适用于高温高盐油藏控水的耐温耐盐堵剂

杨建清 ，李伟涛 ，焦保雷 ，方吉超 ，何龙 ，戴彩丽

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266555）

适用于高温高盐油藏控水的耐温耐盐堵剂

杨建清1，李伟涛2，焦保雷1，方吉超2，何龙1，戴彩丽2

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266555）

针对常规堵剂耐温耐盐性能差，而难以满足高温高盐油藏控水进一步提高采收率的问题，研发了一种耐温耐盐（97℃，197.35 g/L）的延缓冻胶体系。该体系由耐温耐盐非离子聚丙烯酰胺PAM、有机交联剂HDamp;AME组成，目标油藏条件下，优化的冻胶体系配方为（0.40%～0.50%）PAM+（0.12%～0.20%）HD+（0.12%～0.20%）AME，成胶时间在 24～60 h。室内物理模拟实验表明，耐温耐盐延缓冻胶体系具有较好的剖面改善能力，采收率增值达到34.6百分点。采用环境扫描电镜（ESEM）和差示扫描量热仪（DSC）探究了冻胶的微观结构和耐温耐盐性能，并从冻胶的交联机理、微观结构阐明了其耐温耐盐特性。

冻胶；高温高盐；选择性封堵；微观结构；交联机理

0 引言

我国西部高温高盐油田（如西北局塔河油田、塔里木油田、新疆油田等），油层埋深超过4000 m，油藏温度在 90～150 ℃，矿化度高达 100～240 g/L（其中 Ca2+，Mg2+为5～8 g/L）。普通的聚丙烯酰胺交联多价金属离子（Cr3+，Al3+，Zr4+等）而成的冻胶受高温以及 Ca2+，Mg2+的影响会发生堵剂脱水收缩，导致堵剂失效［1］。与金属离子等交联剂相比，有机交联剂（如聚乙烯亚胺、甲醛和苯酚等）通过共价键交联聚丙烯胺类聚合物具有更高的热稳定性。国外Vasquez等［2］研究的由聚乙烯亚胺（PEI）交联丙烯酰胺（AM）共聚物形成的耐温耐盐冻胶体系，在高于一定温度后成胶时间太短，不利于安全注入，并且聚乙烯亚胺成本较高，影响开发的经济效益。国内外常研究的苯酚/甲醛交联聚丙烯酰胺的耐温耐盐冻胶体系，高温条件下成胶时间短，苯酚和甲醛的气味、毒性较大，不适于现场应用［3］。另外，阴离子型聚丙烯酰胺类聚合物（如HPAM），由于其自身带负电，与二价阳离子Ca2+，Mg2+相互作用较大，形成的网络结构容易收缩脱水；而非离子型和阳离子型聚丙烯酰胺类聚合物（如PAM和CPAM）受地层水中Ca2+，Mg2+的影响较小，耐盐性能更好［4］。

因此，根据目标油藏高温（97℃）高盐（总矿化度为197.35 g/L，Ca2+，Mg2+为8.56 g/L）、 非均质现象严重等特点，笔者研发出了一种由非离子型聚丙烯酰胺类聚合物PAM和有机交联剂HDamp;AME交联而成的耐温耐盐冻胶体系。该冻胶体系具有良好的热稳定性和选择封堵性等，并且环境危害小、成本相对低，对开发高温高盐油田及实现油藏控水增产具有重要意义。

1 实验器材与方法

1.1 材料与仪器

实验材料主要包括：非离子型聚丙烯酰胺PAM，相对分子质量3.0×106，工业品；有机交联剂HDamp;AME，工业品；NaCl，KCl，CaCl2，MgCl2，FeCl3，Na2SO4，NaHCO3，分析纯；目标油藏脱气脱水原油，油田现场提供；地层模拟水，矿化度197.35 g/L，组分及质量浓度M见表1。实验仪器主要包括高温高压岩心流动装置、Quanta 200 FEG环境扫描电镜（ESEM）、8500差示扫描量热仪（DSC）。

表1 地层模拟水组分

1.2 方法

1.2.1 冻胶成胶时间、成胶强度及脱水率测定方法

成胶时间采用GSC强度代码法进行测定［5］。成胶强度由突破真空度法定量测定［6］。实验以脱水率表征冻胶的热稳定性，脱水率定义为冻胶在老化一定时间脱水之后的剩余质量占初始冻胶质量的百分比［7］。

1.2.2 提高采收率性能实验

采用双管实验模型测定耐温耐盐冻胶的提高采收率性能。实验步骤为：模型饱和水；饱和油；将填砂管并联水驱至含水率98%；笼统注入使高渗管进入0.3 PV的冻胶液，将其置于油藏温度下成冻；后续水驱直至含水率达到98%，记录各阶段的压力及含水率变化。

2 实验结果与分析

2.1 聚合物及交联剂质量分数对成胶性能的影响

聚合物及交联剂的质量分数对成胶性能具有很大的影响。在油田开发过程中，理想的冻胶堵剂需要合适的成胶时间和成胶强度。实验考察了聚合物及交联剂的质量分数对成胶时间和成胶强度的影响，结果见图1，其中交联剂HDamp;AME质量比为1∶1。

