耐温耐盐乳液聚合物冻胶在线调驱体系研制

2020-06-24张艳辉陈维余罗昌华孟科全朱立国吴清辉魏子扬

精细石油化工 2020年3期

张艳辉，陈维余，罗昌华，孟科全，朱立国，吴清辉，魏子扬

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

随着海上油田注水开发的不断深入，油田开发逐渐进入中高含水期，调驱措施已经成为南海西部油田越来越重要的降水增油措施。随着调驱技术在海上油田的不断应用，聚合物冻胶类调驱体系由于其良好的过筛管能力及封堵性能，逐渐得到推广应用[1]。但南海西部油田油藏温度高，地层水和注入海水矿化度高，现有耐温耐盐聚合物冻胶体系无法实现在线注入，长期占用平台大量空间，与修井作业冲突，已经严重影响海上高温高盐油藏调驱技术的规模化实施。目前，海上油田聚合物冻胶在线调驱体系主要采用乳液聚合物与液体交联剂，配套破乳及在线注入设备，实现调驱体系的在线注入。因此，海上油田急需能够用于高温高盐油藏条件的在线调驱体系，降低调驱施工占用平台空间，保证与修井作业能够同时施工。

叔丁基丙烯酰胺磺酸(AMPS)，是在提高采收率用聚合物改性中被广泛应用的耐盐单体，它与丙烯酰胺聚合后形成的AM-AMPS乳液型共聚物可作为耐温耐盐聚合物冻胶的主剂，使聚合物在高温高盐油藏条件下保持分子结构稳定[2]，并可实现在线破乳、溶解[3]。复合酚醛树脂交联剂由酚醛树脂交联剂与稳定剂组成,其中酚醛树脂交联剂是采用甲醛和苯酚形成的预缩聚体;稳定剂是一种离子螯合剂，主要作用是通过螯合反应，包裹部分高价金属离子，如Ca2+、Mg2+等，降低高价金属离子在高温条件下，对冻胶体系稳定性的影响，起到稳定作用。

根据AMPS和酚醛树脂预缩聚体分子结构，认为AM-AMPS乳液型共聚物分子中的酰胺基与酚醛树脂交联剂分子中的—CH2OH发生交联反应，形成整体的空间网络结构，从而将水束缚在网络结构中，交联反应如图1所示。

图1 AM-AMPS乳液型共聚物和酚醛树脂交联剂的反应机理

1 实验部分

1.1 设备与材料

化学驱物理模拟装置，海安石油仪器厂；恒温烘箱，德国MEMMERT；SCOTT玻璃试样瓶，油水分离装置，岩心夹持器，石英砂环氧树脂胶结非均质多层岩心(4.5 cm×4.5 cm×30 cm)，一维石英砂环氧树脂胶结均质岩心(φ38 mm×100 mm)。

AM-AMPS多元乳液共聚物(ZJTP-01)，Mr=(1 000～1 200)×104，海油发展工程技术公司；复合酚醛树脂交联剂(ZJTP-04)，固含量20%～30%，海油发展工程技术公司；南海西部某油田原油，地下原油黏度0.71 mPa·s；某油田现场注入海水，水质分析数据见表1。

表1 某油田注入海水性质

1.2 实验方法

1.2.1 冻胶体系成胶时间和成胶强度测定方法

按照不同配方比例浓度，配制乳液聚合物冻胶体系成胶液，在恒温烘箱中静置不同时间后，使用布氏黏度计测定不同恒温时间后的试样黏度。当黏度达到最大值时，记录冻胶体系恒温时间，即为冻胶体系成胶时间，测定的黏度值即为冻胶体系成胶强度。海上调驱施工要求冻胶体系成胶时间在1～3 d可调，成胶强度在10～100 Pa·s可调，实验用水为现场注入海水，实验温度为120 ℃。

1.2.2 冻胶体系物理模拟实验方法

按照优化后的冻胶体系浓度配制成胶液，通过化学驱物理模拟装置，向岩心中注入一定体积的成胶液，测定调驱体系的注入性能。停止注入后，将岩心恒温一定时间，再次水驱，测定调驱体系的封堵性能，物理模拟实验流程见图2，实验用水为现场注入海水，实验温度120 ℃。

