低渗油藏二次交联凝胶与聚合物微球复合调剖体系

秦　山，王　健，倪　聪，吴丰豆，陈　佳，章洋阳（.西南石油大学油气藏及地质开发工程国家重点实验室，成都60500；.中海油田服务股份有限公司，天津00400；.西安长庆化工集团，西安7008）



低渗油藏二次交联凝胶与聚合物微球复合调剖体系

秦山1，王健1，倪聪2，吴丰豆1，陈佳1，章洋阳3
（1.西南石油大学油气藏及地质开发工程国家重点实验室，成都610500；2.中海油田服务股份有限公司，天津300400；3.西安长庆化工集团，西安710018）

摘要：针对吐哈盆地温米油田温八区块含水率上升快，无效、低效水循环严重的问题，研制了一种二次交联凝胶与聚合物微球复合的深部调剖体系。第一交联剂选用有机铬交联剂，第二交联剂选用JQ-1与FJ-1酚类交联剂的复配组合，25℃条件下，5 h后一次交联成胶黏度为374 mPa·s，78℃条件下，10 d后二次交联成胶黏度为17 005 mPa·s.聚合物微球有良好的抗温抗盐和水化时间稳定性，在油藏温度78℃和矿化度40 000 mg/L下膨胀20 d，其粒径膨胀倍率为6.08.得到的二次交联凝胶体系与SD-320聚合物微球进行复合调剖，通过流动实验测算阻力系数在20以上，残余阻力系数在18以上，采收率提高15.52%.该复合调剖体系能有效降低漏失，且能够适应78℃的油藏温度，在温米油田温八区块中有良好的应用前景。

关键词：吐哈盆地；温米油田；二次交联；聚合物微球；低渗油藏；深部调剖

吐哈盆地温米油田温八区块中侏罗统三间房组为低孔低渗油藏，油藏平均温度78℃，平均孔隙度16.4%，平均渗透率51 mD，油藏非均质性严重，局部出现高渗透条带，在注水开发过程中水淹速度快，水驱油波及效率低，稳油控水难度大[1-2]。吐哈油田累计实施化学调剖216次，平均单井增油167～319 t，降水281～1 156 t.由于调整规模小，处理半径一般为10～ 20 m，调剖剂总量小于3 000 m3，随着油田进入中高含水开发期，其适应性降低，效果逐年变差，为适应油田开发需要，对于平面非均质性强的注水井，必须进行大规模深部调剖[3-5]。温米油田温八区块低孔低渗油藏具有大小不一的孔道，使用单一调剖剂很难满足多层次调剖的需求，因此，针对温八区块暴性水淹、注水开发效果差这一问题，研制出了二次交联凝胶与聚合物微球复合而成的调剖体系[6-7]。

采用高黏度的二次交联凝胶，能增强调剖黏附性，二次交联凝胶在地面已经一次成胶，分子团大，在地层条件下二次交联，成胶黏度高，黏附性好；聚合物微球具有注入容易，更易进入地层深部的特点，可以充分发挥封堵中小孔隙、调整剖面矛盾的作用，适用于中低渗油藏的深部调驱[8-9]。采用二次交联凝胶与聚合物微球的复合调剖体系，对于严重非均质油藏，特别是低孔低渗油藏，能减少凝胶对残余油区域的污染，达到改善层内矛盾，防止注入水窜流进入生产井的作用，最终实现控水稳产，提高采收率的目的[10-11]。

1　实验部分

1.1实验仪器及药剂

实验仪器：Brookfield旋转黏度仪；QUANTA450型扫描电子显微镜；CS1013型电热鼓风恒温干燥箱（重庆实验设备厂）；电子天平；S7401-Ⅱ型电动搅拌器；流动实验装置。

