耐高温高盐水平井堵水剂的研究与应用

2019-02-13蒋建勋陈黎曾品寒刘炼

应用化工 2019年1期

蒋建勋，陈黎，曾品寒，刘炼

(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500)

水平井因穿透油层长、泄油面积大、产量高等优点，使其得到广泛的应用[1]。由于自身结构特殊，地层垂向渗透率的不同和受到注采强度的影响，极易出水，一旦出水，就会水位快速上升，易导致水锥现象[2-4]。水平井的油水层是没有隔层，完井方式主要是割缝筛管或裸眼完井，定点注入堵剂非常困难。所以，水平井堵水很难[5-7]。选择堵剂十分重要，好的堵剂体系可以有效地控水以及堵水[8-10]。但是在开采高温高盐油藏的过程中，情况更加的复杂，对堵剂要求也越高，需要性能更好的堵剂体系[11]。本文报道一种具有良好耐高温抗盐的堵剂，并对其性能及封堵能力进行评价。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

聚丙烯酰胺(PAM，分子量500～1 200万)、丙烯酰胺基-甲基丙磺酸(AMPS)均为工业级；甲醛合次硫酸钠(SHMS)、铁氰化钾、N，N-亚甲基双丙烯酰胺(MBAM)、过硫酸铵(APS)均为分析纯。

101A-1E电热鼓风干燥箱；FW80高速万能粉碎机；HH.SLL-NI2电热恒温水浴；BS423S电子天平；JJ-1电动搅拌器；KDM控温电热套；PHS-25C pH计；真空突破法测量仪，自制。

1.2 堵水剂的制备

在250 mL由蒸馏水配成的丙烯酰胺基-甲基丙磺酸(AMPS)单体溶液中，加入引发剂甲醛合次硫酸钠-过硫酸铵(SHMS-APS)，在N2下反应一段时间得到黏性溶液。通过无水乙醇提纯2～3次，得到复合聚合物，烘干备用。在实验过程中，将复合聚合物与蒸馏水按一定的比例在广口瓶中溶解，加入交联剂亚甲基双丙烯酰胺(MABM)，调节pH，放入烘箱中成胶。

1.3 性能测试

1.3.1 成胶时间的测定按照时间和粘度的曲线，成胶的时间可以由两条直线的外延线的交点得出。将使用布氏粘度计测得的数据直接反馈到电脑上，利用电脑对数据进行分析作出时间与粘度的关系曲线。

1.3.2 成胶强度测量方法采用突破真空度法。利用突破真空度测定仪测得堵剂突破真空度压力。

1.3.3 凝胶堵剂的热稳定性容器中装入配好的样品，密封，放入恒温箱中加热，每隔时间段取样，测其强度和脱水状态。脱水率的测定方式为：把一定质量的堵剂M1称重后放入耐压瓶中，在预设温度的烘箱中持续放置，定时取样观察，并称重其游离水的重量M2，计算脱水率。

脱水率=(M1-M2)/M1×100%

1.3.4 堵剂的封堵性能根据现场的情况，模拟温度55 ℃，交联剂浓度0.08%，矿化度10 000 mg/L，单体浓度8%，pH为7，引发剂浓度0.08%的油藏条件，考察堵剂在此条件下的封堵性能。

2 结果与讨论

2.1 合成条件对堵剂性能的影响

2.1.1 单体浓度对堵剂性能的影响在交联剂浓度0.08%，引发剂浓度0.08%，温度55 ℃，矿化度 10 000 mg/L，pH为7的条件下，考察单体浓度对堵剂成胶强度和成胶时间的影响，结果见图1。

由图1可知，成胶时间随着单体浓度的增长而缩短，成胶强度随其增长而增长。一般来说，聚合物有许多长主链，并且支链多，浓度增多了，参加交联的分子也变多，分子作用力变强，胶体的聚合度变大，体型也变大，当单体浓度<10%时，成胶强度上升较快，当单体浓度>10%时，成胶强度增长较为平缓。综上所述，8%是此堵剂体系中的最佳单体浓度。

图1 单体浓度影响Fig.1 Influence of monomer concentration

2.1.2 交联剂浓度对堵剂体系性能的影响在温度55 ℃，矿化度10 000 mg/L，单体浓度8%，pH为7，引发剂浓度0.08%的条件下，考察交联剂浓度对堵剂的成胶强度和成胶时间的影响，结果见图2。

图2 交联剂浓度的影响Fig.2 Influence of concentration of crosslinker

由图2可知，成胶时间随着交联剂浓度的增长而缩短，成胶强度随其增长而增大。增大交联剂的浓度，促进了分子间交联反应的机会和反应速率，减短了成胶时间，交联密度也增大了，所以成胶强度增大。综上所述，0.08%可以认为是堵剂体系的最佳交联剂浓度。

