渤海油田在线调剖乳液聚合物凝胶体系的研究与应用

2018-08-15黄小凤孟科全

精细石油化工进展 2018年3期

黄小凤，黄照，孟科全

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457

目前，渤海油田部分主力油田含水80%以上，平均采出程度仅10.86%，整体进入中高含水期。调剖技术能有效调控各层吸水剖面和产液剖面[1-2]，达到延迟油层水淹速度和控制油井含水上升速度的目的，在海上油田得到广泛应用。近几年，在线调剖技术在海上油田逐渐推广应用，较常规调剖措施相比，在线调剖具有设备少，占用平台空间小，不影响其他作业安排，可在平台上实现多口井同时施工，且具有操作简单，设备成本及人工成本低等特点[3-5]。针对在线调剖设备及注入工艺，研制出溶解快、注入黏度低、强度可控、性能稳定的凝胶体系，并进行现场应用。

1 实验

1.1 原料与仪器

AW-2乳液聚合物，有效含量30%，自制；BHJL-3酚醛树脂交联剂，有效含量20%，自制；KY-6聚丙烯酰胺，相对分子质量1.2×107，固含量≥88%，北京恒聚化工集团有限责任公司；渤海Q油田C平台注入水，水质分析数据见表1。注入水总矿化度为2 897.00 mg/L。

表1 渤海Q油田C平台注入水性质 mg/L

DV2THA黏度计，美国Brookfield公司；封堵实验仪，海安县石油仪器有限公司；UN260电热恒温干燥箱，德国MEMMERT公司。

1.2 BHTP-3凝胶体系配方优化

BHTP-3凝胶体系由AW-2乳液聚合物和BHJL-3酚醛树脂交联剂组成，用现场注入水配制不同质量分数的交联聚合物溶液，在60 ℃下，观察其成胶时间，用黏度计测量凝胶成胶后黏度表征成胶强度，根据成胶时间及强度，选择适宜的凝胶体系配方。

1.3 入井液黏度评价实验

聚合物溶液黏度越低，越有利于在线调剖的现场注入。在不同的温度环境下，用现场注入水配制质量分数2%的AW-2乳液聚合物溶液，溶解后测定溶液黏度，并与海上油田调剖常用的2% KY-6干粉聚丙烯酰胺溶液进行对比。

1.4 凝胶耐温性实验

用现场注入水配制BHTP-3凝胶成胶后，在不同温度下放置180 d，测定放置前后黏度，计算黏度保留率，并与KY-6干粉聚丙烯酰胺凝胶体系进行对比，评价凝胶体系的热稳定性。

1.5 凝胶抗盐性实验

采用不同矿化度(5 000～30 000 mg/L)模拟水配制交联聚合物溶液，观察凝胶成胶情况，在60 ℃条件下放置180 d，测定放置前后黏度，计算黏度保留率，并与KY-6干粉聚丙烯酰胺凝胶体系进行对比，评价凝胶体系的抗盐性能。

1.6 凝胶封堵性实验

利用封堵试验仪的一维岩心模型，在60 ℃下，利用现场注入水配制交联聚合物溶液，向岩心模型中注入1 PV，注入速度为1 mL/min。通过计算注入前后的水相渗透率，评价凝胶体系封堵性能。

2 结果与讨论

2.1 凝胶体系配方的确定

BHTP-3凝胶体系成胶实验结果见图1和图2。在目标油田油藏条件下，凝胶体系成胶时间2～5 d可调，成胶强度在(2～10)×104mPa·s可控，适宜的体系配方为(0.8%～1.5%)AW-2+(0.2%～0.5%)BHJL-3。

图1 BHTP-3体系成胶时间等值图

图2 BHTP-3体系成胶强度等值图

2.2 入井液黏度

不同温度下，测定乳液聚合物AW-2、KY-6干粉聚丙烯酰胺溶液黏度，结果见图3。随着温度升高，乳液聚合物溶解后黏度降低，且远低于常规KY-6干粉聚合物溶液黏度，适宜海上油田在线调剖的现场注入。

图3 乳液聚合物AW-2及KY-6干粉聚合物黏温曲线

2.3 耐温抗盐性能

考察BHTP-3凝胶的耐温抗盐性能，结果见图4和图5。实验范围内，温度对BHTP-3凝胶体系性影响不大，90 ℃下放置180 d，凝胶浓度保留率在95%以上。矿化度对凝胶性能有一定影响，随着矿化度增大，凝胶黏保留率降低，在30 000 mg/L下黏度保留率为85.9%。总体来说，BHTP-3凝胶耐温抗盐性不低于常规干粉聚合物凝胶。

图4 凝胶耐温性能

图5 凝胶抗盐性能

2.4 封堵性能

在一维岩心模型中注入BHTP-3凝胶，岩心水相渗透率由225.0×10-3μm2降至2.9×10-3μm2，封堵率为98.7%，与KY-6干粉聚合物凝胶98.8%的封堵性能相当。不同体系注入压力随注入量变化曲线见图6。在注入过程中，由于BHTP-3凝胶所用的乳液聚合物溶液黏度极低，使其注入压力远低于KY-6干粉聚合物的，而成胶后封堵性能2种体系一致，可见BHTP-3凝胶具有“易注入，强封堵”的特性。