水分散型低阻微凝胶调驱体系的研制与应用

2022-03-25朱立国陈维余孟科全张艳辉魏子扬刘凤霞吴婧

精细石油化工 2022年2期

朱立国，陈维余，孟科全，张艳辉，魏子扬，刘凤霞，吴婧

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

随着海上油田的不断开发，注水已经成为保持地层能量、提高油田开发效果的重要手段，但由于储层非均质性严重、油水黏度比大等原因，导致注入水突进现象严重，进而导致油井高含水[1-3]。目前，海上在开发油井平均综合含水89.5%，其中含水超过90%的油井占总井数的42.5%。调驱作为稳油控水重要手段，已在海上绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田进行了应用，并取得了一定效果[4-6]。但针对蓬莱19-3等高注水压力油田，由于注入压力已接近平台限压[7]，且注入水矿化度高，与冻胶、油分散型颗粒等常规调驱药剂配伍性差，导致常规调驱体系无法正常注入。水分散型低阻微凝胶是将本体冻胶体系在地面成胶后，通过机械剪切研磨装置，形成纳微米级别的微凝胶[8]。与常规油分散型的调驱颗粒相比[9-10]，微凝胶直接在水中分散，不含有白油、乳化剂等化学物质，与油田水配伍性好[11-12]，注入压力低，尤其适合高注水压力油藏的调驱作业。

笔者针对蓬莱19-3油田，以AMPS耐温耐盐聚合物和复合交联剂为原料，制备了耐温耐盐本体冻胶体系，并研磨成水分散型低阻微凝胶。该体系与油田注入水配伍性好，注入压力低，解决了常规药剂注入压力上升过快的问题。

1 实验

1.1 主要材料与仪器

AMPS耐温耐盐聚合物(Mr=(1 800～2 000)×104)、复合交联剂(固含量25%～28%)，中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；实验用原油(地下黏度20.5 mPa·s)、现场注入水(水质见表1)，蓬莱19-3油田。

表1 现场注入水分析结果

JMF-50型号胶体磨，上海爱思杰制泵有限公司；封堵试验仪，海安石油仪器厂；UFE500恒温烘箱，德国MEMMERT；RS6000流变仪，HAAKE公司；Mastersizer3000激光粒度仪，英国马尔文仪器有限公司；岩心夹持器(φ38 mm×100 mm)，海安石油仪器厂；人工岩心(φ38 mm×100 mm)，中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司。

1.2 实验方法

1.2.1 本体冻胶的配制

采用现场注入水，按照0.5%AMPS耐温耐盐聚合物、1.2%复合交联剂，配制耐温耐盐本体冻胶体系，置于60 ℃恒温烘箱中,备用。

1.2.2 水分散型低阻微凝胶的制备

采用胶体磨将本体冻胶进行剪切研磨，得到水分散型低阻微凝胶。

1.3 注入性能评价

按照常规单岩心物模试验方法，选择3根蓬莱19-3油田模拟岩心，进行饱和水、饱和油，然后水驱至98%，然后分别注入模拟水、1%水分散型低阻微凝胶、1%常规油分散型颗粒调驱体系，记录不同药剂的注入压力变化情况，通过对比，评价水分散型低阻微凝胶的注入性能。

1.4 选择性封堵评价试验

1)按图1，连接双管并联物模试验装置；

图1 双管并联物模试验流程示意

2)依次单独对高渗岩心、低渗岩心进行饱和水、饱和油；

3)对双管模型进行同时水驱至98%，分别记录高渗岩心、低渗岩心的出液量，计算分流量；

4)采用地层水配制1%水分散型低阻微凝胶，通过物模驱替泵，向双管模型中中注入将一定体积的水分散型低阻微凝胶工作液；

5)置于烘箱中，在60 ℃老化反应72 h；

6)再次对双管模型进行水驱至98%，分别记录高渗岩心、低渗岩心的出液量，计算分流量。

2 结果与讨论

2.1 本体冻胶不同时间下的成胶强度

图2是本体冻胶黏度与反应时间的关系。

图2 本体冻胶黏度与反应时间的关系(剪切速率为7.34-1)

