莊天琳，宋考平，王紀偉

（東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室， 黑龍江 大慶 163318）

高溫高鹽油藏APP5凝膠體系性能研究

莊天琳，宋考平，王紀偉

（東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室， 黑龍江 大慶 163318）

安第斯油田屬于典型的高溫高鹽碎屑巖油藏，在高溫（95 ℃）、高鹽（71.5 g/L）的條件下，為了提高聚合物耐溫耐鹽性能，并且考慮到該油田裂縫發(fā)育，油層非均質性嚴重, 采用 APP5/烏洛托品凝膠體系進行實驗。通過室內實驗對凝膠體系的耐溫性、抗鹽性、穩(wěn)定性和封堵能力進行評價，并通過驅油實驗，對比單一聚合物與凝膠體系的驅油效果。得出以下結論：凝膠體系具有更好的耐溫耐鹽能力，封堵效果較好，凝膠體系驅油比單一聚合物驅油采收率高。

高溫高鹽；聚合物；凝膠；穩(wěn)定性；采收率

安第斯油田屬于典型的高溫（95 ℃）高鹽（71.5 g/L）碎屑巖油藏[1]，由于長期的水驅，該油田已經進入到高含水期[2]，含水率達到87.5%。在這種長期水流沖刷作用下，在非均質儲層中逐漸形成了水流優(yōu)勢通道，引起注水低效循環(huán)。為此，通過調研[3-5]，選取了耐溫耐鹽疏水締合聚合物APP5與烏洛托品進行凝膠配制，對凝膠體系在模擬油藏高溫高鹽條件下，進行性能測試，判斷其封堵能力與驅油效果。

1 實驗部分

1.1 主要材料和儀器

主要材料：根據(jù)油田實際情況以及國內外抗溫抗鹽聚合物的應用[6,7]，選取 APP5疏水締合聚合物（由四川光亞化工有限公司生產）、交聯(lián)劑烏洛托品、苯酚和熱穩(wěn)定劑硫脲進行凝膠配制[8,9]。APP5聚合物固含量 89%，水解度 25%，相對分子質量6.0×107。模擬地層油（粘度10.97 mPa·s）經安第斯油田地面脫氣原油加入中性煤油配制得到。模擬地層水（礦化度71.5 g/L）配方見表1。驅油用巖心（現(xiàn)場提供）規(guī)格f2.5 cm×10 cm，平均氣測滲透率985×10-3μm2。清水由大慶油田提供，礦化度798.8 mg/L。

表1 地層水離子配方Table 1 Ion formulation of formation water

主要儀器: 燒杯、WCJ-801型控溫磁力攪拌器、KD-Ⅱ型恒溫箱、DV-Ⅲ+恒溫水浴布氏數(shù)顯粘度計（美國Brookfield公司）、巖心夾持器（江蘇珂地石油儀器有限公司）、真空泵、平流泵、精密壓力表真空表、閥門、管線等。

1.2 實驗方法

1.2.1 凝膠配制

用清水配制APP5聚合物母液(5 000 mg/L)，將聚合物母液放置于50 ℃的KD-II型恒溫箱中熟化6～8 h；用配制好的模擬地層水稀釋聚合物母液至濃度2 000 mg/L，在每升聚合物溶液中加入交聯(lián)劑烏洛托品5 00 mg、苯酚300 mg、熱穩(wěn)定劑硫脲10 mg，將混合液放置在50 ℃攪拌器上攪拌2～3 h，攪拌均勻后放置在95 ℃恒溫箱中成膠。

1.2.2 APP5聚合物凝膠性能測試

將配置好的凝膠體系放入DV-III+型粘度儀中，測量在恒溫水浴溫度為60、65、70、85、90、95 ℃溫度條件下凝膠體系的粘度值，根據(jù)實驗結果數(shù)據(jù)對凝膠體系的耐溫情況進行分析。

將凝膠體系放入DV-III+型粘度儀中，測量不同礦化度下凝膠體系粘度，恒溫水浴溫度為 95 ℃，根據(jù)實驗結果數(shù)據(jù)對凝膠體系耐鹽情況進行分析。

將凝膠體系放置于 95 ℃恒溫箱中，每隔一定時間測量凝膠體系的粘度值，分析凝膠體系的穩(wěn)定性。

在驅油過程中，分別計算水驅至含水率87%和凝膠驅+后續(xù)水驅至含水 98%時的巖心水測滲透率Ka和Kb，最終計算得到封堵效率η，對比分析驅油結束時和45 d后的封堵性能變化。

1.2.3 驅油實驗

APP5/烏洛托品凝膠體系驅油實驗步驟[10,11]：利用真空泵將天然巖心抽空2 h，飽和模擬地層水并進行孔隙體積測量；將巖心置于 95 ℃恒溫箱中加熱12 h后飽和原油，在95 ℃恒溫箱中巖心熟化8～10 h；水驅油至出口端含水率達到 87%計算水驅采收率；注入配制好的0.25PV凝膠體系，繼續(xù)水驅至出口端含水率達98%時，計算APP5凝膠驅采收率。

