左佳奇 關(guān)燦華 朱冬

摘 ?????要： 傳統(tǒng)溶洞型油藏可固化顆粒注入性較差，密度選擇性差，同時(shí)無(wú)機(jī)顆粒堵劑剛性大、變形能力弱、通過(guò)能力差，樹(shù)脂類(lèi)堵劑無(wú)選擇性封堵作用等一系列問(wèn)題，使得塔河油田堵水效果不佳。針對(duì)塔河油田堵水現(xiàn)狀，通過(guò)系統(tǒng)考察凝膠體系成膠強(qiáng)度和脫水率來(lái)篩選合成了一種耐溫抗鹽性復(fù)合凝膠體系，通過(guò)耐溫抗鹽性機(jī)理分析等方法對(duì)樣品進(jìn)行評(píng)價(jià)，得到最佳配方：0.8%AM/AMPS+0.04%酚類(lèi)交聯(lián)劑+0.04%醛類(lèi)交聯(lián)劑+0.04%多酚+0.3%硫脲+0.1%POP+0.5%輕質(zhì)纖維BX。結(jié)果表明，此凝膠體系具有良好的耐溫抗鹽性、熱穩(wěn)定性和懸浮穩(wěn)定性，在130 ℃時(shí)，30 d脫水率低于10%，凝膠成膠時(shí)間大于8 h，可耐礦化度達(dá)到223 000 mg/L。

關(guān) ?鍵 ?詞：塔河油田;溶洞型油藏;堵劑;耐溫;抗鹽

中圖分類(lèi)號(hào)：TE 358+.3 ??????文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ??????文章編號(hào)： 1671-0460（2019）03-0449-04

Abstract： The traditional karst cave reservoirs have poor injectability and poor density selectivity of solidified particles. At the same time， the inorganic particle plugging agent has large rigidity， weak deformation ability， poor passing ability， and resin plugging agent has not selective sealing effect. Due to above problems， the water blocking effect of Tahe oilfield is not good. Aiming at the current situation of water shut-off in Tahe oilfield， the gelatinization strength and dehydration rate of gel system were systematically investigated to screen out an temperature-resistant and salt-resistant gel system， and the gel system was evaluated by analyzing the properties of temperature and salt tolerance. The best formula was obtained as follows： 0.8% AM/AMPS+0.04% phenolic crosslinker+0.04% aldehyde crosslinker+0.04% polyphenol+0.3% thiourea +0.1% POP+0.5% lightweight fiber BX. The test results showed that the gel system had good temperature and salt resistance， thermal stability and suspension stability. At 130 °C， the dehydration rate was less than 10% at 30 °C， the gel gelling time was greater than 8 h， and its salinity tolerance reached 223 000 mg/L.

Key words： Tahe oilfield; Karst reservoir; Plugging agent; Temperature resistance; Salt resistance

塔河油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層屬于古潛山型儲(chǔ)層[1]，儲(chǔ)層深度為大于5 400 m，儲(chǔ)層溫度可達(dá)130 ℃，地層水礦化度達(dá)到223 000 mg/L[2]。因受構(gòu)造作用的影響，其儲(chǔ)滲空間的形態(tài)較多變、大小較懸殊、分布不均勻。對(duì)于溶洞型儲(chǔ)集體所具體存在的堵水問(wèn)題，目前的應(yīng)對(duì)措施通常為化學(xué)堵水[3-5]。

塔河油田四、六、七、八區(qū)堵水工藝主要有3種：機(jī)械堵水、水泥堵水、化學(xué)堵水[6]，但截止到2016.7.31堵水施工初步統(tǒng)計(jì)131井次，綜合成功率僅為50%左右，堵水效果較差。塔河油田溶洞型儲(chǔ)集體的油井在鉆井過(guò)程中易發(fā)生放空漏失[7]，在生產(chǎn)過(guò)程中除了由于油水黏度差異形成小幅的水錐外，其油水界面主要呈整體水平抬升，當(dāng)油水界面達(dá)到井底溶洞的溢出頂端時(shí)，溶洞頂端的剩余油較難采出[8]。由于塔河油田原油密度為0.96～1.03 g/cm3，地層水密度為1.14 g/cm3，因此密度選擇性堵劑密度需介于1.03～1.14 g/cm3之間。但水泥類(lèi)高強(qiáng)度堵劑的密度較大，漏失的速度較快，油藏的適應(yīng)性較差，無(wú)法達(dá)到深部調(diào)剖目的;部分聚合物凝膠、微球具有一定的密度選擇性，但耐溫抗鹽性能差[9-11]。