实验药剂：聚合物（部分水解聚丙烯酰胺HPAM），分子量为2 200×104，水解度25%；1%有机铬，实验室自制；交联剂JQ-1，实验室自制；交联剂FJ-1，实验室自制；促凝剂CA，热稳定剂ST，分析纯（成都科龙化工试剂厂）；SD-320聚合物微球（亚微米级，东营市石大宇光科技有限责任公司）；实验用水为模拟温米油田温八区块地层水，矿化度37 226.47 mg/L，为CaCl2水型。

1.2实验方法

（1）二次交联凝胶体系配方筛选将聚合物HPAM、有机铬、交联剂JQ-1、交联剂FJ-1、促凝剂CA和热稳定剂ST配制成不同质量浓度，并根据需要进行配比混合成凝胶体系，放置在室温（25℃）和高温（78℃）条件下，候凝，测定其一次交联成胶黏度（5 h后凝胶体系的黏度）和二次交联成胶黏度（10 d后凝胶体系的黏度），并考虑不同因素对凝胶体系成胶性能的影响。

（2）聚合物微球膨胀倍率性能评价聚合物微球的封堵性能与其自身粒径紧密相连，它具有遇水膨胀的性能，微球的膨胀性能一般用粒径膨胀倍率δ表征[12]：

式中δ——粒径膨胀倍率；

R0——聚合物微球初始平均粒径，μm；

R1——聚合物微球水化膨胀后平均粒径，μm.

2　二次交联凝胶体系配方优选

2.1聚合物HPAM质量浓度优选

固定有机铬质量浓度100 mg/L、交联剂JQ-1质量浓度200 mg/L、交联剂FJ-1质量浓度200 mg/L、促凝剂CA质量浓度50 mg/L和热稳定剂ST质量浓度50mg/L，改变聚合物HPAM质量浓度（1000～1800mg/L），测定其一次成胶黏度和二次交联成胶黏度，依次放置在室温（25℃）候凝5 h和高温（78℃）候凝10 d，以此研究聚合物HPAM质量浓度对交联凝胶体系成胶性能的影响，得到合适的聚合物HPAM的质量浓度。

根据前人及以往调驱经验及试验井深、注入速度等因素，考虑在地面常温条件下凝胶一次成胶不宜过快、过强，并能进入到油藏深部，二次交联凝胶应具有一定的强度且可流动，以满足地层温度和矿化度的要求。聚合物溶液一次成胶时间在5 h左右比较适宜，一次成胶黏度维持在300～500 mPa·s，在10 d左右已达到二次交联成胶，成胶黏度为15 000～ 20 000 mPa·s（图1）。从图1可以看出，当聚合物HPAM的质量浓度大于1 400 mg/L时，无论是一次交联成胶黏度还是二次交联成胶黏度，都是缓慢增长，因此聚合物HPAM的质量浓度选定为1 400 mg/L.

图1　聚合物HPAM质量浓度对体系成胶性能的影响

2.2第一交联剂质量浓度优选

实验选有机铬作为第一交联剂，有机铬与聚合物HPAM的配比直接影响初次成胶时间及成胶黏度，实验中通过改变有机铬质量浓度，来研究其对体系成胶性能的影响（图2）。从图2可以看出，当有机铬质量浓度为100 mg/L时，凝胶一次交联成胶黏度合适，二次交联成胶黏度在15 000 mPa·s左右，凝胶稳定性及流动性均较好。因此确定有机铬交联剂质量浓度为100 mg/L.