图2 物理模拟实验流程1—恒流泵；2—六通阀；3—中间容器；4、5—药剂罐；6—精密压力表；7—岩心夹持器；8—回压阀；9—量筒

1.2.3 提高采收率性能评价

根据南海西部某油田地层特性，使用石英砂环氧树脂胶结非均质多层岩心，评价冻胶体系在驱油实验中的提高采收率增幅，实验温度为120 ℃。非均质岩心各层基本参数见表2。

表2 岩心模型基本参数

2 结果与讨论

2.1 调剖剂成胶的影响因素

2.1.1 AM-AMPS乳液聚合物

AM-AMPS乳液聚合物是聚合物冻胶调驱体系的主剂，能够在油藏温度条件下，与酚醛树脂交联剂反应形成空间网络结构。因此，乳液聚合物的浓度大小将影响冻胶的强度。复配不同含量的ZJTP-01与0.6%ZJTP-04，不同配方试样的成胶时间、成胶强度和黏度保持率数据见表3。由表3可知，乳液聚合物含量增加，成胶时间降低，成胶后黏度上升，黏度保持率增加，热稳定性逐渐变好。当质量分数大于1.2%时，6个月后黏度保持率超过85%，达到现场使用要求。这主要是由于乳液聚合物浓度增加后，增加交联点，单位体积内的交联强度逐渐增加，从而提高交联密度，增强三维网络结构的主体强度[4]。当浓度过低时，交联密度下降，在高温条件下，不足以保持长时间的结构稳定，束缚水从网络结构中逸出，从而造成冻胶脱水，黏度下降。因此，ZJTP-01的适宜质量分数为1.2%～1.6%，现场应用可根据目标井调驱要求调节最佳浓度。

表3 AM-AMPS乳液聚合物浓度对冻胶的影响

2.1.2 酚醛树脂交联剂

酚醛树脂交联剂能够在油藏温度条件下与乳液聚合物反应，为冻胶体系网络结构提供交联点，因此交联剂浓度的高低将直接影响冻胶的成胶时间和成胶强度。复配不同含量的ZJTP-04与1.4%ZJTP-01，不同配方试样的成胶时间、成胶强度和黏度保持率数据见表4。由表4可知，酚醛树脂交联剂浓度增加，成胶时间降低，成胶后黏度上升，黏度保持率增加，热稳定性逐渐变好。当质量分数大于0.5%时，6个月后黏度保持率超过85%，达到现场使用要求。这主要是由于交联剂浓度增加后，增加—CH2OH交联点，单位体积内的交联强度逐渐增加，提高交联密度，增强三维网络结构的主体强度[5]。当浓度过低时，交联密度下降，聚合物分子中的酰胺基不能够全部参与反应，造成空间网络结构疏松，结构强度下降从而造成冻胶脱水，黏度下降。因此，ZJTP-04的适宜质量分数为0.5%～0.8%，现场应用可根据目标井调驱要求调节最佳浓度。

表4 酚醛树脂交联剂浓度对冻胶性能的影响

2.1.3 温度

南海西部油田油藏温度高是限制常规冻胶体系应用的最主要因素，因此评价不同温度条件下，乳液聚合物冻胶体系的性能指标就显得格外重要。复配1.4%的ZJTP-01、0.7%的ZJTP-04，在不同恒定温度烘箱中放置，间隔一定时间测定成胶液试样的黏度，不同温度条件下试样的成胶时间、成胶强度和黏度保持率数据见表5。由表5可知，实验温度增加，冻胶体系的成胶时间缩短，成胶强度小幅增加，6个月后黏度保留率小幅降低，但仍保持在95%以上，满足现场使用要求。这主要是因为环境温度增加，使冻胶体系的分子热运动增加，分子在碰撞过程中相遇交联的可能性增加[6]，且温度能够加快交联反应速率，直观的反应就是成胶时间缩短，成胶强度增大。

