海上油田深部调驱用冻胶体系强度调控机制及运移特性

何　宏，王业飞*，张　健，徐晓丽，唐恩高，朱玥珺

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100027；3.中海油研究总院，北京100027）

海上油田深部调驱用冻胶体系强度调控机制及运移特性

何宏1，王业飞1*，张健2，3，徐晓丽1，唐恩高2，3，朱玥珺2，3

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100027；3.中海油研究总院，北京100027）

针对海上油田储层非均质性较强、油层厚和井距大等特点，研制了一种适合于深部调驱的强度可控冻胶体系，即在常规有机酚醛冻胶基础上，加入强度调节剂叔丁基过氧化氢，调控冻胶强度。研究了叔丁基过氧化氢对冻胶体系成胶时间和强度的影响，利用扫描电镜分析不同老化时间下冻胶的微观结构和强度变化机理，研究多孔介质中静态成胶后水驱压力随老化时间的变化，分析其在多孔介质中的运移特性。结果表明，强度调节剂对成胶时间影响不大，随着老化时间延长和强度调节剂质量浓度的增加，在强度调节剂和油藏温度作用下，冻胶强度逐渐降低。常规有机酚醛冻胶加入强度调节剂叔丁基过氧化氢，使其老化30 d后，冻胶的三维空间网络结构被破坏程度较高，能够在多孔介质中发生运移。

海上油田冻胶强度调节剂微观结构运移特性

渤海油田属于常规砂岩稠油油藏，具有储层非均质性较强、胶结疏松等特点。随着油田进入中高含水期开发阶段，注入流体的长期冲刷作用，再加上油藏沉积环境及非均质性的影响，层间、平面矛盾越来越突出，注入井和采油井之间形成了优势渗流通道，注入的聚合物溶液在注采井组之间进行低效或无效循环，出现窜流现象，采油井含水率上升加快，严重影响了聚合物驱开发效果。调驱技术作为一项油田改善水驱开发效果、实现油藏稳产的重要技术措施，已经在中外高含水油田得到广泛应用［1-3］。针对海上油田储层非均质性较强、油层厚和井距大等特点［4-6］，以及常规的有机酚醛树脂冻胶深部调驱体系存在用量大、成本高等缺点［7-9］，笔者研究了一种适合于油藏深部调驱的强度可控式冻胶调驱体系，即在常规有机酚醛冻胶基础上加入强度调节剂叔丁基过氧化氢，研究强度调节剂的自发热分解反应和对冻胶成胶时间和强度的影响，分析冻胶体系的强度调控机制；并研究多孔介质中静态成胶后水驱压力随老化时间的变化，分析其在多孔介质中的运移特性。

1　实验部分

1.1实验药剂与仪器

实验药剂主要包括：聚合物FP，固含量为88.46%，相对分子质量为2 200×104，水解度为24.35%；有机酚醛交联剂，由间苯二酚与六亚甲基四胺组成，质量浓度比为1∶4；助剂乙酸，分析纯；强度调节剂叔丁基过氧化氢，化学纯；实验所用有机酚醛冻胶待成胶液配方为2 000mg/L聚合物、1 250 mg/L交联剂和1 250mg/L助剂；实验用水为油田模拟注入水，其矿化度为1 678.83mg/L；Na+和K+质量浓度为489.9mg/L，Ca2+质量浓度为72.14mg/L，Mg2+质量浓度为17.02mg/L，CO32-质量浓度为63.0mg/L，HCO3-质量浓度为414.94 mg/L，SO42-质量浓度为19.18mg/L，Cl-质量浓度为602.65mg/L。

实验仪器包括：UV2802型紫外分光光度计，尤尼柯上海仪器有限公司；METLER TOLEDO电子天平；DY-Ⅲ型多功能物理模拟装置，江苏南通华兴石油仪器；平流泵，北京卫星仪器厂；直径为2.5 cm，长度分别为10和100 cm的填砂管；安瓿瓶；Brookfield DVII型粘度计；JJ-1型搅拌器；恒温水浴锅；冷冻干燥器；扫描电子显微镜。

1.2实验方法

1.2.1强度调节剂质量浓度测定方法

利用紫外分光光度计测定叔丁基过氧化氢溶液质量浓度［10-11］，其原理是在酸性条件下，叔丁基过氧化氢溶液能够将淀粉—碘化镉中的碘离子氧化生成碘，形成蓝色络合物，在一定波长范围内存在吸光度峰值，在吸光度峰值波长处测定其吸光度，在一定质量浓度范围内，吸光度与叔丁基过氧化氢溶液质量浓度之间呈线性关系。

