矿化度对AM/AMPS类就地聚合堵剂性能的影响

于洋，蒲万芬，杨再广，丁黎

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500；2.西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室，四川 成都 610500；3.中国石化胜利油田分公司新春采油厂，山东 东营 257000）

矿化度对AM/AMPS类就地聚合堵剂性能的影响

于洋1，2，蒲万芬1，2，杨再广3，丁黎1，2

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500；2.西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室，四川 成都 610500；3.中国石化胜利油田分公司新春采油厂，山东 东营 257000）

就地聚合堵剂由于具备良好的注入性、成胶时间可控及成胶强度大等优点受到了广泛关注，而针对高温高盐油藏的就地聚合堵剂的成胶时间和稳定性还需进一步优化。实验研究了不同矿化度对体系成胶性能的影响，并对比了Na+，Ca2+，Mg2+这3种阳离子的影响程度。结果表明：3种阳离子对胶体稳定性影响由大到小依次为Ca2+，Mg2+，Na+；Na+对成胶时间影响最大，对胶体稳定性影响最小，可使凝胶堵剂保持较长时间不脱水；随着各离子质量浓度的不断增加，胶体稳定性降低。

就地聚合；凝胶；堵剂；高温高盐油藏；离子

0 引言

我国大部分油田已进入水驱中后期阶段［1］，由于强采强注导致地层岩石胶结物减少，使地层出现高渗层和大孔道裂缝，油井含水率急剧上升，水驱效果日益变差［2］。因此，调剖堵水已成为控水稳油，提高油井采收率的重要措施之一。

聚合物类堵剂在调剖领域已被广泛应用，但其在高温情况下极易受金属离子影响，发生金属降解及热降解反应，从而产生脱水现象，失去对目标层的堵水意义［3-5］。赵哲军等［6］研制了一种抗高温聚合物类堵剂，但该堵剂仅在91℃下进行了测试，对高于120℃的凝胶稳定性尚未确定。崔亚等［7］对耐温耐盐聚合物2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）交联体系堵剂进行了研究，发现在120℃、矿化度200 g/L时，AMPS比聚丙烯酰胺具备更好的稳定性。唐孝芬等［8］研制的TP系列堵剂可适应20～120℃的地层温度，并且成胶后具有良好的强度及稳定性。蒲万芬等［9］研制了一种XN-PP体系，可适应130℃的高温油藏，具有很好的耐温性。

由于就地聚合堵剂具有注入性好、封堵强度高、有效期长、施工工艺简单等特点，在油田开发中具有良好的应用前景。本文以丙烯酰胺（AM）、AMPS为反应单体，以水溶性偶氮为引发剂，有机酚醛为交联剂，研究了体系在不同矿化度影响下的成胶性能，确定了地层水中不同阳离子对堵剂的影响程度。

1 实验准备

1.1 实验药品

AM，AMPS（均为聚合物类工业品）；NaCl，CaCl2，MgCl2，NaOH（均为分析纯试剂）；有机酚醛（实验室自制）；水溶性偶氮。

1.2 实验方法

采用不同类型的水配制AM和AMPS母液，用NaOH调节pH值为7；取定量母液加入西林瓶中，依次加入定量引发剂和交联剂，将溶液体积补充至20 mL；采用封口器进行密封处理，振荡均匀，放入120℃恒温箱中，准确记录放入时间，并定期对体系状态进行观察。

1.3 性能评价方法

1.3.1 成胶时间确定

目前实验室通过目测代码法［10］确定成胶时间（见表1），将成胶时间规定为体系由A级原溶液变成C级流动性凝胶的时间，并通过观察凝胶样品的外观和在瓶中流动状态，判断凝胶成胶情况。

1.3.2 稳定性评价

对于脱水凝胶，可定期记录脱水百分比；对于不脱水凝胶，可定期观察其强度变化。

表1 凝胶强度代码及说明

2 实验结果与分析

2.1 试探性实验

模拟地层水：Na+质量浓度为67 390 mg/L，Ca2+为10 280 mg/L，Mg2+为2 400 mg/L，Cl-为12 937 mg/L，总矿化度为209.437 g/L。固定单体AM和AMPS的加量，交联剂FQ加量为0.6%，引发剂质量浓度为200 mg/ L，分别采用清水和模拟地层水配制体系，放置于120℃烘箱内观察体系成胶情况，实验结果见表2。

表2 2种体系在不同时间的成胶情况

实验结果表明：1）在清水配制体系中，仅加入单体AM，体系成胶时间较长；加入单体AMPS后，体系未出现成胶现象。2）采用模拟地层水配制体系时，体系成胶明显，且成胶强度大。

由于AMPS分子链中含有一种强水化集团的磺酸基，磺酸基形成的水化膜对分子链中的双键具有屏蔽作用，使体系中的单体不发生聚合反应。清水配制体系时，由于清水中阳离子过少，不足以屏蔽AMPS中磺酸基对成胶的影响，使体系未出现成胶现象；相反，采用模拟地层水配制时，体系可稳步成胶。因此推断，在模拟地层水中存在某种阳离子，能够屏蔽AMPS中的磺酸基对成胶的影响，对体系成胶具有一定的催化作用。

2.2 不同类型阳离子对体系成胶性能的影响

2.2.1 阳离子

分别将Na+，Mg2+，Ca2+等阳离子加入清水中进行实验。单体AM加量4%，单体AMPS加量1%，引发剂质量浓度200 mg/L，交联剂加量0.6%，放置于120℃恒温箱进行观察，实验结果见表3、图1。