本文針對(duì)塔河油田溶洞型儲(chǔ)集體，通過(guò)引入輕質(zhì)纖維，提高堵劑密度選擇性，使凝膠易在油水界面形成隔板，有效將底水封隔，提高堵水有效率。

1 ?實(shí)驗(yàn)部分

1.1 ?體系組分與儀器

主劑：AM/AMPS;交聯(lián)劑：酚類(lèi)交聯(lián)劑、醛類(lèi)交聯(lián)劑、多酚;穩(wěn)定劑：POP;輕質(zhì)纖維BX。

實(shí)驗(yàn)用水為自配塔河模擬地層水，總礦化度：223 000 mg/L，離子質(zhì)量濃度（mg/L）為：Na+ 73 298.4、Ca2+ 11 272.5、Mg2+ 1 518.8、HCO3- 183.6、Cl- 137 529.5。

實(shí)驗(yàn)儀器：精密增力電動(dòng)攪拌器，江蘇省金壇榮華儀器制造有限公司;分析天平，上海豪晟科學(xué)儀器有限公司;HH-s1數(shù)顯恒溫水浴鍋，金壇市金城國(guó)盛實(shí)驗(yàn)儀器廠;USI350型恒溫箱，江蘇聯(lián)友科技儀器有限公司;Brooke Friye紅外光譜儀Tensor27，上海冉超光電科技有限公司。

2 ?實(shí)驗(yàn)方法

2.1 ?凝膠體系配制

將聚合物配制成一定濃度的母液，按照一定比例用模擬水溶解酚類(lèi)交聯(lián)劑、醛類(lèi)交聯(lián)劑和多酚，然后向其加入一定比例的聚合物母液和硫脲，用攪拌器攪拌均勻，通過(guò)天平秤取20 g上述成膠液注入安瓿瓶中，利用酒精噴燈將安瓿瓶封口，最后將其置于恒溫箱中，考察成膠強(qiáng)度與脫水率。

2.2 ?性能測(cè)定方法

（1）熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

凝膠高溫穩(wěn)定性的評(píng)價(jià)方法如下：

①將配好的溶液注入安瓿瓶中，用酒精噴燈密封安瓿瓶。

②把安瓿瓶裝進(jìn)高溫罐。

③將高溫罐至于烘箱中，烘箱溫度保持恒定（140 ℃）。

（2）凝膠脫水率測(cè)定：配制好每一種成膠液，分別注入多根安瓿瓶，放置于不同老化罐中，在相應(yīng)的天數(shù)取出其中1根，打開(kāi)安瓿瓶，用分析天平稱(chēng)出凝膠中析出水質(zhì)量，用如下公式計(jì)算脫水率[12]（初始成膠液質(zhì)量20 g）。

（3）凝膠強(qiáng)度測(cè)定

本次實(shí)驗(yàn)中于成膠液成膠后采用強(qiáng)度代碼法[13]來(lái)測(cè)試凝膠強(qiáng)度，從而得到一個(gè)具體的凝膠強(qiáng)度區(qū)分（如表1所示）。

2.3 ?紅外光譜分析

當(dāng)凝膠液在恒溫箱中強(qiáng)度達(dá)到H級(jí)別后，打開(kāi)安瓿瓶，利用鼓風(fēng)干燥箱使其徹底烘干，將干凝膠冷卻研磨成顆粒后進(jìn)行紅外光譜分析。

2.4 ?微觀可視化模型研究

縫洞油藏微觀可視化模擬裝置由長(zhǎng)江大學(xué)提供;通過(guò)裝置模擬實(shí)際環(huán)境，觀測(cè)樣品效果。

3 ?實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1 ?堵劑配方優(yōu)選

3.1.1 ?AM/AMPS、酚類(lèi)交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)凝膠影響

選取酚類(lèi)交聯(lián)劑/醛類(lèi)交聯(lián)劑質(zhì)量比為1：1，硫脲用量0.3%，成膠溫度130℃，考察AM/AMPS、酚類(lèi)交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)凝膠影響，結(jié)果如圖1、圖2所示。

