中高温低渗透油藏深部调剖凝胶体系的制备*

赵建波，周志军，王彦新，郭雨仙，崔星

（1.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；2.大庆油田测试技术服务分公司，黑龙江大庆163453）

科研与开发

中高温低渗透油藏深部调剖凝胶体系的制备*

赵建波1，周志军1，王彦新1，郭雨仙1，崔星

（1.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；2.大庆油田测试技术服务分公司，黑龙江大庆163453）

基于大庆油田中高温低渗透油藏地质开发特点，通过室内实验系统地分析了复合有机铬凝胶体系各个组分对成胶过程的影响情况，优选配方，并对其作出性能评价。研究表明，通过组分含量调整可以实现对凝胶体系的成胶控制，优选凝胶体系均表现出较好的热稳定性、抗剪切性和有效封堵高渗透层的性能。

深部调剖；复合有机铬交联凝胶；组分优化；性能评价

大多数注水开发油藏随着含水率的上升，低效水循环效应增强，采收率逐步降低，水井深部调剖作为高含水油田提高采收率的重要技术，已经在石油生产中得到了广泛应用[1-4]，用于深部调剖的凝胶体系越来越多的受到石油工作者的关注[5，6]。针对大庆油田中高温低渗透油藏的地质开发特点，配制适应性调剖凝胶，并对凝胶体系不同组分含量对其成胶过程的影响进行了系统分析和优化，对优选凝胶体系的调剖性能做出了评价。

1 实验部分

1.1 药品和仪器

聚合物主剂选用HPAM（2500万分子量，固含量91%，水解度23.4%）；交联剂为复合有机铬交联剂溶液（有效成分含量26.6%，实验室自制）；凝胶助剂（实验室自制）。实验用水为经过处理的实际油藏地层采出污水。实验用油为油藏原油经脱水后与一定比例的煤油配制成的模拟油。

磁力搅拌器；布氏粘度计（美国AMETEK集团公司）；电子天平（感量0.01g）；电热恒温干燥箱；HAKKE RS6000旋转流变仪（德国HAAKE公司）；实验岩心为不同渗透率的人造岩心。

1.2 实验方法

根据基础配方：2500万分子量聚合物主剂1000～4000mg·L-1+交联剂0.4%～1.4%+凝胶助剂0.2%～1.0%，配制不同组分含量的凝胶体系，通过各个体系的成胶情况对凝胶调剖体系组分进行优化，并对集中评价优选调剖凝胶体系的调剖性能。实验温度为模拟油层温度80℃。

2 结果及分析

2.1 聚合物浓度对体系成胶性能的影响

在一定的交联剂和凝胶助剂浓度条件下，对比1000～4000mg·L-1的HPAM浓度范围内的凝胶体系成胶情况。实验结果见表1。

表1 不同聚合物浓度下凝胶体系的成胶情况表Tab.1Gelatinization of gel systems at different polymer concentrations

从表1可以看出，聚合物浓度从1000mg·L-1增加到3000mg·L-1时，凝胶强度从31921mPa·s增加到83127mPa·s，再增加聚合物的浓度时凝胶强度增加幅度有所降低，考虑到其初凝粘度较大而在地层中流动性差以及初凝时间较短等因素，不利于深度调剖应用，为了满足对高渗层的有效封堵，考虑到目标油层低渗透率的实际情况，应优选用HPAM聚合物浓度为2000～3000mg·L-1之间。

2.2 交联剂浓度对体系成胶性能的影响

为了定量研究复合有机铬交联剂浓度对凝胶体系的影响情况，以3000mg·L-1的聚合物溶液为母液，配制不同浓度复合有机铬的交联凝胶体系，不同交联剂用量下凝胶体系的成胶情况见图1。

图1 交联剂浓度对初凝粘度和成胶强度的影响Fig.1Effect of crosslinker concentration on initial gelling viscosity and gel strength

由图1可以看出，在聚合物浓度2000mg·L-1条件下交联剂浓度以1%为分界线，在0.6%～1%浓度范围内体系成胶粘度增加明显，初凝粘度较低（2196mPa·s），大于1%后体系的成胶强度增加缓慢，但初凝粘度增加明显。由于交联剂浓度对体系成胶性能的影响与HPAM浓度有很大关系，实验结果表明，2000mg·L-1浓度HPAM聚合物所对应的交联剂最佳浓度为1.2%。

2.3 凝胶助剂浓度对体系成胶性能的影响

以3000mg·L-1的聚合物+1%交联剂溶液的聚交配方配制不同助剂浓度的凝胶体系，对比其成胶情况的不同。实验结果见表2。

表2 凝胶助剂含量与体系成胶情况的关系Tab.2Relationship between the content of gel additives and gelatinization of gel systems

从表2可以看出，随助剂浓度增加，体系初凝时间得到了有效的延长，初凝粘度也随之增大。当凝胶助剂浓度由0.4%增加至1.0%时，初凝时间由43h增加为69h，初凝粘度增长了37%。随着凝胶助剂含量的增加，复合交联体系成胶强度度也随之增大。当助剂浓度超过0.8%时体系强度增加幅度减小。因此认为，虽然凝胶助剂的加入有利于体系的成胶，但并非越多越好，其含量应该控制在0.6%～0.8%范围内。

