一种适用于海上油田的双低-活性冻胶调剖体系研究与应用

2020-04-07山金城张艳辉张延旭陈维余李虎

当代化工 2020年3期

山金城张艳辉张延旭陈维余李虎

摘要：针对渤海某油田聚合物冻胶调剖体系用海水配制注入压力上升快、稳定性差且注入困难的问题，研发了双低-活性冻胶调剖体系。在目标油藏条件下，优化了新体系的冻胶体系配方，最佳配方为：0.3%聚合物（分子量1 200万/水解度15%）+0.3%交联剂+0.2%磺基甜菜碱表活剂。该体系能够使用海水配制，耐盐稳定性好，具有良好的注入性、封堵性能，在保证封堵能力的同时，与常规聚合物冻胶体系相比，能够大幅降低注入压力40%以上，适用于注海水开发油田以及对注入压力敏感的调剖措施。室内实验条件下，双低-活性冻胶调剖体系提高了原油采收率20%以上，能够满足对目标油藏调剖要求。该体系在渤海某油田成功应用，阶段增油降水效果明显。

关键词：低分子量;低水解度;活性冻胶;调剖;现场应用

中图分类号：TE357.46，O648.17，TE39 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）03-0713-05

Research and Application of Active Gel Profile Control Agent With Low Molecular Weight and Low Hydrolysis Degree for Offshore Oilfields

SHAN Jin-Cheng¹， ZHANG Yan-Hui²， ZHANG Yan-Xu¹， CHEN Wei-Yu²， LI Hu¹

（1. CNOOC（China）Pengbo Operating Company， Tianjin 300452， China;

2. CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.， Ltd.， Tianjin 300452， China）

Abstract： According to the problem of fast injection pressure rise， low stability and poor injectivity when injecting the polymer gel in an oilfield of Bohai， the active gel with low molecular weight and low hydrolysis degree was developed， the formula of gel was optimized as follows： 0.3% polymer（molecular weight twelve million， and hydrolysis 15%） + 0.3% cross-linked agent + 0.2% sulfonyl betaine surfactant. It can be prepared with sea water， and has good salt tolerance， injectivity， plugging property. Compared with the conventional gel， it can adapt to the oilfield development by injecting seawater and is sensitive to the injection pressure， whose injection pressure can be reduced by 40%. The results of performance evaluation experiments showed that the profile control agent of moderate strength could increase the oil recovery over 20% in laboratory experiment condition. It was applied in Bohai oilfield， and the effect of oil increment and water reduction was obvious.

Key words： low molecular weight; low hydrolysis; active gel; profile control; field application

隨着渤海油田逐渐进入中高含水期，调剖调驱措施作为注水开发油田稳油控水的一项重要技术手段，已经取得越来越广泛的应用。为防止疏松砂岩出砂问题，渤海油田多数注水井使用优质筛管防砂完井，而聚合物冻胶调剖体系可过筛管、封堵能力适中、深部运移性好，在渤海油田获得了广泛的应用^[1]。渤海某油田由于地层渗透率低、注入海水矿化度高、水质不稳定等原因，造成聚合物冻胶等调剖体系注入压力上升快、稳定性差且注入困难，导致调剖调驱措施效果不佳。因此，急需研发一种适用于该油田的低注入压力耐盐冻胶调剖体系，改善现有调剖体系的注入性和稳定性。

双低-活性冻胶调剖体系主要是采用低分子量低水解度聚丙烯酰胺，降低成胶液黏度，再辅助加入表面活性剂，降低表面张力，增强成胶液表面活性，以达到降低注入压力的目的。另外，低分子量低水解度聚丙烯酰胺还可增加交联密度，提高聚合物冻胶体系在海水配制条件下的稳定性能。该聚合物冻胶调剖体系能够使用海水配制，耐盐性能好。在油藏条件下，能够形成黏弹性冻胶，热稳定性好，且在保证封堵能力的同时，与常规聚合物冻胶体系相比，能够大幅降低注入压力，适用于注海水开发油田以及对注入压力敏感的调剖措施。

1 实验部分

1.1 仪器与材料

旋转黏度计，Brookfield;封堵实验仪，江苏海安石油科研仪器有限公司;TX500C表面张力仪;电热恒温干燥箱，非均质岩心（45 mm×45 mm×300 mm，石英砂环氧树脂胶结），均质岩心柱（?38×100 mm，石英砂环氧树脂胶结），岩心夹持器，SCOTT瓶等。

不同分子量、不同水解度阴离子聚丙烯酰胺，工业品;酚醛树脂交联剂，有效含量25%，工业品;甜菜碱型表面活性剂，有效含量60%，工业品;渤海某油田E井区生产原油，地下原油黏度（60 ℃）78.7～215 mPa·s;渤海某油田E井区现场注入水（配制聚合物冻胶），注入水水质分析数据见表1。

1.2 实验方法

1.2.1 成胶时间及强度测定

使用现场注入水配制成胶液，测试恒温不同时间后聚合物冻胶体系黏度^[2]，当成胶黏度最大时，恒温时间即为体系成胶时间，测试的最大黏度值即为体系成胶强度，实验温度60 ℃。