图2　有机铬质量浓度对体系成胶性能的影响

2.3第二交联剂质量浓度优选

实验第二交联剂由JQ-1及FJ-1两种交联剂组成，交联剂JQ-1及交联剂FJ-1的质量浓度及配比不仅对一次交联有很大的影响，对二次交联体系的形成及强度也同样有很大的影响。

2.3.1交联剂JQ-1质量浓度优选

随着交联剂JQ-1质量浓度的增加，一次交联成胶黏度增加，最终成胶黏度也随之增强。当交联剂JQ-1质量浓度为200 mg/L时，一次交联成胶黏度大于300 mPa·s，二次交联成胶黏度大于15 000 mPa·s左右，达到了设定目标，因此确定交联剂JQ-1的优化质量浓度为200 mg/L（图3）。

图3　交联剂JQ-1质量浓度对体系成胶性能的影响

2.3.2交联剂FJ-1质量浓度优选

随着交联剂FJ-1质量浓度的增加，当其质量浓度达到200 mg/L时，一次交联成胶黏度达到最大值400 mPa·s，二次交联成胶黏度随交联剂FJ-1质量浓度的增加呈连续上升态势（图4），因此，最终确定交联剂FJ-1的优化质量浓度为200 mg/L.

图4　交联剂FJ-1质量浓度对体系成胶性能的影响

2.4促凝剂CA质量浓度优选

当未添加促凝剂CA时，常温下5 h后，凝胶几乎未发生交联反应。随着促凝剂CA质量浓度增加，第一次交联反应速度加快，增黏作用明显（图5）。由图5可以看出，当促凝剂CA的质量浓度大于50 mg/L，增黏作用趋于平缓，促凝剂CA质量浓度为50 mg/L时，一次交联成胶黏度374 mPa·s，可以满足增强交联的要求，5 h后一次交联成胶黏度可达350 mPa·s以上，因此，促凝剂CA优化质量浓度为50 mg/L.

图5　促凝剂CA质量浓度对体系成胶性能的影响

2.5热稳定剂ST质量浓度优选

在对温度高于70℃的油藏条件进行凝胶配方研究时，热稳定剂是必不可少的添加剂，它可以保护凝胶在一个相对较长时间内不破胶，选择合适的热稳定剂质量浓度显得十分重要（图6）。从图6可以看到，当热稳定剂ST质量浓度大于50 mg/L时，5 h成胶黏度较高，10 d后成胶黏度达17 005 mPa·s，可以满足配方的需要，从经济角度考虑，选择热稳定剂ST的质量浓度为50 mg/L.

图6　热稳定剂ST质量浓度对体系成胶性能的影响

3　影响聚合物微球基本性能的因素

针对油藏渗透率较低，考虑使用亚微米级聚合物微球，微球具有在油层孔隙中运移、封堵、改变注入水渗流方向的特点，从而能提高注入水波及体积，可实现从注水井到油井的全过程调剖和驱油，适用于中低渗油藏的深部调驱。

温米油田温八区块油藏的渗透率为11.1～310.0mD，孔隙度为13.7%～20.7%，采用Kozeny公式估算岩石的平均孔隙半径为

由（2）式和（3）式可知，油藏岩石孔隙直径为1.310～8.510 μm，按照颗粒类堵剂“1/3架桥堵塞”原理，要求颗粒粒径为0.537～2.307 μm.因此，选用SD-320聚合物微球，进行电镜扫描，观察其初始粒径，平均粒径为0.785 μm（亚微米级别）。

（1）水化时间选用SD-320聚合物微球，将其用淡水配制成质量浓度为2 000 mg/L的溶液，在78℃油藏温度条件下，水化膨胀不同的天数（10～60 d）实验结果表明，随着水化时间的增加，聚合物微球的高分子链逐渐伸展，表现出体积的膨胀，使膨胀倍率逐渐增大，水化时间在10～20 d时，膨胀倍率增长62.72%，水化20 d后，微球膨胀速度趋于缓和，膨胀倍率为8.54；在60 d时，膨胀倍率达到11.61.