3 性能评价

采用大庆油田中高温油藏采出水按照优选凝胶体系配方要求在恒温80℃条件下配制凝胶体系（见表3），并对其调剖施工的凝胶性能指标进行评价。

表3 优选凝胶体系配方实验表Tab.3Optimized gel system formulations table

3.1 热稳定性实验

采用表3中优化凝胶体系在模拟地层温度条件下通过定期测定体系的胶凝强度变化，对优选凝胶体系热稳定性做出评价。

图2 80℃下优化凝胶体系强度和时间的变化关系Fig.2Relationship between gel strength of optimized systems and time at 80℃

实验表明，通过组分优化优选的两种凝胶体系热稳定性良好，在恒温80℃环境下3个月内凝胶强度均保持在合理的强度范围内，120d后凝胶体系凝胶体系无明显的脱水现象，强度均在50000mPa·s以上，能达到矿场调剖施工要求。

3.2 抗剪切性能

为了研究复合交联体系抗剪切性能，使用HAKKE流变仪在模拟油藏流速条件下（21s-1剪切速率）下观察体系切应力变化的变化情况。实验结果见图3。

图3 优选凝胶体系剪切应力与剪切时间的关系图Fig.3Relationship between the shear stress and the shear time of the gel systems

从图3中可以看出，在21s-1的恒定剪切速率下编号1体系的稳态值约为5.0，编号2的稳态值约为4.4，其对应的最大切应力分别为5.2Pa和4.7Pa，转子旋转所施加的切应力导致凝胶体系被迫产生快速弹性形变，在这个过程中，剪切应力出现峰值，当凝胶体系的网络结构被强制剪切破坏后，应力逐渐降低（直至平衡值）。结果表明这两种凝胶体系的三维网状结构强度高，具有一定的抗剪切性能。

3.3 封堵率实验

在一定的注入压力下，通过向双管并联岩心中注入优选出的凝胶调剖体系0.6PV，测量两种不同渗透率岩心在注入调剖体系前后渗透率值，计算优选出凝胶调剖体系对双管并联岩心的封堵率。

表4 岩心封堵率实验数据表Tab.4Experimental data on core plugging ratio

实验表明，优选出两种调剖凝胶体系对高渗岩心的封堵率均达到85%以上，对低渗岩心的封堵控制在了5%以内，这除了在实验的过程中控制合理注入压力之外，还得益于这两种凝胶体系的初始粘度较小，优选凝胶体系能有效封堵高渗层，对低渗层的影响不大，实现较好的调剖效果。

4 结论

（1）复合有机铬交联凝胶体系的成胶性能通过组分优化控制可以实现达到成胶粘度可控，初凝时间和成胶时间可调，能够满足中高温低渗透油藏的深部调剖要求。

（2）优选凝胶体系均表现出较好的热稳定性、抗剪切性和有效封堵高渗透层的性能。

（3）优选调剖体系配方为HPAM浓度2000～3000mg·L-1，复合有机铬交联剂浓度1.0%～1.2%，凝胶助剂0.6%～0.8%。

［1］王充.悬浮凝胶颗粒复合调堵剂研究与应用［J］.化学工程师，2017，（1）：61-65．

［2］赵晓非，杨明全，章磊，等.油田深部调剖技术的研究进展［J］.化工科技，2015，（5）：75-79．

［3］纪朝凤，葛红江.调剖堵水材料研究现状与发展趋势［J］.石油钻采工艺，2002，（1）：54-57+85．

［4］李宇乡，唐孝芬，刘双成.我国油田化学堵水调剖剂开发和应用现状［J］.油田化学，1995，（1）：88-94．

［5］戴彩丽，赵娟，姜汉桥，等.延缓交联体系深部调剖性能的影响因素［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2010，（1）：149-152 +159．

［6］ZhaoG，DaiC，ChenA，et al.Experimentalstudyandapplicationofgels formed by nonionic polyacrylamide and phenolic resin for in-depth profile control［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2015，135：552-560．

Research on in-depth profile control gel system for moderate-high temperature and Low-permeability reservoir*

ZHAO Jian-bo1,ZHOU Zhi-jun1,WANG Yan-xin1,GUO Yu-xian1,CUI Xing2
（1.Education Ministry of China for Enhanced Oil and Gas Recovery,Northeast Petroleum University,Daqing 163318，China; 2.Daqing Logging&Testing Services Branch,Daqing 163453,China）

Based on the development behaviors of geological characteristics in moderate-high temperature and low-permeability reservoir of Daqing oilfield,the effects of various components of Composite organic chrome gelation system on the gelation process of deep profile controlling were systematically analyzed by laboratory experiments.Then the formulas were optimized,and their performance were evaluated further.The results show that the desired gelling effect can be achieved by optimizing components of gel system.The optimal gel system showed good performance,such as the good thermal stability,shearing resistance and the effective plugging high permeable strata.

in-depth profile control;composite organic chrome gelation;composition optimization;performance assessing

TE357

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170801

2017-07-01

国家重大科技专项（2016ZX05012-002-006）；黑龙江省自然科学基金（E201333）；提高油气采收率原理与技术创新团队（No.2009td08）

赵建波（1990-），男，河北邢台人，在读硕士研究生，就读于东北石油大学油气田开发工程专业，主要从事油气田开发理论与技术和提高采收率相关研究。

周志军（1966-），男，博士，教授，博士生导师，1990年获大庆石油学院油藏工程专业学士学位，2003年获东北石油大学油气田开发工程专业博士学位，主要从事油气田开发方面的科研和教学工作。