低温酚醛凝胶成胶性能及影响因素研究*

2020-11-09孟祥海李彦阅代磊阳

化学工程师 2020年10期

王楠，孟祥海，李彦阅，代磊阳，黎慧，刘欢

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司研究院，天津300450；2.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆163318）

在调剖剂注入到储层的过程中，一方面受井筒及注入设备耐压限制，成胶速度不宜过快，另一方面调剖剂如果在井筒或管线中发生交联反应，导致注入压力急剧升高，当达到中低渗层启动压力后，调剖剂进入中低渗层造成污染，进而影响最终调剖效果[1-3]。延缓交联技术是指调剖剂交联反应存在一定的滞后性，在注入管线过程中不交联或弱交联，当到达一定时间或储层深部后，发生交联，黏度提高形成聚合物冻胶，这可以有效提高注入能力、避免过早的发生交联反应，最终实现深部调剖效果。但若交联延缓时间过长，注入储层一段时间后还未交联，同样会影响最终封堵效果。因此，对延缓交联型调剖体系进行深入研究，具有较好的应用前景[4-6]。酚醛凝胶体系主要由聚丙烯酰胺和酚醛类交联剂组成，其中，交联剂与聚合物分子中的酰胺基团发生化学反应，形成具有网状结构的凝胶体系。该反应在60℃下开始，最佳反应温度在90℃左右，成胶速度缓慢，可作为延缓交联调剖体系[7-9]。但由于酚醛凝胶调剖剂低温条件下存在成胶速度慢、成胶强度低等问题，因此，低温酚醛凝胶体系成为渤海油田低温区块调剖调驱技术研究重点[10,11]。针对渤海油藏开发实际需求，开展了低温延缓交联酚醛凝胶成胶性能及影响因素研究，研究成果可为渤海油田低温低渗区块调剖调驱施工提供理论与技术支撑。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

1.1.1 材料实验材料包括聚合物、交联剂、助剂和固化剂，聚合物包括乳液聚合物（低温型DW-R）和干粉聚合物（高温型GW-A；低温型SD-201 和DW-B）3 种类型。乳液聚合物有效含量30%，干粉聚合物有效含量88%。交联剂为酚醛树脂类交联剂，包括高温和低温等两种类型，有效含量100%。助剂包括高温和低温型等两种，有效含量100%。固化剂为低温型，有效含量100%。上述药剂由中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。实验用水为渤海油田注入水，水质分析见表1。

表1 水质分析Tab.1 Water quality analysis

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心[12-14]，岩心为石英砂环氧树脂胶结人造均质方岩心，宽×高×长=4.5cm×4.5cm×30cm，岩心渗透率Kg=300×10-3μm2。

1.1.2 仪器设备采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试聚合物和聚合物凝胶体系黏度，相关配套仪器设备包括HJ-6 型多头磁力搅拌器、电子天平、烧杯、试管和HW-ⅢA 型恒温箱等。

采用驱替实验装置评价酚醛凝胶调剖体系岩心内成胶效果，装置包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等部件。

1.1.3 实验步骤

（1）岩心抽真空饱和地层水，模拟水驱，记录压力，计算水测渗透率；

（2）将酚醛凝胶调剖体系1.2PV 注入岩心，记录岩心上各个测压点压力；

（3）油藏温度下岩心静置36h，后续水驱4PV～5PV，记录各个测压点压力。

上述实验过程注入速度0.6mL·min-1，压力记录时间间隔30min。

油藏温度为70℃。

2 结果与讨论

2.1 酚醛凝胶体系成胶性能及影响因素

2.1.1 聚合物和交联剂浓度的影响采用渤海油田模拟注入水配制聚合物溶液，再加入酚醛树脂类交联剂，混合形成不同凝胶体系，体系编号及配方组成见表2。

表2 凝胶体系编号及配方组成表Tab.2 Gel system number and formula composition table

在实验温度70℃条件下，不同凝胶体系黏度与时间关系见图1。

图1 不同凝胶体系黏度与时间关系Fig.1 Relationship between viscosity and time of different gel systems

从表2 和图1 可以看出，当温度为70℃时，随时间延长，聚合物（GW-A）与高温型酚醛交联剂混合液黏度保持不变，说明二者在放置10d 内未发生分子间交联反应，因此，在该温度条件下，高温型酚醛交联剂的羟甲基不能与聚合物发生胺缩合反应形成网状结构酚醛凝胶。而对于低温酚醛凝胶体系，其黏度随着放置时间延长而逐渐增加，随聚合物和交联剂浓度增加，成胶速度增加，成胶黏度上升，成胶强度上升。分析发现，当聚合物浓度超过2000mg·L-1后，聚合物DW-B 与交联剂反应速度较快，4d 后成胶效果较优，其次为聚合物SD-201，再次为DW-R。