2.1.3 引发剂浓度对堵剂体系性能的影响以甲醛合次硫酸氢钠-过硫酸铵体系(SHMS-APS)作为引发剂体系。在温度55 ℃，交联剂浓度0.08%，矿化度10 000 mg/L，单体浓度 8%，pH为7的条件下，考察引发剂浓度对堵剂的成胶强度和成胶时间的影响，结果见图3。

由图3可知，成胶时间随着引发剂浓度的增长而缩短，成胶强度随其增长而增长。增大引发剂用量，自由基含量也随之增大，所以分子间的聚合反应速率和转化效率也加快，分子量也增大，体型也变大，所以堵剂的成胶强度也增大，同理，随着反应速度的加快，成胶时间也缩短。综上可知，0.08%为此堵剂体系的最佳引发剂浓度。

图3 引发剂浓度影响Fig.3 Influence of initiator concentration

2.1.4 温度对堵剂体系性能的影响在引发剂浓度0.08%，单体浓度8%，交联剂浓度0.08%，矿化度10 000 mg/L，pH为7的条件下，考察温度对堵剂的成胶强度和成胶时间的影响，结果见图4。

图4 温度的影响Fig.4 Influence of temperature

由图4可知，成胶强度随着温度的增长呈现先增后降的趋势，但是成胶时间缩减。温度的升高，导致交联速率变快，分子间的运动速度较快，分子间的聚合反应速率也快，成胶时间变短；随着温度的持续变化，分子间的自由基的诱导反应期变长，反应速率变慢，致使交联度下降，不容易构成有用的三维空间网状结构，从而凝胶体强度不高。反应温度高对自由基的聚合反应虽然有益，但是温度如果过高，容易引发破胶。综上所述，堵剂体系的最佳成胶温度为55 ℃。

2.1.5 矿化度对堵剂体系性能的影响在引发剂浓度0.08%，单体浓度8%，温度为55 ℃，交联剂浓度0.08%，pH为7的条件下，考察矿化度对堵剂的成胶强度和成胶时间的影响，结果见图5。

由图5可知，随矿化度的增长，成胶强度呈增长的趋势，成胶时间呈下降的趋势，但是下降和增长的幅度都不大，变化比较平缓，即矿化度的影响不明显，而且成胶强度的影响也有限，可知堵剂对地层矿化度适应性较强，表现出很强的耐盐性。

图5 矿化度的影响Fig.5 Influence of salinity

2.2 堵剂体系的封堵性能

2.2.1 突破压力梯度根据突破压力的定义可知，多孔介质的单元体在单位长度下，水驱达到突破的最大压力，可以体现堵剂的封堵能力，其值可由下式计算：

Pm=Pmax/L

式中Pmax——水驱形成突破的最大压力，MPa；

L——试验岩心长度，cm。

2.2.2 封堵率和残余阻力系数把岩心抽真空后饱和水，在预先设定的泵排量下测出岩心的堵前渗透率，再把堵剂向岩心注入后放入温水中，一段时间之后再反向测岩心的堵后渗透率，由以下公式计算封堵率和残存阻力系数，结果见表1。

式中Q——注入流量，cm3/s；

μ——流体粘度，mPa·s；

△P——流动压差，mPa；

A——岩心截面积，cm2；

E——封堵率，%；

FRR——残余阻力系数；

kW0——堵前渗透率，μm2；

kW1——堵后渗透率，μm2。

表1 堵剂封堵性能Table 1 Blocking agent sealing performance table

2.3 堵剂体系的破胶性能

2.3.1 破胶剂浓度的影响在交联剂浓度0.08%，引发剂浓度0.08%，单体浓度8%，温度55 ℃，矿化度10 000 mg/L，pH 为7的条件下，考察破胶剂浓度对堵剂破胶时间的影响，结果见图6。

图6 破胶剂浓度对破胶的影响Fig.6 The influence of the concentration of thegel breaking agent on the gel breaking

由图6可知，随着破胶剂浓度的增加，破胶时间缩短，而且缩短的幅度还是很大的，说明破胶剂浓度对破胶的影响很大。

2.3.2 温度对破胶的影响在180 ℃的烘箱中放入里面有成胶堵剂的密闭钢瓶，恒温18 h后，结果显示，堵剂全数粉碎，而且测得里面堵剂的粘度在15～40 mPa·s之间。实验说明，堵剂在200 ℃情况下，18 h内能够全部解除，同时说明堵剂在注蒸汽条件下，能够迅速破胶而不堵塞地层。

2.4 现场试验

在高2-莲H602井投产返排期结束后，日产油量从0.5 t上升到4.5 t，日产水量从36.3 m3降到了18.1 m3，综合含水从98%下降到75%，直观上起到了良好的效果，目前累积增油达3 512 t。金马油田新海27块新海27-H26井于2013年1月27日实施堵水，2013年2月18日复产，目前累积增油达1 432 t，通过对新海27-H26井前后产液剖面对比，可以发现，出水部位得到了有效控制，堵水效果非常理想。