耐高温凝胶调剖体系成胶性能影响因素研究

杨劲舟，徐国瑞，李建晔，鞠野，刘光普，李海峰

耐高温凝胶调剖体系成胶性能影响因素研究

杨劲舟1,2，徐国瑞1,2，李建晔1,2，鞠野1,2，刘光普1,2，李海峰1,2

（1. 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459；2. 天津市海洋石油难动用储量开采企业重点实验室，天津 300459）

通过优化聚合物及交联剂类型及比例，研究对凝胶体系成胶性能及耐温耐盐性能的影响，研制出了适用于高温高盐油藏的凝胶调剖体系，并获得了主要性能指标。实验结果表明，所研究的高温凝胶体系在温度140 ℃、矿化度50 000 mg·L-1条件下，成胶强度高、稳定性好且脱水率低，满足海上油田调剖技术的应用需求。

海上油田； 高温高盐； 凝胶体系； 配方优化

海上油田经过长期注水开发，可采储量的60%来自高含水油田[1-2]，由于大孔道发育、水窜程度严重，聚合物凝胶调剖技术具有较强的适应性，已经成为国内外研究的重点[3-4]。针对愈发苛刻的油藏条件，耐高温凝胶调剖体系的性能制约着调剖技术在海上油田高温高盐油藏的应用[5]。由于受聚合物及交联剂自身性能的影响，常规凝胶体系在高温下无法成胶，成胶后易脱水降解，长期稳定性差，一般只能用于温度110 ℃以下的储层[6-7]。随着海上油田调剖技术持续扩大化应用，需开展耐高温凝胶调剖体系研发[8]。通过研究不同聚合物和交联剂类型、浓度对凝胶成胶性能的影响[9]，形成了可在高温（140 ℃）、高盐（50 000×10-6）油藏应用的调剖体系，大大扩展了调剖技术的应用边界。

1 实验部分

1.1 实验仪器

电子天平，上海圣科仪器设备有限公司；欧洲之星机械搅拌器，上海圣科仪器设备有限公司；DHG-924A型恒温箱，武汉林频实验设备有限公司；酒精喷灯，山东朗斯普仪器有限公司；MCR 301流变仪，安东帕（上海）商贸有限公司；傅里叶变换光谱仪，美国PE公司。

1.2 实验材料

氯化钠、氯化钙，国药集团化学试剂公司，YF系列聚合物，山东诺尔生物科技有限公司，FQ系列交联剂，山东优索化工科技有限公司。

1.3 实验方案

1.3.1 盐水的配制

将烧杯置于磁力搅拌器上，使用量筒量取一定体积的去离子水倒入烧杯中，使用电子天平称量一定质量的氯化钠与无水氯化钙，将称取好的氯化钠与无水氯化钙均匀溶于水中，充分搅拌后即可得到实验所需的不同矿化度的盐水。

1.3.2 凝胶体系的配制

使用500 mL烧杯称取200 g去离子水或盐水，在400 r·min-1搅拌速度下加入一定量聚合物，持续搅拌2 h，配制质量浓度为1%的聚合物溶液，并根据需要稀释为不同浓度溶液，在搅拌状态下加入定量交联剂和助剂，继续搅拌30 min。

1.3.3 安瓿瓶的烧制

a.使用针管将配制好的凝胶溶液转移至安瓿瓶中，注入量在安瓿瓶的1/3～1/2；

b.点燃酒精喷灯，将安瓿瓶倾斜约45度，并持镊子扶在安瓿瓶瓶口，在酒精灯火焰中将瓶口烧熔，从而将瓶内凝胶体系密封；

c.将安瓿瓶放入高温反应釜中，向高温反应釜中注水至水面与瓶中凝胶溶液液面相平，安装高温反应釜，放入烘箱中恒温。

图1 安瓿瓶烧制示意图

1.3.4 成胶时间的测定

每隔2 h取出安瓿瓶，在高温条件下将安瓿瓶倒置，观察成胶情况，参照Sydansk凝胶代码法（如表1所示）确定凝胶强度。若凝胶体系无法流到瓶口，则确定凝胶体系可以成胶（强度D级），记录该时间为凝胶初凝时间，并将凝胶强度达到稳定的时间记为成胶时间[10-11]。