表3 不同类型离子对体系成胶性能的影响

由表3可知，Na+影响下的凝胶稳定性较好，Ca2+和Mg2+影响下的凝胶稳定性相对较差。其主要原因是Na+，Ca2+，Mg2+3种离子的离子半径存在差异。离子半径越小（如Na+），离子吸引水分子的能力越强，水化层越厚，离子水化半径越大，这种高度水化的阳离子，只能吸附在双电层的外层，距离可交联分子表面较远，扩散层相对较厚，位相对较高。在共聚单体加量相同的条件下，离子半径越小的阳离子形成的凝胶更稳定［11］。

另一方面，对于高价阳离子（如Ca2+，Mg2+），携带电荷较多，在静电引力作用下，会被紧密地吸附在双电层中。高价阳离子压缩双电层的作用明显大于低价阳离子［12］，因此相同条件下形成的凝胶更不稳定。

图1 不同阳离子对堵水剂成胶时间的影响

由图1可知，相同质量浓度的3种离子，对体系的成胶时间存在一定影响，离子质量浓度较低时，成胶时间最短的是Ca2+体系，成胶时间最长的为Na+体系；随着离子质量浓度的不断增大，各体系成胶时间均缩短，Ca2+，Mg2+对体系成胶时间影响相对较小，随着Na+质量浓度增大到某值时，体系成胶时间出现了拐点，之后成胶时间急剧缩短，因此可以看出，Na+对体系的成胶影响程度最大。

2.2.2 地层水中离子

分别研究了地层水中Na+，Ca2+，Mg2+的质量浓度对清水体系成胶影响情况。清水配制，阳离子的质量浓度与地层水中相同，单体AM加量4%，单体AMPS加量1%，引发剂质量浓度200 mg/L，交联剂加量0.6%，放置于120℃恒温箱进行观察，实验结果见表4。

表4 模拟地层水离子对体系成胶性能的影响

由表4可知，Na+成胶时间最短，形成的凝胶强度最大，并且胶体稳定性最好。为使堵剂配方具备良好的成胶时间及成胶强度，还需进一步对堵剂配方中NaCl的最佳质量浓度进行研究。

2.3 NaCl质量浓度对凝胶体系的影响

实验发现，NaCl对体系成胶具有良好的促进作用，且形成的凝胶稳定性较好。现采用NaCl溶液模拟不同矿化度的地层水，配制凝胶体系，放置于120℃恒温箱中进行观察，其凝胶的抗盐性能见表5、图2。

表5 NaCl质量浓度对体系成胶性能影响

图2 NaCl质量浓度对堵剂成胶时间的影响

由表5可知，凝胶体系的成胶时间随着矿化度的增大而减少，NaCl质量浓度达170 g/L时，形成的凝胶于30 d后出现脱水现象，凝胶稳定性变差。在如此高的矿化度下，凝胶强度仍可达到Ⅰ级，说明堵剂具有较强的抗盐性能。其主要原因是，引入的—SOH3具有稳定的电荷结构，对外界阳离子进攻不敏感，使酰胺基受到保护，不易水解［13］。

由图2可以看出：当NaCl质量浓度大于70 g/L，体系成胶时间变化不大；当NaCl质量浓度达150 g/L时，凝胶稳定性降低。因此，在保证体系具备恰当的成胶时间及胶体稳定性的基础上，堵剂体系最为适合的NaCl质量浓度应该为70～130 g/L。

3 结论

1）该体系配方对矿化度具有一定依赖性，当体系中含有钠、钙、镁等离子时，体系可成胶，且成胶时间随矿化度的增大而缩短。

2）现场配制水需要具有一定的矿化度。实验发现加入NaCl时，体系能稳步成胶且稳定性较好，因此可考虑在体系中加入NaCl作为催化剂。

3）由于矿化度对凝胶稳定性影响较大，在综合考虑凝胶稳定性及恰当的成胶时间时，可选取最佳矿化度范围，实现深层堵水。

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［7］崔亚，王业飞，何龙，等.AMPS交联体系堵水剂研究［J］.断块油气田，2006，13（2）：71-73.

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（编辑 孙薇）

Effect of salinity on performance of AM/AMPS in-situ polymerization plugging agent

Yu Yang1，2,Pu Wanfen1，2,Yang Zaiguang3,Ding Li1，2
(1.School of Petroleum and Natural Gas Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;3.Xinchun Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China)

In-situ polymerization plugging agent has been widely concerned due to the advantages of good injection property, controllable gelation time and strong gel strength.However,the gelation time and stability of high temperature and high salinity reservoirs need to be further improved.In this paper,the effects of different salinity types on the gelation performance have been researched experimentally and the infuence degree of Na+,Ca2+and Mg2+is compared.The results show that some cations in the formation water,to some extent,play a positive role in promoting the gelation time and gelation strength of system.The order of their effects on system gelation is as follows：Ca2+>Mg2+>Na+.Na+has the greatest effect on the gelation time of plugging agent and has the minimum impact on the stability of colloid,which can keep the gel plugging agent from syneresis for a long time.As the concentration of each ion increases,the stability of colloid decreases.

in-situ polymerization;gel;plugging agent;high temperature and high salinity reservoir;ion

国家科技重大专项课题“碳酸盐岩缝洞型油气藏控水及堵水技术应用”（2008ZX05049-005-007HZ）

TE357.46

：A

10.6056/dkyqt201501022

2014-08-01；改回日期：2014-11-18。

于洋，女，1990年生，在读硕士研究生，2012年毕业于西南石油大学石油工程专业，主要从事油气增产与提高采收率理论及技术研究工作。E-mail：242488347@qq.com。

于洋，蒲万芬，杨再广，等.矿化度对AM/AMPS类就地聚合堵剂性能的影响［J］.断块油气田，2015，22（1）：98-101.

Yu Yang，Pu Wanfen，Yang Zaiguang，et al.Effect of salinity on performance of AM/AMPS in-situ polymerization plugging agent［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：98-101.