测定步骤为：①取5个50mL容量瓶将其编号为1—5号，利用移液管分别加入1，2，3，4和5mL质量浓度为1 000mg/L的叔丁基过氧化氢溶液；②向5个容量瓶中分别加入1mL浓度为0.5mol/L的标准盐酸溶液，混合摇匀；③再向5个容量瓶中分别加入5mL的淀粉—碘化镉试剂，并用蒸馏水将50mL容量瓶定容到刻度线，将其混合；④显色反应100min后，用UV2802型紫外分光光度计测量5个容量瓶溶液波长为300～1 100 nm的吸光度曲线，观察实验结果发现，波长为580～585 nm时出现吸光度峰值，波长较稳定，最后选用测量波长为582 nm；⑤用UV2802型紫外分光光度计在波长为582 nm时测定5个容量瓶溶液的吸光度，以叔丁基过氧化氢质量浓度为横坐标，以吸光度为纵坐标，绘制标准曲线。

1.2.2成胶时间和冻胶强度确定方法

采用Sydansk的GSC（Gel Strength Codes）目测代码法确定冻胶成胶时间和突破压力梯度表征冻胶强度［12］。以冻胶强度达到F级的时间为成胶时间。利用长度为10 cm的填砂管模拟油藏多孔介质，测定冻胶在多孔介质中的强度。冻胶突破压力梯度测定方法［13］为：①利用80～120目的石英砂填制渗透率为2μm2的填砂管；②填砂管饱和水，计算孔隙体积，测定渗透率；③利用平流泵以1mL/min的速度注入2倍孔隙体积的聚合物冻胶待成胶液，在模拟油藏温度57℃的恒温水浴中放置待其成冻；④体系成胶后以1mL/min的速度水驱，当填砂管出口端流下第1滴液体且以后不断有液体流出，此时填砂管进口端压力表的读数为冻胶的突破压力，冻胶的突破压力梯度即为冻胶的突破压力与填砂管长度的比值。

1.2.3聚合物冻胶的微观形态结构表征方法

利用扫描电镜分析不同老化时间条件下的冻胶微观形态结构［14-17］。扫描电镜实验中首先用导电胶将干净的毛玻璃片固定在冷冻台上，然后滴入少量的聚合物冻胶；灌注液氮抽真空将样品中的水分子升华除去，得到干样；将制得的干样置于一定真空度的高压电场中，高压电场使空气电离，然后在干样表面镀上一层可以导电的金属膜，喷金分2次进行，每次30 s；将样品从冷冻室中取出直接移入S-4800冷场发射扫描电镜，对其进行观察并进行结构分析。

2　实验结果分析

2.1强度调节剂质量浓度随老化时间的变化关系

将不同质量浓度的叔丁基过氧化氢溶液注入到安瓿瓶中，放置在温度为57℃的恒温水浴中，在不同老化时间后取出，并测定叔丁基过氧化氢溶液质量浓度（图1）。由图1可知，随着老化时间的延长，叔丁基过氧化氢溶液的质量浓度逐渐降低，在油藏温度下，叔丁基过氧化氢溶液的自发热分解反应为一级反应，叔丁基过氧化氢溶液质量浓度与老化时间之间具有良好的指数衰减关系，叔丁基过氧化氢溶液的半衰期与其初始质量浓度无关。

图1　不同老化时间条件下叔丁基过氧化氢溶液的质量浓度（57℃）Fig.1　The concentration of tert-butylhydroperoxide atdifferentaging times（57℃）

2.2强度调节剂质量浓度对成胶时间和强度的影响

叔丁基过氧化氢溶液质量浓度对成胶时间的影响在油藏温度下，研究叔丁基过氧化氢溶液质量浓度对体系成胶时间的影响（图2）。由图2可知，随着叔丁基过氧化氢溶液质量浓度的升高，体系的成胶时间变化不大，这是因为在一定温度条件下，叔丁基过氧化氢溶液自发分解释放自由基，对体系成胶时间的影响较小。

图2　叔丁基过氧化氢溶液质量浓度对成胶时间的影响Fig.2　The effectof the tert-butylhydroperoxide concentration on gelation time

冻胶强度随老化时间和强度调节剂质量浓度变化规律在渗透率为2μm2的填砂管中分别注入2倍孔隙体积的不同强度调节剂质量浓度的聚合物溶液，等待其成胶液浓度体系时，再放置在油藏温度下静态成胶，每隔一段时间取出并测定其突破压力梯度（图3）。在强度调节剂和油藏温度作用下，随着老化时间的延长和强度调节剂质量浓度的增加，强度可控式冻胶调驱体系强度逐渐降低。因此，冻胶调驱体系进入地层后，当冻胶调驱体系的突破压力梯度与地层某一位置处压力梯度相等时，冻胶调驱体系就停留在该位置使后续液流转向；当冻胶调驱体系在强度调节剂和油藏温度作用下，冻胶强度降低，在后续水驱作用下，向地层深部运移，再次停留在与其突破压力梯度相等的位置，实现更深部地层的液流转向作用。

图3　不同老化时间和叔丁基过氧化氢溶液质量浓度下冻胶的突破压力梯度Fig.3　The breakthrough pressure gradientofgelatdifferent aging timesand various concentrationsof the tert-butylhydroperoxide