表1 凝胶强度代码表

图2 凝胶强度代码示意图

1.3.5 凝胶稳定性的测定

凝胶体系长时间在高温下老化会出现脱水的情况，原因是在高温下凝胶体系中聚合物分子链发生热降解，或聚合物与交联剂发生过交联[12]。因此，需使用脱水率和黏度保留率表征凝胶热稳定性，脱水率计算公式如下：

=（1-2）/×100% （1）

其中：1——安瓿瓶中凝胶体系的初始体积；

2——安瓿瓶中凝胶体系脱水后的凝胶体积。

2 实验结果与讨论

2.1 交联体系对成胶性能的影响

考察不同类型常用酚类交联剂与醛类交联剂组合在高温下对凝胶体系成胶性能的影响，酚类交联剂为FQ-1、FQ-3、FQ-5，醛类交联剂为FQ-2、FQ-4。

2.1.1 低矿化度水中成胶性能评价

使用去离子水配制0.4%浓度的YF15型、YF20型聚合物溶液，分别与不同类型0.4%浓度交联体系（0.2%酚类+0.2%胺类）充分混合，置于140 ℃条件下反应，成胶实验结果如所示，48 h后成胶状态如图3所示。

表2 YF15型聚合物与不同交联体系成胶实验结果

注：“/”代表无法成胶。

图3 YF15型聚合物与不同交联体系成胶实验结果

由表2和图3可知，针对YF15聚合物，对比6种交联体系，酚类交联剂FQ-5在高温下无法成胶；醛类交联剂FQ-2成胶强度较低（D级）、脱水率高（≥8%）；酚类交联剂FQ-1、FQ-3与醛类交联剂FQ-4成胶强度高（H级）、脱水率低（≤3）。

如表3和图4所示，针对YF20聚合物，对比6种交联体系，酚类交联剂FQ-5在高温下无法成胶；醛类交联剂FQ-2成胶强度较低（C级）甚至不成胶、脱水率高（30%）；酚类交联剂FQ-1与醛类交联剂FQ-4成胶强度高（H级）且不脱水；酚类交联剂FQ-3与醛类交联剂FQ-4成胶强度低（D级）。

表3 YF20型聚合物与不同交联体系成胶实验结果

注：“/”代表无法成胶。

图4 YF15型聚合物与不同交联体系成胶实验结果

实验结果表明，低矿化度水中，酚类交联剂FQ-1、FQ-3与醛类交联剂FQ-4组成的交联体系成胶效果较好，YF15聚合物成胶效果好于YF20聚合物。

2.1.2 高矿化度水中成胶性能评价

选择YF15聚合物考察高矿化度下不同交联体系对凝胶成胶性能的影响。

使用50 000 mg·L-1矿化度的盐水配制0.4% YF15聚合物溶液，与不同类型的0.4%交联体系混合后，置于140 ℃环境中加热，48 h后成胶情况如表4和图5所示。

实验结果表明，酚类交联剂FQ-5与醛类交联剂FQ-2不成胶；交联体系FQ-1、FQ-4形成的凝胶强度最高（G级）；交联体系FQ-3、FQ-4形成的凝胶强度较低（D级）。

表4 YF15聚合物与不同交联体系成胶实验结果

图5 YF15聚合物与不同类型交联剂的成胶情况

根据实验结果，高温高矿化度条件下，交联体系FQ-1、FQ-4成胶效果最好，可形成高强度凝胶，48 h不脱水。

2.2 聚合物类型对成胶性能的影响

2.2.1 低矿化度水中成胶性能评价

室温下，使用去离子水配制不同类型0.4%浓度聚合物溶液，与0.4%交联体系（0.2% FQ-1+0.2% FQ-4）混合后，置于140 ℃条件下反应，实验结果如表5所示，48 h后凝胶状态如图6所示。