APP5疏水締合聚合物驅油實驗步驟：利用真空泵將天然巖心抽空2 h，飽和模擬地層水并進行孔隙體積測量；將巖心置于95 ℃恒溫箱中加熱12 h后飽和原油，在95 ℃恒溫箱中巖心熟化8～10 h；水驅油至出口端含水率達到87%計算水驅采收率；注入配制好的APP5聚合物溶液0.25PV，聚合物溶液濃度 2 500 mg/L，繼續(xù)水驅至出口端含水率達98%時，計算聚驅采收率。實驗溫度均為：95 ℃。

2 結果與討論

2.1 凝膠耐溫性

不同溫度下，凝膠體系粘度變化如圖1所示。從圖中可以看出：溫度對凝膠體系的影響非常大，隨著溫度的升高，凝膠體系粘度迅速降低，但溫度達到 95 ℃時，體系粘度仍能保持較高，粘度值為17 400 mPa·s，因此經分析判斷該凝膠體系具有良好的抗溫性能。

圖1 APP5凝膠體系粘溫曲線圖Fig.1 Viscosity-temperature curve of APP5 gel system

2.2 凝膠抗鹽性

不同礦化度條件下，凝膠體系粘度變化如圖 2所示。

圖2 APP5凝膠體系粘度與礦化度關系曲線Fig.2 Relationship curve between viscosity and salinity of APP5 gel system

從圖中可以看出：礦化度對凝膠體系也有一定的影響，隨著礦化度的升高，凝膠體系粘度逐漸降低，但礦化度達到70 g/L時，體系粘度仍能保持較高，粘度值為15 830 mPa·s，因此經分析判斷該凝膠體系具有良好的抗鹽性能。

2.3 凝膠穩(wěn)定性

凝膠體系粘度隨時間變化如圖3所示。從圖3中可以看出：經1個月穩(wěn)定性測試，前13 d體系粘度逐漸增加，隨后粘度逐漸降低，但隨著時間的延長，體系粘度逐漸平穩(wěn)，不再有明顯的變化，第30 d粘度值為2 015 mPa·s，經觀察，體系沒有出現(xiàn)明顯脫水現(xiàn)象，因此該體系穩(wěn)定性良好。

2.4 凝膠封堵性能

根據(jù)不同實驗階段計算得到的Ka、Kb，得到封堵效率如表2所示。

圖3 凝膠體系粘度隨時間的變化曲線Fig.3 Change of viscosity with time of gel system

由表2可得出：不同實驗階段計算得到的封堵效率皆在70%以上，45 d后封堵效率有所降低，但仍具有較好的封堵效果。因此，該凝膠體系在高溫高鹽的條件下，可以起到很好的封堵能力。

2.5 驅油實驗-采收率

根據(jù)單一APP5聚合物和APP5/烏洛托品凝膠體系驅油實驗，分別測得不同驅替階段下采收率，如表3和表4所示。

表3 APP5聚合物不同驅替階段下采收率Table 3 Oil recovery of APP5 polymer under different flooding stages

對比表3和表4可知：凝膠驅采收率明顯高于單一聚合物驅，并且，采收率增幅高于單一聚驅8.5%，因此綜上性能測試，APP5/烏洛托品凝膠體系不僅耐溫抗鹽，穩(wěn)定性、封堵性能良好，而且在高含水期時采收率提高幅度較大，可以為油田帶來更多的經濟效益。

表4 凝膠體系不同驅替階段下采收率Table 4 Oil recovery of the gel system under different flooding stages

3 結 論

（1）配制的APP5/烏洛托品凝膠體系具有良好的耐溫抗鹽性能，并且具有良好的穩(wěn)定性，1個月后未觀察到明顯的脫水現(xiàn)象。

（2）凝膠體系具有較強的封堵能力，驅油結束時封堵效率可以達到87.54%，45 d后仍具有良好的封堵性能。

（3）凝膠驅比單一聚驅驅油效果更佳，提高采收率幅度高出8.5%，有利于提高油田整體的經濟效益。

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Study on Properties of APP5 Gel System in High Temperature and High Salinity Reservoir

ZHUANG Tian-lin，SONG Kao-ping，WANG Ji-wei
（Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery , Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China）

ANDES oilfield belongs to typical high temperature and high salinity clastic rock reservoir. Under theconditions of high temperature (95 ℃) and high salinity (71.5 g/L), in order to improve the ability of anti-hightemperature and high salinity of polymer, and taking into account of the fracture development and heterogeneity inoilfield, the APP5/ urotropin gel system was used in experiments. Through the indoor experiment, the abilities oftemperature resistance, salt resistance, stability and sealing of gel system were evaluated. And flooding effects of singlepolymer and gel system were compared by oil displacement experiment. The results show that, the gel system hasbetter ability of resistance to temperature and salt and salt resistance, plugging performance, and the gel system hashigher oil recovery than single polymer.

High temperature and high salinity; Polymer; Gel; Stability; Oil recovery

TE 357.46；TE 39

A

1671-0460（2015）08-1752-03

東北石油大學研究生創(chuàng)新科研項目“聚驅后二元驅階段波及規(guī)律研究”，項目號：YJSCX2014-018NEPU。

2015-06-22

莊天琳（1990-），女，黑龍江大慶人，東北石油大學油氣田開發(fā)工程學術碩士研究生，2013年畢業(yè)于東北石油大學石油工程專業(yè)，從事提高油藏采收率研究工作。E-mail：zhuangtianlinde@163.com。