由图2可以看出，随着反应时间的增加，冻胶黏度也在增加，但在4 h后，黏度基本保持不变。由此可知，本体冻胶成胶时间4 h，成胶强度大于5×104mPa·s。

2.2 水分散型低阻微凝胶制备影响因素

基本制备条件为：本体冻胶反应4 h，剪切间距60 μm，胶体磨频率40 Hz，剪切时间6 min，胶水比3∶2。

2.2.1 剪切间距

胶体磨定子和转子间的间距是决定微凝胶粒径的关键因素，在固定其他条件的情况下，分别设置不同剪切间距，依次进行研磨，并用激光粒度仪测定粒径，结果见图3。由图3可以看出，随着剪切间距的增加，微凝胶粒径也随之增加，两者呈明显的正相关线性关系。在实际研磨过程中，需要根据微凝胶粒径需求，选择对应的剪切间距。

图3 剪切间距与微凝胶粒径的关系

2.2.2 剪切频率

剪切频率决定着剪切速率，剪切频率越高，剪切速率越快。图4是剪切频率与为微凝胶粒径的关系。

图4 剪切频率与为微凝胶粒径的关系

由图4可以看出，随着剪切频率的增加，微凝胶粒径随之减小，两者近似于幂指数相关性，当达到40 Hz以后，变化幅度开始变小。结合胶体磨本身工作参数，在微凝胶制备过程中，确定剪切频率为40 Hz。

2.2.3 剪切时间

图5是剪切时间与为微凝胶粒径的关系。由图5可以看出，随着剪切时间的增加，微凝胶粒径前期大幅下降，后期再继续剪切，粒径基本不变。在微凝胶制备过程中，综合考虑各工况参数，确定剪切时间为6～8 min。

图5 剪切时间与为微凝胶粒径的关系

2.2.4 本体冻胶反应程度

图6是反应时间与为微凝胶粒径的关系。由图6可以看出，随着本体冻胶反应时间的延长，微凝胶粒径也随之增加，即：成胶反应时间越长，研磨后微凝胶粒径也越大，两者呈指数相关性，但当完全反应后，即使再延长反应时间，微凝胶粒径也不会有明显增大。针对实验用本体冻胶，适宜的反应时间为4 h。

图6 反应时间与为微凝胶粒径的关系

2.2.5 胶水比

分别按照不同胶水比，将本体冻胶和水进行混合，并进行研磨，采用激光粒度仪测定粒径，结果见表2。由表2可以看出，不同胶水比条件下，微凝胶粒径变化不明显。

表2 胶水比与微凝胶粒径的关系

2.3 水分散型低阻微凝胶性能评价

根据蓬莱19-3油田储层特点，选择粒径中值为5 μm的水分散型低阻微凝胶体系进行性能评价。

2.3.1 注入性能

不同注入介质下的注入压力变化情况见图7。由图7可以看出，与注水相比，随着注入PV(岩心的孔隙体积)数的增加，调驱药剂均会使注入压力提高，但与常用的油分散型颗粒调驱体系不同，水分散型低阻微凝胶注入压力较低，仅为油分散型颗粒调驱体系注入压力的50%，具有较好的注入性能。

图7 不同注入体系的注入量与注入压力的关系

2.3.2 选择性封堵性能

按照选择性封堵性能评价方法，采用现场注入水配制1%水分散型低阻微凝胶，注入并联的高低渗透岩心管中，评价微凝胶对地层的选择性封堵性能，结果见表3。

表3 水分散型低阻微凝胶选择性封堵性能

由表3可以看出，微凝胶对高渗透岩心的封堵率为96.0%，对低渗透管的封堵率为18.6%，具有明显的选择性封堵效果。同时，高渗岩心分流量由封堵前的92.7%下降至封堵后的38.8%，低渗岩心分流量由措施前的7.3%上升至封堵后的61.2%，说明经过微凝胶封堵后，高、低渗岩心分流量出现反转，剖面得到有效改善。

3 现场应用

3.1 井组概况

E井组位于蓬莱19-3油田，储层温度60 ℃，现场水矿化度25 270.6 mg/L，生产层位L50-L80，斜厚101.6 m，垂厚68.6 m,渗透率分布(63～2 787)×10-3μm2，渗透率极差44.2，突进系数2.4，变异系数0.71，非均质性严重。目前1注6采，注水压力7 MPa，接近平台限制压力8.28 MPa，对应油井含水67.39%～98.34%，井组综合含水91.37%，注水突进现象明显。

3.2 现场实施情况及措施效果

E井组累计注入水分散型低阻微凝胶工作液23 900 m3，爬坡压力1.1 MPa，现场注入顺利，视吸水指数由措施前的128.2 m3/(d·MPa)下降至48.45 m3/(d·MPa)，注水井水流优势通道得到了较好封堵，受益油井日增油60.65 m3/d，平均含水最高下降5.2%，累计增油13 786 m3，措施有效期超过220 d。