表5 实验温度对冻胶性能的影响

2.1.4 矿化度

南海西部油田主要使用过滤海水及生产污水开展注水开发，但海水及生产污水矿化度高，尤其是钙、镁离子含量高，将不可避免的对调驱体系的选择造成影响，因此评价不同矿化度组合条件下，乳液聚合物冻胶体系的性能指标也是十分重要的。使用不同矿化度模拟水，复配1.4%的ZJTP-01、0.7%的ZJTP-04，在120 ℃恒定温度烘箱中放置，间隔一定时间测定成胶液试样的黏度，不同矿化度条件下试样的成胶时间、成胶强度和黏度保持率数据见表6。由表6可知，在60 000 mg/L矿化度以内，实验配液用水矿化度增加，成胶时间和成胶强度变化不大，且黏度保留率均保持在90%以上，满足现场使用条件，说明该乳液聚合物冻胶体系耐盐性能良好。

表6 矿化度对冻胶性能的影响

2.2 性能评价

实验中，低强度配方(20～40 Pa·s)：1.2%乳液聚合物+0.6%复合交联剂；中等强度配方(40～80 Pa·s)：1.4%乳液聚合物+0.7%复合交联剂；高强度配方(>80 Pa·s)：1.6%乳液聚合物+0.8%复合交联剂。

2.2.1 溶解性

利用搅拌法，考察不同温度下的1.4%的乳液聚合物溶液黏度确定其溶解性能。实验结果发现:温度由20 ℃上升至90 ℃，乳液聚合物溶液黏度由48 mPa·s下降至35 mPa·s。随着温度升高，乳液聚合物溶解后黏度降低，大于20 ℃时，黏度值低于50 mPa·s，黏度值越低，选择性封堵性能越好，满足调驱要求。

2.2.2 抗剪切性能

按照低、中和高强度冻胶体系配方要求，使用现场注入水配制成胶液，借助Waring高速剪切机对三种不同配方成胶液进行不同时间剪切，在120 ℃恒温烘箱中放置一定时间，测定3种配方在剪切后的成胶时间及成胶强度，实验结果见表7。由表7可知，3种强度配方成胶液经过不同时间机械剪切后，冻胶成胶效果均较好，抗剪切能力较强，满足调驱作业要求。

2.2.3 注入性能

使用现场注入水配制中等强度配方成胶液，利用冻胶体系物理模拟实验方法，注入岩心中，记录成胶液在岩心注入过程中各测压点的压力变化，测定新型乳液聚合物冻胶体系的注入性能，注入速度1 mL/min，温度为120 ℃，结果见图3。由图3可知，随着注入聚合物成胶液的增加，各测压点压力均有所增大，后趋于平稳，说明成胶液能够逐渐进入岩心深部，压力平稳后，压力值低，说明乳液聚合物冻胶体系注入性能良好[7]。

表7 抗剪切性能评价

图3 不同测压点注入压力与注入体积的关系

2.2.4 封堵性能

使用现场注入水配制中等强度配方成胶液，利用冻胶体系物理模拟实验方法，注入岩心中0.3 PV体积冻胶，在120 ℃恒温烘箱中放置2 d，待冻胶体系成胶后继续水驱，测定后续水驱压力，结果见图4。由图4可知，随着后续水驱不断进行，各测压点压力逐渐增大，说明冻胶体系在后续水驱作用的冲刷下，逐渐向岩心深部运移[8]，并引起后部测压点压力升高，后续压力趋于平稳，且压力相较注入过程上升明显，说明乳液聚合物冻胶体系具有良好的封堵性能。

图4 系不同测压点注入压力与注入体积的关系

2.2.5 选择封堵性能

使用现场注入水配制中等强度配方成胶液，利用冻胶体系物理模拟实验方法[9]，将高渗透率岩心与低渗透率岩心并联，同时注入成胶液0.3 PV后，在120 ℃恒温烘箱中放置2 d，待冻胶体系成胶后继续水驱，分别测试不同岩心堵后的封堵率，结果见表8。由表8可知，乳液聚合物冻胶体系中等强度配方具有良好的选择封堵能力，能够优先进入高渗层，剖面改善率达到99%以上,显著改善吸水剖面。