山金城 張艷輝 張延旭 陳維余 李虎

摘 ?????要： 針對渤海某油田聚合物凍膠調(diào)剖體系用海水配制注入壓力上升快、穩(wěn)定性差且注入困難的問題，研發(fā)了雙低-活性凍膠調(diào)剖體系。在目標(biāo)油藏條件下，優(yōu)化了新體系的凍膠體系配方，最佳配方為：0.3%聚合物（分子量1 200萬/水解度15%）+0.3%交聯(lián)劑+0.2%磺基甜菜堿表活劑。該體系能夠使用海水配制，耐鹽穩(wěn)定性好，具有良好的注入性、封堵性能，在保證封堵能力的同時，與常規(guī)聚合物凍膠體系相比，能夠大幅降低注入壓力40%以上，適用于注海水開發(fā)油田以及對注入壓力敏感的調(diào)剖措施。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)條件下，雙低-活性凍膠調(diào)剖體系提高了原油采收率20%以上，能夠滿足對目標(biāo)油藏調(diào)剖要求。該體系在渤海某油田成功應(yīng)用，階段增油降水效果明顯。

關(guān) ?鍵 ?詞：低分子量;低水解度;活性凍膠;調(diào)剖;現(xiàn)場應(yīng)用

中圖分類號：TE357.46，O648.17，TE39 ???文獻(xiàn)標(biāo)識碼：?A ???文章編號： 1671-0460（2020）03-0713-05

Research and Application of Active Gel Profile Control Agent With Low Molecular Weight and Low Hydrolysis Degree for Offshore Oilfields

SHAN Jin-Cheng¹， ZHANG Yan-Hui²， ZHANG Yan-Xu¹， CHEN Wei-Yu²， LI Hu¹

（1. CNOOC（China）Pengbo Operating Company， Tianjin 300452， China;

2. CNOOC EnerTech-Drilling?&?Production Co.，?Ltd.，?Tianjin 300452， China）

Abstract： ?According to the problem of fast injection pressure rise， low?stability and poor injectivity when injecting the polymer gel in an oilfield of Bohai， the active gel with low molecular weight and low hydrolysis degree was developed， the formula of gel was optimized as follows： 0.3% polymer（molecular weight twelve million， and hydrolysis 15%） + 0.3% cross-linked agent + 0.2% sulfonyl betaine surfactant. It can be prepared with sea water， and has good salt tolerance， injectivity， plugging property. Compared with the conventional gel， it can adapt to?the oilfield development by injecting?seawater and is sensitive to the injection pressure， whose injection pressure can be reduced by 40%. The results of performance evaluation experiments showed that the profile control agent of moderate strength could increase?the oil recovery over 20% in laboratory experiment condition. It was applied in Bohai oilfield，?and the effect of oil increment and water reduction was obvious.

Key words： ?low molecular weight; ?low hydrolysis; ?active gel; ?profile control;??field application

隨著渤海油田逐漸進(jìn)入中高含水期，調(diào)剖調(diào)驅(qū)措施作為注水開發(fā)油田穩(wěn)油控水的一項(xiàng)重要技術(shù)手段，已經(jīng)取得越來越廣泛的應(yīng)用。為防止疏松砂巖出砂問題，渤海油田多數(shù)注水井使用優(yōu)質(zhì)篩管防砂完井，而聚合物凍膠調(diào)剖體系可過篩管、封堵能力適中、深部運(yùn)移性好，在渤海油田獲得了廣泛的應(yīng)用^[1]。渤海某油田由于地層滲透率低、注入海水礦化度高、水質(zhì)不穩(wěn)定等原因，造成聚合物凍膠等調(diào)剖體系注入壓力上升快、穩(wěn)定性差且注入困難，導(dǎo)致調(diào)剖調(diào)驅(qū)措施效果不佳。因此，急需研發(fā)一種適用于該油田的低注入壓力耐鹽凍膠調(diào)剖體系，改善現(xiàn)有調(diào)剖體系的注入性和穩(wěn)定性。