表5 不同类型聚合物成胶实验结果

图6 不同类型聚合物成胶效果图

实验结果表明，FQ-1、FQ-4交联体系成胶强度较高，除YF10聚合物外，凝胶强度均可达到H或I级，且稳定性好，老化48 h不脱水。

2.2.2 高矿化度水中成胶性能评价

使用50 000 mg·L-1矿化度的盐水配制不同类型0.4%浓度聚合物溶液，与0.4%交联体系（0.2%FQ-1+0.2%FQ-4）混合，置于140 ℃环境中加热，48 h后成胶结果如表6和图7所示。

表6 不同类型聚合物成胶实验结果

图7 不同类型聚合物成胶效果图

实验结果表明，YF13、YF15和YF18三种聚合物形成的凝胶强度较高，可达到F级以上，且加热48 h未见脱水。

使用Physica MCR 301旋转流变仪在0.1～100 Hz频率下测量YF13、YF15和YF18三种聚合物凝胶体系的储能模量和损失模量，并在7.34 s-1剪切速率下测定凝胶黏度，实验结果如图8所示，YF18和YF15聚合物凝胶的储能模量可达到10 Pa以上，损失模量达到2 Pa，而YF13聚合物凝胶的储能模量和损失能模量相对较小，因此优选YF18和YF15聚合物。

2.3 交联体系中酚类和醛类比例对成胶效果的影响

室温下，使用50 000 mg·L-1矿化度水分别配制0.4%浓度YF13、YF15、YF18聚合物溶液，与0.4%浓度不同FQ-1、FQ-4比例的交联体系充分混合，置于140 ℃环境中加热48 h，实验结果如表7所示，48 h后YF18聚合物凝胶成胶状态如图9所示。

实验结果表明，聚合物凝胶成胶时间为10～14 h，改变酚类和醛类比例，凝胶强度显著降低，酚醛比例为1∶1时，形成的凝胶强度较高，且48 h后不脱水。

表7 酚类与醛类比例对成胶效果的影响

图9 YF18聚合物与不同酚醛比例交联体系成胶效果图

2.4 聚合物与交联剂的比例

室温下，使用50 000 mg·L-1矿化度水配制不同浓度YF15、YF18聚合物溶液，固定FQ-1和FQ-4比例为1∶1，改变交联体系浓度，置于140 ℃环境下加热，实验结果如表8所示，48 h后凝胶体系成胶状态如图10所示。

表8 聚合物和交联剂比例对成胶效果的影响

图10 聚合物和交联剂的配比对凝胶的影响

由表8和图10可知，随着聚合物和交联剂浓度的增加，交联位点增加，交联反应加快，成胶时间缩短，凝胶强度增加。若交联剂浓度低于聚合物浓度，则形成的凝胶强度较低，因此聚合物和交联剂的比例应小于等于1∶1。

3 结语

通过聚合物和交联剂类型及比例优选实验，根据聚合物凝胶成胶时间、成胶强度、脱水率等指标综合确定耐温凝胶聚合物主剂为YF18或YF15，交联剂为FQ-1和FQ-4，其中酚类和醛类比例为1∶1，聚合物和交联剂比例应小于等于1∶1。

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Influencing Factors of Gel Forming Properties of High Temperature Gel Profile Control System

1,2,1,2,1,2,1,2,1,2,1,2

（1. China Oilfield Services Limited Oilfield Production Division, Tianjin 300459, China;2.Tianjin Key Laboratory of Offshore Oil Difficult to Use Reserves Mining Enterprises, Tianjin 300459, China）

By optimizing the type and proportion of polymer and crosslinking agent, influence on gel gelation properties, temperature and salt tolerance was studied, a gel system suitable for high temperature and high salinity reservoirs was developed, and the main performance indicators were obtained. The experimental results showed that the high temperature gel system had high gel strength, good stability and low dehydration rate under the condition of 140 ℃ and 50 000 mg·L-1salinity , and met the application requirements of offshore oilfield profile control technology.

Offshore oil field; High temperature and high salt; Gel system; Formula optimization

2022-07-04

杨劲舟（1989-），男，天津市人，中级职称，硕士研究生，2014年毕业于中国石油大学（北京），从事提高采收率技术研究与应用工作。

TE358

A

1004-0935（2023）01-0023-05