1.2.2 注入及封堵性能评价

使用目标油田E平台现场注入水配制聚合物冻胶体系，通过岩心封堵实验物理模型^[3]，将聚合物冻胶成胶液挤注到岩心中，实验装置见图1，测定聚合物冻胶体系的注入及封堵性能，实验温度60 ℃。

1.2.3 驱油性能评价

在该油田E井区地质油藏条件下，借助非均质人造岩心，评价该聚合物冻胶调剖体系的驱油性能，模擬实验温度60 ℃，岩心基本参数见表2。

2 结果与讨论

2.1 调剖体系性能的影响因素

影响调剖体系注入性能的因素主要包括聚合物黏度和成胶液与地层表面张力，黏度和表面张力低，能够有效降低体系的流动阻力，从而进一步降低药剂的注入压力。影响调剖体系耐盐性能的主要是聚合物冻胶的交联密度，交联密度高，交联反应后结构致密，耐盐性能好。因此配制不同类型的聚合物冻胶体系，测定其成胶时间、成胶强度和热稳定性，评价不同因素对调剖体系性能的影响程度。

2.1.1 调剖体系注入性能的影响因素

（1）聚合物分子量

聚合物是交联冻胶型调剖剂的主剂，在一定温度条件下，交联剂与聚合物发生交联反应，从而形成聚合物冻胶体系的三维空间网络结构^[4]。影响聚合物黏度的主要因素是聚合物的分子量，聚合物分子量越高，黏度越高。因此，选择不同分子量的聚合物与相同交联剂在相同质量分数的条件下复配，放置在恒温60 ℃条件下，测定聚合物冻胶体系的成胶时间和强度，具体实验数据见表3。由表3可知，随着聚合物分子量的提高，成胶液黏度增大，成胶时间减小，成胶强度增大。当聚合物分子量低于1 200万时，成胶液黏度低，且能保证足够的成胶强度;当聚合物分子量达到1 800万时，成胶液黏度大幅增加。这是由于分子量越大，单个分子上包含的链段更多，链段在运移过程中的剪切力就越高;另外，分子量增加，分子间的缠绕现象就越强烈，缠绕后的分子团流动阻力增加，两方面的作用共同造成聚合物溶液的剪切黏度随分子量的增加而增加，并在达到一定值后，出现黏度急剧增加的现象^[5]。由于聚合物分子量达到1 200万时，初始黏度较低，而且成胶强度较大，因此，选择分子量为1 200万的聚合物作为交联体系主剂。

（2）表面张力

表面活性剂在溶液体系中，具有固定的亲水亲油基团，在溶液的表面能定向排列，降低溶液与油的表面张力，从而减小调驱剂的流动阻力。而磺基甜菜碱分子中的阴离子为磺基，阳离子为季铵基，具有良好的乳化性、分散性和抗静电性，广泛用于油田驱油。因此，选择磺基甜菜碱表活剂与聚合物交联体系复配，评价复合体系的界面性能，达到降压增油的目的，表面张力数据见表4。由表4可知，活性冻胶体系表面张力大幅下降，且在浓度0.2%时，表面张力下降较多。这主要是由于为了寻求能量最低的存在形式，表面活性剂分子首先会与水分子接触、亲油基与空气分子接触的形式在水溶液表面排列，在宏观上表现为表面张力降低。因此，选择浓度为0.2%的磺基甜菜碱表活剂作为活性冻胶的表活剂。

2.1.2 调剖体系耐盐性能的影响因素

（1）聚合物水解度

选择不同水解度的聚合物与相同交联剂在相同质量分数的条件下复配，放置在恒温60 ℃条件下，测定聚合物冻胶体系的成胶时间、成胶强度及稳定性，实验数据见表5。由表5可知，随着聚合物水解度的提高，聚合物冻胶体系的成胶时间缩短，成胶强度增大。这是由于聚合物的水解度增加，为交联反应提供了更多的交联点，使聚合物冻胶体系的反应速度增加，交联强度增大^[6]。但是水解度越高，黏度保留率越低。当水解度高于25%时，冻胶体系的黏度保留率低于85%，稳定性变差，说明聚合物水解度越高，冻胶体系热稳定性越差。由于聚合物水解度越低，溶解时间越长，因此，选择水解度为15%的聚合物作为冻胶体系的主剂。

（2）配方优化

选择不同质量分数的聚合物、不同质量分数的交联剂和相同质量分数的表活剂配制成胶液，并放置在恒温60 ℃条件下，测定聚合物冻胶体系的成胶时间、成胶强度及稳定性，相关实验数据见表6。根据实验数据分析可知，聚合物、交联剂质量分数增加，引起聚合物活性冻胶体系成胶时间变短，成胶强度变大。在聚合物质量分数0.3%～0.5%，交联剂质量分数0.3%～0.5%时，活性聚合物冻胶成胶时间在2.5～4.5 d可调，成胶强度在12 014～26 541 mPa·s可控，热稳定性好，黏度保留率保持在92%以上，使用高矿化度海水配制，高盐条件下热稳定性良好。这是由于低分子量低水解度的聚合物冻胶能够增加交联密度，具有良好的耐盐性能^[7]。综上所述，在目标油藏条件下，最佳的双低-活性冻胶体系配方为：0.3%～0.5%聚合物（分子量1 200万/水解度15%）+0.3%～0.5%交联剂+0.2%磺基甜菜碱表活剂。