2.3冻胶微观结构

利用扫描电镜研究有机酚醛冻胶和强度可控冻胶微观结构随老化时间的变化，分析叔丁基过氧化氢对冻胶微观结构的影响。由图4可知，加入与未加入强度调节剂，冻胶初始结构均为致密网络结构，而老化30 d后，加入强度调节剂的冻胶三维空间网络结构被破坏程度较高，导致冻胶强度降低。

图4　在不同老化时间加入与未加入强度调节剂的冻胶微观结构Fig.4　Themicriostructure ofgelwith and withoutgelstrength modifieratdifferentaging times

2.4多孔介质中静态成胶后运移特性

利用多孔测压岩心流动装置研究冻胶加入强度调节剂后的运移特性。多孔测压填砂管的直径为2.5 cm，长度为100 cm，测压点1和2与注入端的距离分别为30和70 cm。多孔测压填砂管水测渗透率为2μm2，在其中以1mL/min的速度注入0.3倍孔隙体积的强度调节剂制成胶液，油藏温度条件下，恒温72 h后静置成胶后，测定填砂管不同位置处（注入端、测压点1和测压点2）压力随老化时间的变化（图5），分析其在多孔介质中的运移特性。

图5　强度可控式冻胶调驱体系在多孔介质中的运移特性Fig.5　The transportpropertiesofpolymergelwith controllable strength in porousmedia

强度可控式冻胶调驱体系静态成胶老化3 d后，注入端压力升高，测压点1和2的压力基本不变，表明该体系不发生运移；当体系静态成胶老化30 d后，注入端压力略有降低，测压点1和2压力升高，表明该体系在多孔介质中发生了运移。

3　结论

在常规的有机酚醛冻胶基础上，加入强度调节剂叔丁基过氧化氢，进行调控冻胶强度。在油藏温度条件下，随着叔丁基过氧化氢溶液质量浓度的升高，体系的成胶时间变化不大，表明叔丁基过氧化氢溶液对体系成胶时间的影响较小。随着老化时间的延长和叔丁基过氧化氢溶液质量浓度的增加，在强度调节剂和油藏温度作用下，叔丁基过氧化氢溶液自发分解释放自由基，强度可控式冻胶调驱体系强度逐渐降低，起到调控冻胶强度作用。扫描电镜分析不同老化时间冻胶微观结构可知，冻胶调驱体系老化30 d后，强度可控式冻胶的三维空间网络结构破坏程度较高。当强度可控式冻胶调驱体系静态成胶老化30 d后，注入端压力略有降低，测压点1和2压力升高，表明该体系在多孔介质中发生了运移。强度可控式冻胶调驱体系区别于常规的有机酚醛冻胶调驱体系，其能够在油藏温度和强度调节剂作用下，调控冻胶强度，在孔介质中逐级运移，实现深部调驱作用。

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编辑王星

Strength controlmechanism and transport propertiesof polymer gel for deep profile controland oil disp lacement in offshoreoilfield

He Hong1，Wang Yefei1，Zhang Jian2，3，Xu Xiaoli1，Tang Engao2，3，Zhu Yuejun2，3

（1.SchoolofPetroleum Engineering，China University ofPetroleum（EastChina），Qingdao City，Shandong Province，266580，China；2.State Key Laboratory ofOffshoreOil Exploitation，Beijing City，100027，China；3.CNOOCResearch Institute，Beijing City，100027，China）

In view ofstrong reservoir heterogeneity，thick oil layers and largewellspacing in the offshore oilfield，a polymer gelwith controllable gelstrength for deep profile controland oildisplacementwas developed.Gelstrengthmodifier tert-butyl hydroperoxide（TBHP）was added into common organic phenolic resin gel to adjust the gel strength.The effects of the tert-butylhydroperoxide（TBHP）on gelation time and gel strengthwere studied.Themicrostructuresof the novelgelatdifferent aging timeswere observed by scanning electron microscopy（SEM）to analyze the gel strength changemechanism. The transportproperties of the novelgel in porousmediawere evaluated bymonitoring the pressure distribution duringwater flooding after gelation in porousmedia at differentaging times.Results show that the effectof gel strengthmodifier on gelation time is notobvious.As the aging time and gel strengthmodifier concentration increase，the gel strength decreases gradually under reservoir temperature and the gel strengthmodifier.Compared with the conventionalgel，the network structureof thenovelgel isdestroyedmore seriously and itcanmigrate in porousmediaafteraging for 30 d.

offshoreoilfield；polymergel；strengthmodifier；microstructure；transportproperties

TE357.43

A

1009-9603（2015）02-0098-05

2015-01-12。

何宏（1986—），男，江西抚州人，在读博士研究生，从事油田化学及提高采收率研究。联系电话：15954083096，E-mail：he hong1103@163.com。

王业飞（1968—），男，湖北天门人，教授，博导，从事油田化学及提高采收率研究。联系电话：15953230699，E-mail：wangyf@up c.edu.cn。

国家科技重大专项“海上稠油化学驱油技术”（2011ZX05024-004），长江学者和创新团队发展计划资助（IRT1294）。