耐温抗盐悬浮隔板凝胶堵剂研究

左佳奇 关灿华 朱冬

摘      要： 传统溶洞型油藏可固化颗粒注入性较差，密度选择性差，同时无机颗粒堵剂刚性大、变形能力弱、通过能力差，树脂类堵剂无选择性封堵作用等一系列问题，使得塔河油田堵水效果不佳。针对塔河油田堵水现状，通过系统考察凝胶体系成胶强度和脱水率来筛选合成了一种耐温抗盐性复合凝胶体系，通过耐温抗盐性机理分析等方法对样品进行评价，得到最佳配方：0.8%AM/AMPS+0.04%酚类交联剂+0.04%醛类交联剂+0.04%多酚+0.3%硫脲+0.1%POP+0.5%轻质纤维BX。结果表明，此凝胶体系具有良好的耐温抗盐性、热稳定性和悬浮稳定性，在130 ℃时，30 d脱水率低于10%，凝胶成胶时间大于8 h，可耐矿化度达到223 000 mg/L。

关  键  词：塔河油田;溶洞型油藏;堵剂;耐温;抗盐

中图分类号：TE 358+.3       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）03-0449-04

Abstract： The traditional karst cave reservoirs have poor injectability and poor density selectivity of solidified particles. At the same time， the inorganic particle plugging agent has large rigidity， weak deformation ability， poor passing ability， and resin plugging agent has not selective sealing effect. Due to above problems， the water blocking effect of Tahe oilfield is not good. Aiming at the current situation of water shut-off in Tahe oilfield， the gelatinization strength and dehydration rate of gel system were systematically investigated to screen out an temperature-resistant and salt-resistant gel system， and the gel system was evaluated by analyzing the properties of temperature and salt tolerance. The best formula was obtained as follows： 0.8% AM/AMPS+0.04% phenolic crosslinker+0.04% aldehyde crosslinker+0.04% polyphenol+0.3% thiourea +0.1% POP+0.5% lightweight fiber BX. The test results showed that the gel system had good temperature and salt resistance， thermal stability and suspension stability. At 130 °C， the dehydration rate was less than 10% at 30 °C， the gel gelling time was greater than 8 h， and its salinity tolerance reached 223 000 mg/L.

Key words： Tahe oilfield; Karst reservoir; Plugging agent; Temperature resistance; Salt resistance

塔河油田碳酸鹽岩储层属于古潜山型储层[1]，储层深度为大于5 400 m，储层温度可达130 ℃，地层水矿化度达到223 000 mg/L[2]。因受构造作用的影响，其储渗空间的形态较多变、大小较悬殊、分布不均匀。对于溶洞型储集体所具体存在的堵水问题，目前的应对措施通常为化学堵水[3-5]。

塔河油田四、六、七、八区堵水工艺主要有3种：机械堵水、水泥堵水、化学堵水[6]，但截止到2016.7.31堵水施工初步统计131井次，综合成功率仅为50%左右，堵水效果较差。塔河油田溶洞型储集体的油井在钻井过程中易发生放空漏失[7]，在生产过程中除了由于油水黏度差异形成小幅的水锥外，其油水界面主要呈整体水平抬升，当油水界面达到井底溶洞的溢出顶端时，溶洞顶端的剩余油较难采出[8]。由于塔河油田原油密度为0.96～1.03 g/cm3，地层水密度为1.14 g/cm3，因此密度选择性堵剂密度需介于1.03～1.14 g/cm3之间。但水泥类高强度堵剂的密度较大，漏失的速度较快，油藏的适应性较差，无法达到深部调剖目的;部分聚合物凝胶、微球具有一定的密度选择性，但耐温抗盐性能差[9-11]。

本文针对塔河油田溶洞型储集体，通过引入轻质纤维，提高堵剂密度选择性，使凝胶易在油水界面形成隔板，有效将底水封隔，提高堵水有效率。

1  实验部分

1.1  体系组分与仪器

主剂：AM/AMPS;交联剂：酚类交联剂、醛类交联剂、多酚;稳定剂：POP;轻质纤维BX。

实验用水为自配塔河模拟地层水，总矿化度：223 000 mg/L，离子质量浓度（mg/L）为：Na+ 73 298.4、Ca2+ 11 272.5、Mg2+ 1 518.8、HCO3- 183.6、Cl- 137 529.5。

实验仪器：精密增力电动搅拌器，江苏省金坛荣华仪器制造有限公司;分析天平，上海豪晟科学仪器有限公司;HH-s1数显恒温水浴锅，金坛市金城国盛实验仪器厂;USI350型恒温箱，江苏联友科技仪器有限公司;Brooke Friye红外光谱仪Tensor27，上海冉超光电科技有限公司。

2  实验方法

2.1  凝胶体系配制

将聚合物配制成一定浓度的母液，按照一定比例用模拟水溶解酚类交联剂、醛类交联剂和多酚，然后向其加入一定比例的聚合物母液和硫脲，用搅拌器搅拌均匀，通过天平秤取20 g上述成胶液注入安瓿瓶中，利用酒精喷灯将安瓿瓶封口，最后将其置于恒温箱中，考察成胶强度与脱水率。