2.2 性能评价

针对优选出的双低-活性冻胶体系配方，对比常规聚合物冻胶体系，系统评价调驱体系的注入性能、封堵性能以及提高采收率性能。其中双低-活性冻胶体系配方为：0.3%聚合物（分子量1 200万/水解度15%）+0.3%交联剂+0.2%磺基甜菜碱表活剂，常规聚合物冻胶体系配方为：0.3%聚合物（分子量

2 400万/水解度25%）+0.3%交联剂。

2.2.1 注入、封堵性能

研制新型双低-活性冻胶体系的主要目的是在保证聚合物冻胶体系耐盐性能和封堵性能的基础上，最大幅度提高调剖用聚合物冻胶体系的注入性能，降低聚合物冻胶调驱体系的注入压力。借助岩心封堵实验物理模型，评价不同配方聚合物冻胶体系的注入性能^[8]。配制常规/活性两种不同类型冻胶体系，注入岩心（?38×100 mm，石英砂环氧树脂胶结）成胶液1PV，注入速度1 mL/min，实验温度为60 ℃，恒温候凝5 d后，继续注水至压力稳定，测定堵后注水压力，计算两种体系的封堵率，压力结果见图2，封堵率结果见表7。由图2和表7可见，相比常规聚合物冻胶体系，双低-活性冻胶体系具有更好的注入性，注入压力大幅下降40%以上，且后续水驱压力仍能保持相当，且封堵能力不变。

2.2.2 驱油性能

使用表2中提到的非均质人造岩心，测定岩心参数，水驱至含水率98%后，注入0.3PV双低-活性冻胶调剖体系，恒温60 ℃条件下老化5 d，后续水驱，当含水率98%时，计算后续水驱采收率增加值，评价双低-活性冻胶体系的驱油性能^[9]，实验结果见图3。

由实验结果可知，室内实验条件下，双低-活性冻胶体系调驱后，注水井注水压力明显上升，后续水驱过程采收率增加了20%以上，驱油性能良好。

2.3 现场试验

于2019年3月在渤海某油田进行双低-活性冻胶调驱现场施工，试验区基本情况见表8。

使用双低-活性冻胶体系进行深部调驱施工，段塞设计如下：①双低-活性冻胶段塞控制大孔道;②微凝胶SMG段塞对中低渗进行解驱洗油。

截至目前，目标井区含水下降，产油增加，受益井液量下降，部分井含水下降，产油增加，其中E6井含水由措施前81.23%下降至73.6%，含水下降7.6个百分点，产油由措施前34.34 m³/d上升至35.6 m³/d;E36ST1井含水下降明显，由措施前的89.7%下降至79.7%，含水下降10个百分点，产油由措施前20.99 m³/d上升至24.1 m³/d。

3 結论

针对渤海某油田地层渗透率低、注入海水矿化度高、水质不稳定等原因，造成聚合物冻胶等调剖体系注入压力上升快、稳定性差且注入困难的问题，研发了双低-活性冻胶调剖体系。

该体系能够使用海水配制，耐盐稳定性好，在保证封堵能力的同时，与常规聚合物冻胶体系相比，能够大幅降低注入压力，适用于注海水开发油田以及对注入压力敏感的调剖措施。

（1）双低-活性冻胶调剖体系适用配方为：0.3%聚合物（分子量1 200万/水解度15%）+0.3%交联剂+0.2%磺基甜菜碱表活剂，成胶时间可调，成胶强度可控。

（2）相对常规聚合物冻胶调剖体系，该体系具有良好的注入性、封堵性能，注入压力能够降低40%以上。室内实验条件下，双低-活性冻胶体系调驱提高采收率幅度达到20%以上，驱油性能好。

（3）该体系在渤海某油田成功应用，阶段增油降水效果明显。

参考文献：

[1]孟科全，张艳辉，陈维余，等.耐温耐盐AMPS共聚物冻胶调剖体系的研制[J].精细石油化工，2017，34 （5）：15-19.

[2]彭昱强，徐绍诚，莫成孝，等.渤海稠油油田氮气泡沫调驱室内实验研究[J].中国海上油气，2008 （05）：308-311.

[3]王闯，周玉霞，杨仲涵，等.涠洲油田高温高盐油藏组合调驱技术研究及应用[J].化学工程与装备，2019 （04）：107-109.

[4]吴运强，毕岩滨，纪萍，等.适用于高温高矿化度条件的聚乙烯亚胺冻胶堵水剂[J].石油钻采工艺，2015，37 （4）：113-116.

[5]卢建伟.单烯烃改性DCPD树脂合成研究[J].当代化工研究，2017 （1）：20-21.