AM-AMPS分子結(jié)構(gòu)中引入了甲基丙磺酸基團(tuán)（丙烯酰胺共聚物具有比HPAM更好的耐溫和抗鹽性[14]），使分子空間位阻顯著增加，聚合物的水解與降解受到抑制，因而耐溫抗鹽性能大幅提高[15]，為由AM-AMPS配制耐溫抗鹽凝膠奠定了基礎(chǔ)[16]。

由圖1可知，當(dāng)交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)一定時(shí)，隨著AM/AMPS質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，凝膠脫水率降低;當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%時(shí)，再加量脫水率變化幅度不大。因考慮經(jīng)濟(jì)效果，最終確定合成凝膠體系的AM/AMPS質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%。

由圖2可知，當(dāng)AM/AMPS質(zhì)量分?jǐn)?shù)一定時(shí)，交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，凝膠脫水率先減小后增大。當(dāng)酚類(lèi)交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%時(shí)，凝膠脫水率最低，這可能是交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)因?yàn)檩^低，使凝膠的交聯(lián)密度過(guò)低，持水能力較差，從而脫水率較高。但僅用酚類(lèi)交聯(lián)劑、醛類(lèi)交聯(lián)劑兩種交聯(lián)劑，凝膠5 d脫水率均大于20%，因此考慮再加入一種助交聯(lián)劑，使凝膠體系進(jìn)一步穩(wěn)定。

3.1.2 ?助交聯(lián)劑（0.05%）對(duì)凝膠的影響

選取酚類(lèi)交聯(lián)劑/醛類(lèi)交聯(lián)劑質(zhì)量比為1∶1，AM/AMPS用量為0.8%，硫脲用量0.3%，成膠溫度130 ℃，考察助交聯(lián)劑（0.05%）對(duì)凝膠性能的影響，結(jié)果如圖3所示。

3.1.3 ?交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)凝膠的影響

選取酚類(lèi)交聯(lián)劑、醛類(lèi)交聯(lián)劑、多酚的用量比定為1∶1∶1，AM/AMPS用量為0.8%，硫脲用量0.3%，成膠溫度130 ℃，考察交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)凝膠強(qiáng)度、成膠時(shí)間、脫水率的影響，結(jié)果如表2所示。

由表2可知，交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，凝膠強(qiáng)度增加，成膠時(shí)間縮短，脫水率先降低后升高，交聯(lián)劑用量為0.04%時(shí)，凝膠脫水率最低，因此選擇0.04%作為酚類(lèi)交聯(lián)劑、醛類(lèi)交聯(lián)劑、多酚的使用濃度。因其在現(xiàn)有最優(yōu)條件下30 d時(shí)脫水率達(dá)到8.9%，需通過(guò)加入穩(wěn)定劑POP來(lái)提高凝膠的穩(wěn)定性。

3.1.4 ?交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)凝膠的影響

選取酚類(lèi)交聯(lián)劑、醛類(lèi)交聯(lián)劑、多酚的用量均為0.04%，AM/AMPS用量為0.8%，硫脲用量0.3%，成膠溫度130 ℃，考察穩(wěn)定劑POP質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)凝膠性能的影響，結(jié)果如圖4所示。

根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果，最終確定凝膠的最佳配方：0.8%AM/AMPS+0.04%酚類(lèi)交聯(lián)劑+0.04%醛類(lèi)交聯(lián)劑+0.04%多酚+0.3%硫脲+0.1%POP+0.5%輕質(zhì)纖維BX。

3.2凝膠體系結(jié)構(gòu)表征

通過(guò)紅外光譜觀察耐溫抗鹽性復(fù)合凝膠體系化學(xué)結(jié)構(gòu)表征（如圖5所示）。

在圖譜中，凝膠體系1 203 cm-1處出現(xiàn)了明顯的振動(dòng)吸收峰，歸屬于苯環(huán)中的C-H振動(dòng)吸收峰，由此說(shuō)明芳環(huán)交聯(lián)劑成功引入到了凝膠結(jié)構(gòu)中;正常情況下酰胺基中的C=O的振動(dòng)吸收峰在1 600 cm-1處，但該圖譜中的酰胺基中的C=O的振動(dòng)吸收峰移至1 629 cm-1處，發(fā)生明顯的移動(dòng)，說(shuō)明AM/AMPS中的酰胺基與交聯(lián)劑發(fā)生了交聯(lián)反應(yīng)。在1 403 cm-1處出現(xiàn)了明顯的吸收峰，該峰屬于烯烴的C-H彎曲振動(dòng)吸收峰，由此說(shuō)明凝膠中含有輕質(zhì)纖維BX。