（2）温度将质量浓度为2 000 mg/L的聚合物微球溶液，置于不同温度（50～80℃）水化膨胀20 d，随着温度的升高，微球吸水能力增强，微球的膨胀倍率逐渐增大，在50℃时聚合物微球的膨胀倍率为6.12，当达到78℃时，微球膨胀倍率为8.89，具有较好的耐温性。

（3）矿化度将聚合物微球与不同矿化度的盐水（0，1 000，5 000，10 000，20 000，50 000 mg/L）配制成质量浓度为2 000 mg/L的溶液，在油藏温度（78℃）下水化膨胀20 d，实验结果表明，当使用矿化度为0 mg/L盐水时，聚合物微球在78℃下膨胀20 d后，其膨胀倍率最大为8.54.随着盐水矿化度的升高，水中盐分质量浓度越大，质量浓度差效应导致水分难以进入聚合物微球内部，聚合物微球水化程度减弱，其膨胀倍率逐渐减小，当盐水矿化度为30 000 mg/L时，其减小程度已趋于平缓；当盐水矿化度达到40 000 mg/L时，聚合物微球膨胀倍率仍有6.08，较无矿化度聚合物微球的膨胀倍率仅下降了28.81%，说明其有良好的耐盐性。

4　体系性能评价

4.1复合调剖体系配方及注入性能评价

综合以上二次交联凝胶和聚合物微球优选实验，可以得出温米油田温八区块复合调剖体系的优化配方为：聚合物HPAM质量浓度1 400 mg/L+有机铬质量浓度100 mg/L+交联剂JQ-1质量浓度200 mg/L+交联剂FJ-1质量浓度200 mg/L+促凝剂CA质量浓度50 mg/L+热稳定剂ST质量浓度50 mg/L+SD-320聚合物微球（亚微米级别）。

为了判定复合体系是否具有良好的注入性能，在实验中，采用填砂管对该体系配方进行流动实验。填砂管B-1的长度为50 cm，直径为2.541 cm，水测基质渗透率293 mD；填砂管B-2的长度为50 cm，直径为2.588 cm，水测基质渗透率为652 mD.

实验过程中分别对两根填砂管进行饱和地层水、饱和原油、水驱油至含水率98%，并用凝胶和聚合物微球的复合体系进行注入性能测试，结果如图7所示。

图7　不同渗透率填砂管中复合体系注入过程压力变化

从图7可看出，渗透率较低的填砂管B-1压力上升较快；在驱替过程中两根填砂管压力变化均表现为稳定上升趋势，没出现压力上下大幅度波动的情况。复合体系在注入30 min期间（注入速度0.5 mL/min）压力正常，说明复合体系的注入性能良好。

4.2阻力系数和残余阻力系数

复合体系注入性能良好只能说明其能够用于油藏，在向地层注入过程中不会存在堵塞地层等严重后果。要判断体系配方能否达到预想的对地层进行大孔道封堵、降低水窜的效果，最直接的评价是对调驱过程中的阻力系数和残余阻力系数进行评价（表1，图8）。

表1　调剖剂体系阻力系数与残余阻力系数

图8　复合体系注入后压力变化

从图8可看出，注入调剖剂50 min以后，后续压力的变化中可以看出复合体系能够使地层压力得到明显且稳定地抬升。B-3填砂管后续水驱稳定压力为0.163 MPa左右，计算出的残余阻力系数为20.41；B-4号填砂管后续水驱压力稳定在0.062 MPa左右，计算出的残余阻力系数为18.40.

4.3提高采收率

采用高低不同渗透率的填砂管A-1和A-2进行实验。将两根填砂管并联后用注入水驱替含油岩心至残余油，得到水驱采收率，再按“凝胶+微球”复合体系驱组合顺序（段塞尺寸为0.3 PV+0.3 PV）进行双管岩心流动实验，得到驱出原油体积，计算出水驱采收率，再用注入水后续水驱，测定其提高采收率（表2）。

表2　岩心提高采收率的测定

水驱后采用复合体系调驱，如图9所示采收率提高15.52%，说明水驱后注入复合体系能形成有效封堵，从而改善注入流体的波及体积。由于体系的选择性封堵作用，原高渗填砂管渗透率较高，且含油饱和度较低，复合体系则主要进入高渗通道，使得主要水流通道被优先封堵，渗流阻力增大，后续液流则转向纵向上的中低渗透层，使低渗透填砂管中原油得到有效动用，从而扩大扫油面积，提高驱油效率。