雙低-活性凍膠調(diào)剖體系主要是采用低分子量低水解度聚丙烯酰胺，降低成膠液黏度，再輔助加入表面活性劑，降低表面張力，增強(qiáng)成膠液表面活性，以達(dá)到降低注入壓力的目的。另外，低分子量低水解度聚丙烯酰胺還可增加交聯(lián)密度，提高聚合物凍膠體系在海水配制條件下的穩(wěn)定性能。該聚合物凍膠調(diào)剖體系能夠使用海水配制，耐鹽性能好。在油藏條件下，能夠形成黏彈性凍膠，熱穩(wěn)定性好，且在保證封堵能力的同時，與常規(guī)聚合物凍膠體系相比，能夠大幅降低注入壓力，適用于注海水開發(fā)油田以及對注入壓力敏感的調(diào)剖措施。

1 ?實(shí)驗(yàn)部分

1.1 ?儀器與材料

旋轉(zhuǎn)黏度計，Brookfield;封堵實(shí)驗(yàn)儀，江蘇海安石油科研儀器有限公司;TX500C表面張力儀;電熱恒溫干燥箱， 非均質(zhì)巖心（45 mm×45 mm×300 mm，石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)），均質(zhì)巖心柱（?38×100 mm，石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)），巖心夾持器，SCOTT瓶等。

不同分子量、不同水解度陰離子聚丙烯酰胺，工業(yè)品;酚醛樹脂交聯(lián)劑，有效含量25%，工業(yè)品;甜菜堿型表面活性劑，有效含量60%，工業(yè)品;渤海某油田E井區(qū)生產(chǎn)原油，地下原油黏度（60 ℃）78.7～215 mPa·s;渤海某油田E井區(qū)現(xiàn)場注入水（配制聚合物凍膠），注入水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)見表1。

1.2 ?實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1??成膠時間及強(qiáng)度測定

使用現(xiàn)場注入水配制成膠液，測試恒溫不同時間后聚合物凍膠體系黏度^[2]，當(dāng)成膠黏度最大時，恒溫時間即為體系成膠時間，測試的最大黏度值即為體系成膠強(qiáng)度，實(shí)驗(yàn)溫度60 ℃。

1.2.2 ?注入及封堵性能評價

使用目標(biāo)油田E平臺現(xiàn)場注入水配制聚合物凍膠體系，通過巖心封堵實(shí)驗(yàn)物理模型^[3]，將聚合物凍膠成膠液擠注到巖心中，實(shí)驗(yàn)裝置見圖1，測定聚合物凍膠體系的注入及封堵性能，實(shí)驗(yàn)溫度60 ℃。

1.2.3??驅(qū)油性能評價

在該油田E井區(qū)地質(zhì)油藏條件下，借助非均質(zhì)人造巖心，評價該聚合物凍膠調(diào)剖體系的驅(qū)油性能，模擬實(shí)驗(yàn)溫度60 ℃，巖心基本參數(shù)見表2。

2 ?結(jié)果與討論

2.1 ?調(diào)剖體系性能的影響因素

影響調(diào)剖體系注入性能的因素主要包括聚合物黏度和成膠液與地層表面張力，黏度和表面張力低，能夠有效降低體系的流動阻力，從而進(jìn)一步降低藥劑的注入壓力。影響調(diào)剖體系耐鹽性能的主要是聚合物凍膠的交聯(lián)密度，交聯(lián)密度高，交聯(lián)反應(yīng)后結(jié)構(gòu)致密，耐鹽性能好。因此配制不同類型的聚合物凍膠體系，測定其成膠時間、成膠強(qiáng)度和熱穩(wěn)定性，評價不同因素對調(diào)剖體系性能的影響程度。

2.1.1 ?調(diào)剖體系注入性能的影響因素

（1）聚合物分子量

聚合物是交聯(lián)凍膠型調(diào)剖劑的主劑，在一定溫度條件下，交聯(lián)劑與聚合物發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，從而形成聚合物凍膠體系的三維空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)^[4]。影響聚合物黏度的主要因素是聚合物的分子量，聚合物分子量越高，黏度越高。因此，選擇不同分子量的聚合物與相同交聯(lián)劑在相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的條件下復(fù)配，放置在恒溫60 ℃條件下，測定聚合物凍膠體系的成膠時間和強(qiáng)度，具體實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表3。由表3可知，隨著聚合物分子量的提高，成膠液黏度增大，成膠時間減小，成膠強(qiáng)度增大。當(dāng)聚合物分子量低于1 200萬時，成膠液黏度低，且能保證足夠的成膠強(qiáng)度;當(dāng)聚合物分子量達(dá)到1 800萬時，成膠液黏度大幅增加。這是由于分子量越大，單個分子上包含的鏈段更多，鏈段在運(yùn)移過程中的剪切力就越高;另外，分子量增加，分子間的纏繞現(xiàn)象就越強(qiáng)烈，纏繞后的分子團(tuán)流動阻力增加，兩方面的作用共同造成聚合物溶液的剪切黏度隨分子量的增加而增加，并在達(dá)到一定值后，出現(xiàn)黏度急劇增加的現(xiàn)象^[5]。由于聚合物分子量達(dá)到1 200萬時，初始黏度較低，而且成膠強(qiáng)度較大，因此，選擇分子量為1 200萬的聚合物作為交聯(lián)體系主劑。