4 ?結(jié) 論

（1）研制出的耐溫抗鹽性復(fù)合凝膠最優(yōu)配方為：0.8%AM/AMPS+0.04%酚類(lèi)交聯(lián)劑+0.04%醛類(lèi)交聯(lián)劑+0.04%多酚+0.3%硫脲+0.1%POP+0.5%輕質(zhì)纖維BX。

（2）針對(duì)于塔河油田高溫高鹽的復(fù)雜環(huán)境，此凝膠體系具有良好的耐溫性和熱穩(wěn)定性，在130 ℃時(shí)，30 d脫水率低于10%，凝膠成膠時(shí)間大于8 h。同時(shí)還具有良好的抗鹽性，可耐礦化度達(dá)到223 000 mg/L。

參考文獻(xiàn)：

[1]屈紅軍. 阿克庫(kù)勒凸起加里東期巖溶作用與儲(chǔ)層發(fā)育規(guī)律[A]. 中國(guó)礦物巖石地球化學(xué)學(xué)會(huì).第九屆全國(guó)古地理學(xué)及沉積學(xué)學(xué)術(shù)會(huì)議論文集[C].中國(guó)礦物巖石地球化學(xué)學(xué)會(huì)，2006：2.

[2]龍秋蓮. 塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏堵水機(jī)理研究[D].中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），2009.

[3]榮元帥，高艷霞，李新華.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏堵水效果地質(zhì)影響因素[J].石油與天然氣地質(zhì)，2011，32（06）：940-945.

[4]姚翔，董杰，楊慧，楊雪. 碳酸鹽巖油藏化學(xué)堵水工藝研究與評(píng)價(jià)[J].石油化工應(yīng)用，2012，31（08）：61-64.

[5]甘露，石凱，張淑華.塔河原油脫鹽脫水研究最新進(jìn)展[J].當(dāng)代化工，2013，42（12）：1652-1654.

[6]王建云.塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏堵水工藝技術(shù)淺談[J].新疆石油天然氣，2005（02）：62-68+2-1.

[7]李陽(yáng). 塔河油田奧陶系碳酸鹽巖溶洞型儲(chǔ)集體識(shí)別及定量表征[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2012，36（01）：1-7.

[8]杜立濱.碳酸鹽巖油藏油井堵水效果評(píng)價(jià)——以塔河油田為例[J].中國(guó)高新技術(shù)企業(yè)，2008（16）：89+92.

[9]楊建清. 縫洞型碳酸鹽巖油藏密度選擇性堵水工藝技術(shù)研究[D]. 西南石油大學(xué)，2013.

[10]潘國(guó)臣，劉鋒，徐偉，王正榮.塔河油田嚴(yán)重漏失井?dāng)D水泥堵水工藝研究[J].鉆采工藝，2013，36（02）：12-14+147.

[11] 何星，吳文明，李亮.密度選擇性堵水工藝在縫洞型油藏中的應(yīng)用[J].斷塊油氣田，2013，20（03）：380-383.

[12]黎慧，戴彩麗，魏子揚(yáng)，等. 適用于海上油田的耐溫抗鹽速溶凍膠堵劑的研究[J].石油鉆采工藝，2014，36（3）：96-99.

[13]SYDANSK R D.Acrylamide-polymer/chromium（Ⅲ）-carboxylate gelsfor near wellbore matrix treatments[J]. SPE Advanced Technology Series，1993，1（1）：146-152.

[14]張玉平，葉彥春，郭燕文，張軍良.耐溫抗鹽型丙烯酰胺共聚物的研究進(jìn)展[J].應(yīng)用化工，2005（10）：11-13.

[15]Audibert A，Argillier J F.Thermal stability of sulfonated Polymers[J].SPE 2995，1995.

[16]李奇，蒲萬(wàn)芬，王亞波，耿向飛.AM/AMPS共聚物的合成與性質(zhì)研究[J].應(yīng)用化工，2012，41（02）：300-303+313.