP5凝胶驱采收率。

APP5疏水缔合聚合物驱油实验步骤：利用真空泵将天然岩心抽空2 h，饱和模拟地层水并进行孔隙体积测量；将岩心置于95 ℃恒温箱中加热12 h后饱和原油，在95 ℃恒温箱中岩心熟化8～10 h；水驱油至出口端含水率达到87%计算水驱采收率；注入配制好的APP5聚合物溶液0.25PV，聚合物溶液浓度 2 500 mg/L，继续水驱至出口端含水率达98%时，计算聚驱采收率。实验温度均为：95 ℃。

2 结果与讨论

2.1 凝胶耐温性

不同温度下，凝胶体系粘度变化如图1所示。从图中可以看出：温度对凝胶体系的影响非常大，随着温度的升高，凝胶体系粘度迅速降低，但温度达到 95 ℃时，体系粘度仍能保持较高，粘度值为17 400 mPa·s，因此经分析判断该凝胶体系具有良好的抗温性能。

图1 APP5凝胶体系粘温曲线图Fig.1 Viscosity-temperature curve of APP5 gel system

2.2 凝胶抗盐性

不同矿化度条件下，凝胶体系粘度变化如图 2所示。

图2 APP5凝胶体系粘度与矿化度关系曲线Fig.2 Relationship curve between viscosity and salinity of APP5 gel system

从图中可以看出：矿化度对凝胶体系也有一定的影响，随着矿化度的升高，凝胶体系粘度逐渐降低，但矿化度达到70 g/L时，体系粘度仍能保持较高，粘度值为15 830 mPa·s，因此经分析判断该凝胶体系具有良好的抗盐性能。

2.3 凝胶稳定性

凝胶体系粘度随时间变化如图3所示。从图3中可以看出：经1个月稳定性测试，前13 d体系粘度逐渐增加，随后粘度逐渐降低，但随着时间的延长，体系粘度逐渐平稳，不再有明显的变化，第30 d粘度值为2 015 mPa·s，经观察，体系没有出现明显脱水现象，因此该体系稳定性良好。

2.4 凝胶封堵性能

根据不同实验阶段计算得到的Ka、Kb，得到封堵效率如表2所示。

图3 凝胶体系粘度随时间的变化曲线Fig.3 Change of viscosity with time of gel system

由表2可得出：不同实验阶段计算得到的封堵效率皆在70%以上，45 d后封堵效率有所降低，但仍具有较好的封堵效果。因此，该凝胶体系在高温高盐的条件下，可以起到很好的封堵能力。

2.5 驱油实验-采收率

根据单一APP5聚合物和APP5/乌洛托品凝胶体系驱油实验，分别测得不同驱替阶段下采收率，如表3和表4所示。

表3 APP5聚合物不同驱替阶段下采收率Table 3 Oil recovery of APP5 polymer under different flooding stages

对比表3和表4可知：凝胶驱采收率明显高于单一聚合物驱，并且，采收率增幅高于单一聚驱8.5%，因此综上性能测试，APP5/乌洛托品凝胶体系不仅耐温抗盐，稳定性、封堵性能良好，而且在高含水期时采收率提高幅度较大，可以为油田带来更多的经济效益。

表4 凝胶体系不同驱替阶段下采收率Table 4 Oil recovery of the gel system under different flooding stages

3 结 论

（1）配制的APP5/乌洛托品凝胶体系具有良好的耐温抗盐性能，并且具有良好的稳定性，1个月后未观察到明显的脱水现象。

（2）凝胶体系具有较强的封堵能力，驱油结束时封堵效率可以达到87.54%，45 d后仍具有良好的封堵性能。

（3）凝胶驱比单一聚驱驱油效果更佳，提高采收率幅度高出8.5%，有利于提高油田整体的经济效益。

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Study on Properties of APP5 Gel System in High Temperature and High Salinity Reservoir

ZHUANG Tian-lin，SONG Kao-ping，WANG Ji-wei
（Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery , Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China）

ANDES oilfield belongs to typical high temperature and high salinity clastic rock reservoir. Under theconditions of high temperature (95 ℃) and high salinity (71.5 g/L), in order to improve the ability of anti-hightemperature and high salinity of polymer, and taking into account of the fracture development and heterogeneity inoilfield, the APP5/ urotropin gel system was used in experiments. Through the indoor experiment, the abilities oftemperature resistance, salt resistance, stability and sealing of gel system were evaluated. And flooding effects of singlepolymer and gel system were compared by oil displacement experiment. The results show that, the gel system hasbetter ability of resistance to temperature and salt and salt resistance, plugging performance, and the gel system hashigher oil recovery than single polymer.

High temperature and high salinity; Polymer; Gel; Stability; Oil recovery

TE 357.46；TE 39

A

1671-0460（2015）08-1752-03

东北石油大学研究生创新科研项目“聚驱后二元驱阶段波及规律研究”，项目号：YJSCX2014-018NEPU。

2015-06-22

庄天琳（1990-），女，黑龙江大庆人，东北石油大学油气田开发工程学术硕士研究生，2013年毕业于东北石油大学石油工程专业，从事提高油藏采收率研究工作。E-mail：zhuangtianlinde@163.com。