2.1.2 固化剂浓度的影响采用渤海油田模拟注入水配制聚合物溶液，再加入酚醛树脂类交联剂和固化剂，混合形成不同凝胶体系，体系编号及配方组成见表3。

表3 凝胶体系编号及配方组成表Tab.3 Gel system number and formula composition table

在实验温度70℃条件下，不同凝胶体系黏度与时间关系见图2。

图2 不同凝胶体系黏度与时间关系Fig.2 Relationship between viscosity and time of different gel systems

从表3 和图2 可以看出，在温度为70℃和含有助剂条件下，聚合物（GW-A）与高温型酚醛交联剂间仍未发生分子间交联反应。因此，后续不继续做评价。对于低温酚醛凝胶体系，加入固化剂后成胶速度和成胶强度均有所提高，并且随固化剂浓度增加，聚合物凝胶体系成胶速度增加，成胶强度增大。在3 种低温酚醛凝胶体系中，固化剂促使聚合物SD-201和DW-B 酚醛凝胶体系黏度达到20000mPa·s，DW-R 酚醛凝胶体系黏度达到15000mPa·s。

2.1.3 助剂浓度的影响采用渤海油田模拟注入水配制低温聚合物溶液，再加入低温酚醛树脂类交联剂、固化剂和助剂，混合形成不同凝胶体系，体系编号及配方组成见表4。

表4 凝胶体系编号及配方组成表Tab.4 Gel system number and formula composition table

在实验温度70℃条件下，不同凝胶体系黏度与时间关系见图3。

图3 不同凝胶体系黏度与时间关系Fig.3 Relationship between viscosity and time of different gel systems

从图3 可以看出，对于低温酚醛凝胶体系，加入助剂后成胶速度和成胶强度进一步提高，随助剂浓度增加，聚合物凝胶体系成胶速度增加，成胶强度增大。分析发现，聚合物SD-201 和DW-B 配制酚醛凝胶体系初始成胶时间为3h，聚合物GW-R 凝胶体系成胶时间为6h。考虑到目标储层温度情况，在聚合物SD-201 和DW-B 凝胶体系中不宜添加助剂，乳液聚合物DW-R 凝胶体系可以通过添加助剂来提高反应速度和凝胶强度。推荐干粉聚合物SD-201/DW-B 酚醛凝胶体系组成：3000mg·L-1聚合物+3000mg·L-1交联剂+3000mg·L-1固化剂；乳液聚合物DW-R 酚醛凝胶体系组成：3000mg·L-1聚合物+3000mg·L-1交联剂+3000mg·L-1固化剂+300 ～500mg·L-1助剂。进一步分析发现，对于干粉型聚合物凝胶成胶效果主要取决于酚醛交联剂、固化剂和助剂类型，与聚合物类型关联性不大。后续选择干粉聚合物SD-201 和乳液聚合物DW-R 开展后续实验。

2.1.4 老化作用的影响采用渤海油田模拟注入水配制聚合物（SD-201 和DW-R）溶液，加入低温型酚醛树脂类交联剂、固化剂或助剂，混合形成不同凝胶体系，置于温度为70℃恒温箱中，定期测试其黏度。老化时间对凝胶体系黏度影响见图4。

从图4 可以看出，当放置时间达到90d 后，2 种酚醛凝胶仍然保持较高的黏度，说明均具有较好的稳定性能。

图4 不同凝胶体系黏度与时间关系Fig.4 Relationship between viscosity and time of different gel systems

2.2 岩心多孔介质内成胶效果

采用渤海油田模拟注入水配制2 种酚醛凝胶调剖剂（体系Ⅰ：“3000mg·L-1”SD-201“聚合物+3000mg·L-1交联剂+3000mg·L-1固化剂，体系Ⅱ：3000mg·L-1”DW-R“聚合物+3000mg·L-1交联剂+3000mg·L-1固化剂+300mg·L-1助剂”），将其注入均质方岩心中开展岩心内成胶效果实验。阻力系数、残余阻力系数和封堵率测试结果见表5，实验过程中注入压力见图5。

表5 阻力系数、残余阻力系数和封堵率Tab.5 Resistance coefficient, residual resistance coefficient and plugging rate

图5 注入压力与PV 数关系Fig.5 Relationship between injection pressure and PV number

从表5 和图5 可以看出，与“体系Ⅱ”相比较，“体系Ⅰ”在多孔介质内滞留量较大，阻力系数、残余阻力系数和封堵率较大，封堵效果较好。在调剖剂注入岩心过程中，与“体系Ⅱ”相比较，“体系Ⅰ”注入压力较高，在后续水驱阶段，注入压力不降反升，表现出良好成胶和封堵效果。机理分析认为，当调剖剂与水接触后，其分子聚集体吸水膨胀，致使凝胶在多孔介质内滞留作用增强，获得了良好成胶效果。