（2）表面張力

表面活性劑在溶液體系中，具有固定的親水親油基團(tuán)，在溶液的表面能定向排列，降低溶液與油的表面張力，從而減小調(diào)驅(qū)劑的流動阻力。而磺基甜菜堿分子中的陰離子為磺基，陽離子為季銨基，具有良好的乳化性、分散性和抗靜電性，廣泛用于油田驅(qū)油。因此，選擇磺基甜菜堿表活劑與聚合物交聯(lián)體系復(fù)配，評價復(fù)合體系的界面性能，達(dá)到降壓增油的目的，表面張力數(shù)據(jù)見表4。由表4可知，活性凍膠體系表面張力大幅下降，且在濃度0.2%時，表面張力下降較多。這主要是由于為了尋求能量最低的存在形式，表面活性劑分子首先會與水分子接觸、親油基與空氣分子接觸的形式在水溶液表面排列，在宏觀上表現(xiàn)為表面張力降低。因此，選擇濃度為0.2%的磺基甜菜堿表活劑作為活性凍膠的表活劑。

2.1.2 ?調(diào)剖體系耐鹽性能的影響因素

（1）聚合物水解度

選擇不同水解度的聚合物與相同交聯(lián)劑在相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的條件下復(fù)配，放置在恒溫60 ℃條件下，測定聚合物凍膠體系的成膠時間、成膠強(qiáng)度及穩(wěn)定性，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表5。由表5可知，隨著聚合物水解度的提高，聚合物凍膠體系的成膠時間縮短，成膠強(qiáng)度增大。這是由于聚合物的水解度增加，為交聯(lián)反應(yīng)提供了更多的交聯(lián)點(diǎn)，使聚合物凍膠體系的反應(yīng)速度增加，交聯(lián)強(qiáng)度增大^[6]。但是水解度越高，黏度保留率越低。當(dāng)水解度高于25%時，凍膠體系的黏度保留率低于85%，穩(wěn)定性變差，說明聚合物水解度越高，凍膠體系熱穩(wěn)定性越差。由于聚合物水解度越低，溶解時間越長，因此，選擇水解度為15%的聚合物作為凍膠體系的主劑。

（2）配方優(yōu)化

選擇不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的聚合物、不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的交聯(lián)劑和相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的表活劑配制成膠液，并放置在恒溫60 ℃條件下，測定聚合物凍膠體系的成膠時間、成膠強(qiáng)度及穩(wěn)定性，相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表6。根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析可知，聚合物、交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，引起聚合物活性凍膠體系成膠時間變短，成膠強(qiáng)度變大。在聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%～0.5%，交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%～0.5%時，活性聚合物凍膠成膠時間在2.5～4.5 d可調(diào)，成膠強(qiáng)度在12 014～26 541 mPa·s可控，熱穩(wěn)定性好，黏度保留率保持在92%以上，使用高礦化度海水配制，高鹽條件下熱穩(wěn)定性良好。這是由于低分子量低水解度的聚合物凍膠能夠增加交聯(lián)密度，具有良好的耐鹽性能^[7]。綜上所述，在目標(biāo)油藏條件下，最佳的雙低-活性凍膠體系配方為：0.3%～0.5%聚合物（分子量1 200萬/水解度15%）+0.3%～0.5%交聯(lián)劑+0.2%磺基甜菜堿表活劑。

2.2 ?性能評價

針對優(yōu)選出的雙低-活性凍膠體系配方，對比常規(guī)聚合物凍膠體系，系統(tǒng)評價調(diào)驅(qū)體系的注入性能、封堵性能以及提高采收率性能。其中雙低-活性凍膠體系配方為：0.3%聚合物（分子量1 200萬/水解度15%）+0.3%交聯(lián)劑+0.2%磺基甜菜堿表活劑，常規(guī)聚合物凍膠體系配方為：0.3%聚合物（分子量