2.2  性能测定方法

（1）热稳定性评价

凝胶高温稳定性的评价方法如下：

①将配好的溶液注入安瓿瓶中，用酒精喷灯密封安瓿瓶。

②把安瓿瓶装进高温罐。

③将高温罐至于烘箱中，烘箱温度保持恒定（140 ℃）。

（2）凝胶脱水率测定：配制好每一种成胶液，分别注入多根安瓿瓶，放置于不同老化罐中，在相应的天数取出其中1根，打开安瓿瓶，用分析天平称出凝胶中析出水质量，用如下公式计算脱水率[12]（初始成胶液质量20 g）。

（3）凝胶强度测定

本次实验中于成胶液成胶后采用强度代码法[13]来测试凝胶强度，从而得到一个具体的凝胶强度区分（如表1所示）。

2.3  红外光谱分析

当凝胶液在恒温箱中强度达到H级别后，打开安瓿瓶，利用鼓风干燥箱使其彻底烘干，将干凝胶冷却研磨成颗粒后进行红外光谱分析。

2.4  微观可视化模型研究

缝洞油藏微观可视化模拟装置由长江大学提供;通过装置模拟实际环境，观测样品效果。

3  实验结果与讨论

3.1  堵剂配方优选

3.1.1  AM/AMPS、酚类交联剂质量分数对凝胶影响

选取酚类交联剂/醛类交联剂质量比为1：1，硫脲用量0.3%，成胶温度130℃，考察AM/AMPS、酚类交联剂质量分数对凝胶影响，结果如图1、图2所示。

AM-AMPS分子结构中引入了甲基丙磺酸基团（丙烯酰胺共聚物具有比HPAM更好的耐温和抗盐性[14]），使分子空间位阻显著增加，聚合物的水解与降解受到抑制，因而耐温抗盐性能大幅提高[15]，为由AM-AMPS配制耐温抗盐凝胶奠定了基础[16]。

由图1可知，当交联剂质量分数一定时，随着AM/AMPS质量分数增大，凝胶脱水率降低;当质量分数为0.8%时，再加量脱水率变化幅度不大。因考虑经济效果，最终确定合成凝胶体系的AM/AMPS质量分数为0.8%。

由图2可知，当AM/AMPS质量分数一定时，交联剂质量分数增大，凝胶脱水率先减小后增大。当酚类交联剂质量分数为0.05%时，凝胶脱水率最低，这可能是交联剂质量分数因为较低，使凝胶的交联密度过低，持水能力较差，从而脱水率较高。但仅用酚类交联剂、醛类交联剂两种交联剂，凝胶5 d脱水率均大于20%，因此考虑再加入一种助交联剂，使凝胶体系进一步稳定。

3.1.2  助交联剂（0.05%）对凝胶的影响

选取酚类交联剂/醛类交联剂质量比为1∶1，AM/AMPS用量為0.8%，硫脲用量0.3%，成胶温度130 ℃，考察助交联剂（0.05%）对凝胶性能的影响，结果如图3所示。

3.1.3  交联剂质量分数对凝胶的影响

选取酚类交联剂、醛类交联剂、多酚的用量比定为1∶1∶1，AM/AMPS用量为0.8%，硫脲用量0.3%，成胶温度130 ℃，考察交联剂质量分数对凝胶强度、成胶时间、脱水率的影响，结果如表2所示。

由表2可知，交联剂质量分数增加，凝胶强度增加，成胶时间缩短，脱水率先降低后升高，交联剂用量为0.04%时，凝胶脱水率最低，因此选择0.04%作为酚类交联剂、醛类交联剂、多酚的使用浓度。因其在现有最优条件下30 d时脱水率达到8.9%，需通过加入稳定剂POP来提高凝胶的稳定性。

3.1.4  交联剂质量分数对凝胶的影响

选取酚类交联剂、醛类交联剂、多酚的用量均为0.04%，AM/AMPS用量为0.8%，硫脲用量0.3%，成胶温度130 ℃，考察稳定剂POP质量分数对凝胶性能的影响，结果如图4所示。

根据上述实验结果，最终确定凝胶的最佳配方：0.8%AM/AMPS+0.04%酚类交联剂+0.04%醛类交联剂+0.04%多酚+0.3%硫脲+0.1%POP+0.5%轻质纤维BX。

3.2凝胶体系结构表征

通过红外光谱观察耐温抗盐性复合凝胶体系化学结构表征（如图5所示）。

在图谱中，凝胶体系1 203 cm-1处出现了明显的振动吸收峰，归属于苯环中的C-H振动吸收峰，由此说明芳环交联剂成功引入到了凝胶结构中;正常情况下酰胺基中的C=O的振动吸收峰在1 600 cm-1处，但该图谱中的酰胺基中的C=O的振动吸收峰移至1 629 cm-1处，发生明显的移动，说明AM/AMPS中的酰胺基与交联剂发生了交联反应。在1 403 cm-1处出现了明显的吸收峰，该峰属于烯烃的C-H弯曲振动吸收峰，由此说明凝胶中含有轻质纤维BX。

4  结 论

（1）研制出的耐温抗盐性复合凝胶最优配方为：0.8%AM/AMPS+0.04%酚类交联剂+0.04%醛类交联剂+0.04%多酚+0.3%硫脲+0.1%POP+0.5%轻质纤维BX。

（2）针对于塔河油田高温高盐的复杂环境，此凝胶体系具有良好的耐温性和热稳定性，在130 ℃时，30 d脱水率低于10%，凝胶成胶时间大于8 h。同时还具有良好的抗盐性，可耐矿化度达到223 000 mg/L。

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