图9　复合体系采收率与注入体积关系

5　结论

（1）优选出二次交联凝胶和聚合物微球复合调剖体系的优化配方为：聚合物HPAM质量浓度1 400 mg/L+有机铬质量浓度100 mg/L+交联剂JQ-1质量浓度200 mg/L+交联剂FJ-1质量浓度200 mg/L+促凝剂CA质量浓度50 mg/L+热稳定剂ST质量浓度50 mg/L+ SD-320聚合物微球（亚微米级别）。常温条件下，5 h后一次交联成胶黏度为374 mPa·s；78℃条件下，10 d后二次交联成胶黏度为17 005 mPa·s.

（2）聚合物微球在油藏温度78℃和矿化度40 000 mg/L条件下膨胀20 d，粒径膨胀倍率仍有6.08，具有良好的抗温抗盐性。

（3）通过岩心流动实验得到复合调剖体系的注入性良好，测算阻力系数在20以上，残余阻力系数在18以上。说明大分子的交联作用一方面降低了体系滤失，另一方面也增强了体系在多孔介质中的滞留作用，降低了其在介质中的流度。

（4）该复合调剖体系符合温米油田温八区块低孔低渗油藏，水驱后提高采收率15.52%，效果显著，具有良好驱油能力。

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（编辑杨新玲）

Composite Profile Control System of Secondary Crosslinking Gels and Polymer Microspheres for Low Permeability Reservoir

QIN Shan1, WANG Jian1, NI Cong2, WU Fengdou1, CHEN Jia1, ZHANG Yangyang3

(1.State Key Laboratoryof Oiland Gas Reservoir Geologyand Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China; 2.China Oilfield Services Limited (COSL), Tianjin 300400, China; 3.Xi’an Changqing Chemical Group, Xi’an, Shaanxi 710018, China)

Abstract:This paper presents a composite deep profile control system of secondary crosslinking gels and polymer microspheres, aiming at the problems of water cut rising fast and ineffective or poor effective water circulation in Wen⁃8 block of Wenmi oilfield in Tuha basin.The organic chrome crosslinking agent is used as the first crosslinking gel, and the JQ⁃1 and FJ⁃1 phenolic composite crosslinking agent is se⁃lected as the second one.At 25℃and after 5 hours, the first crosslinking gel’s viscosity is 374 mPa·s; at 78℃and after 10 d, the second⁃ary crosslinking gel’s viscosity reaches 17 005 mPa·s.The polymer microsphere is characterized by good anti⁃temperature and anti⁃salini⁃ty, and hydration time stability.At reservoir temperature of 78℃and salinity of 40 000 mg/L, after 20 d, the expansion multiplying factor of it is 6.08.Compositing the secondary crosslinking gel system with SD⁃320 microspheres for profile control, the estimated resistance factor by core flow experiment is higher than 20, the residual resistance factor is bigger than 18, and the recovery factor is enhanced by 15.5%.It is concluded that this composite profile control system can not only prevent plugging agent from leaking, effectively, but also can fit the high reservoir temperature of 78℃, being of good application prospect in Wen⁃8 block of Wenmi oilfield.

Keywords:Tuha basin; Wenmi oilfield; secondary crosslinking; polymer microsphere; low permeability reservoir; deep profile control

作者简介：秦山（1992-），女，新疆乌鲁木齐人，硕士研究生，油气田开发，（Tel）15928104551（E-mail）qinshaneor@163.com.

基金项目：国家自然科学基金（51574200）

收稿日期：2015-10-13

修订日期：2015-11-19

文章编号：1001-3873（2016）01-0069-05

DOI：10.7657/XJPG20160113

中图分类号：TE348;TE313.7

文献标识码：A