2 400萬/水解度25%）+0.3%交聯(lián)劑。

2.2.1 ?注入、封堵性能

研制新型雙低-活性凍膠體系的主要目的是在保證聚合物凍膠體系耐鹽性能和封堵性能的基礎(chǔ)上，最大幅度提高調(diào)剖用聚合物凍膠體系的注入性能，降低聚合物凍膠調(diào)驅(qū)體系的注入壓力。借助巖心封堵實(shí)驗(yàn)物理模型，評價不同配方聚合物凍膠體系的注入性能^[8]。配制常規(guī)/活性兩種不同類型凍膠體系，注入巖心（?38×100 mm，石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)）成膠液1PV，注入速度1 mL/min，實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃，恒溫候凝5 d后，繼續(xù)注水至壓力穩(wěn)定，測定堵后注水壓力，計算兩種體系的封堵率，壓力結(jié)果見圖2，封堵率結(jié)果見表7。由圖2和表7可見，相比常規(guī)聚合物凍膠體系，雙低-活性凍膠體系具有更好的注入性，注入壓力大幅下降40%以上，且后續(xù)水驅(qū)壓力仍能保持相當(dāng)，且封堵能力不變。

2.2.2??驅(qū)油性能

使用表2中提到的非均質(zhì)人造巖心，測定巖心參數(shù)，水驅(qū)至含水率98%后，注入0.3PV雙低-活性凍膠調(diào)剖體系，恒溫60 ℃條件下老化5 d，后續(xù)水驅(qū)，當(dāng)含水率98%時，計算后續(xù)水驅(qū)采收率增加值，評價雙低-活性凍膠體系的驅(qū)油性能^[9]，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)條件下，雙低-活性凍膠體系調(diào)驅(qū)后，注水井注水壓力明顯上升，后續(xù)水驅(qū)過程采收率增加了20%以上，驅(qū)油性能良好。

2.3??現(xiàn)場試驗(yàn)

于2019年3月在渤海某油田進(jìn)行雙低-活性凍膠調(diào)驅(qū)現(xiàn)場施工，試驗(yàn)區(qū)基本情況見表8。

使用雙低-活性凍膠體系進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)施工，段塞設(shè)計如下：①雙低-活性凍膠段塞控制大孔道;②微凝膠SMG段塞對中低滲進(jìn)行解驅(qū)洗油。

截至目前，目標(biāo)井區(qū)含水下降，產(chǎn)油增加，受益井液量下降，部分井含水下降，產(chǎn)油增加，其中E6井含水由措施前81.23%下降至73.6%，含水下降7.6個百分點(diǎn)，產(chǎn)油由措施前34.34 m³/d上升至35.6 m³/d;E36ST1井含水下降明顯，由措施前的89.7%下降至79.7%，含水下降10個百分點(diǎn)，產(chǎn)油由措施前20.99 m³/d上升至24.1 m³/d。

3??結(jié)論

針對渤海某油田地層滲透率低、注入海水礦化度高、水質(zhì)不穩(wěn)定等原因，造成聚合物凍膠等調(diào)剖體系注入壓力上升快、穩(wěn)定性差且注入困難的問題，研發(fā)了雙低-活性凍膠調(diào)剖體系。

該體系能夠使用海水配制，耐鹽穩(wěn)定性好，在保證封堵能力的同時，與常規(guī)聚合物凍膠體系相比，能夠大幅降低注入壓力，適用于注海水開發(fā)油田以及對注入壓力敏感的調(diào)剖措施。

（1）雙低-活性凍膠調(diào)剖體系適用配方為：0.3%聚合物（分子量1 200萬/水解度15%）+0.3%交聯(lián)劑+0.2%磺基甜菜堿表活劑，成膠時間可調(diào)，成膠強(qiáng)度可控。

（2）相對常規(guī)聚合物凍膠調(diào)剖體系，該體系具有良好的注入性、封堵性能，注入壓力能夠降低40%以上。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)條件下，雙低-活性凍膠體系調(diào)驅(qū)提高采收率幅度達(dá)到20%以上，驅(qū)油性能好。

（3）該體系在渤海某油田成功應(yīng)用，階段增油降水效果明顯。

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