图1 聚合物及交联剂质量分数对成胶性能的影响

由图1可知，冻胶的成胶时间在24～60 h，成胶强度在0.04～0.06MPa。随着聚合物和交联剂质量分数的增大，冻胶的成胶时间缩短，成胶强度提高。这是由于聚合物、交联剂的质量分数增大，参与交联反应的酰胺基、羟甲基会增多，即增加了交联点，从而提高了交联速度和交联程度，导致成胶时间的缩短和强度的增加。因此，冻胶的成胶时间及强度可以通过调整聚合物及交联剂的质量分数满足油藏要求。考虑其经济成本，优化了高、中、低强度冻胶的配方，分别为0.50%PAM+0.20%HD+0.20%AME，0.50%PAM+0.12%HD+0.12%AME，0.40%PAM+0.12%HD+0.12%AME。

2.2 冻胶的高温热稳定性

一般来说，冻胶的高温热稳定性受多种因素影响。在高温高盐油藏条件下，冻胶易发生热降解和金属离子降解，导致体积收缩、脱水［8］。采用矿化度为197.35 g/L的模拟水配制冻胶体系，在油藏温度97℃条件下老化30 d，考察其稳定性，结果见表2。

表2 老化30 d后冻胶的脱水率

由表2可知，老化30 d以后，不同配方的冻胶体系脱水率均小于5%，表明该冻胶体系高温老化后具有较好的热稳定性和抗盐稳定性。当交联剂质量分数为0.30%时，脱水率反而增大，这可能是因为交联剂的用量过大，会导致交联过度，造成冻胶脱水［9］。

中强度冻胶体系的DSC测试结果见图2。由图2可知：当温度小于143℃时，随温度的升高，冻胶体系吸热，热流率呈上升趋势；当温度大于143℃，冻胶体系开始放热，这说明冻胶体系吸收的热量使得化学键断裂，造成冻胶体系结构的破坏，失去原有的强度［10］。所以，冻胶体系的应用温度应不大于143℃。

2.3 冻胶的耐温耐盐特性

PAM 与 HDamp;AME 的交联反应过程为［11］：1）交联剂AME在高温条件下水解为甲醛和氨气；2）生成的甲醛与交联剂HD反应生成多羟甲基苯酚；3）PAM聚合物与多羟甲基苯酚发生交联反应，生成三维网络结构（见图3）。

图2 中强度冻胶体系的DSC测试结果

图3 PAM与HDamp;AME的交联反应过程

由图3可知，聚合物链上的酰胺基（—CONH2）与多羟甲基苯酚上的羟甲基（—CH2OH）通过共价键连接。相对于多价金属离子，共价键与聚合物形成的离子配位键作用力更强，因而连接而成的冻胶体系骨架结构强度也会更高［12］。致密的网络结构同样也提高了冻胶的持水能力，减少了冻胶脱水收缩［13］。另外，PAM为非离子型聚丙烯酰胺类聚合物，且相对分子质量、水解度较低，自身不带电荷，受 Na+，Mg2+，Ca2+等阳离子的影响较小。相对于阴离子型聚合物交联冻胶体系，该冻胶体系具有更好的耐温耐盐特性［14］。

2.4 提高采收率性能

根据目标高含水油藏的实际情况，采用双管并联模型模拟地层的非均质性。双管实验模型的基本参数见表3，实验结果见图4、图5。其中：采收率增值是评价调驱剂提高原油采收率作用的重要指标；分流率为产液量与总产液量的比值，用来反映剖面改善情况［15］。

表3 双管模型的实验参数

图4 采收率和含水率的变化

图5 分流率及注入压力的变化

从图4、图5可以看出：1）在初始水驱过程中，注入压力较低，主要是高渗管产液，注入水很快从高渗管突破，含水率达到了98%，此时采收率只有28.3%。2）在注入冻胶液过程中，由于2根填砂管存在渗透率级差，冻胶液会选择性注入到高渗管中，由于冻胶液的流度小，注入压力升高，采收率有所提高。3）冻胶成胶后会封堵高渗管，随着后续注入水体积增加，迫使注入压力升高，实现了高渗管和低渗管的液流转向，改善了注水剖面，使低渗层产液量增加，注水后的总采收率提高到了62.9%，采收率增值达34.6百分点。

3 结论

1）优选了耐温耐盐冻胶体系，优化配方为：聚合物PAM质量分数为0.40%～0.50%，交联剂HDamp;AME（质量比1∶1）质量分数为0.12%～0.20%，成胶时间在 24～60 h，冻胶的成胶速度和成胶强度可以通过增加聚合物和交联剂用量来提高。

2）冻胶具有较好的热稳定性，在目标油藏条件下（97℃、矿化度197.35 g/L），30 d内未出现脱水情况。DSC测试结果表明，冻胶体系适于温度小于143℃的油藏使用。

3）结合PAM与HDamp;AME交联反应过程，从共价键的作用力、冻胶微观结构、自身带电荷方面阐明了其耐温耐盐特性。

4）物理模拟实验表明，耐温耐盐延缓冻胶具有良好的封堵性和剖面改善性能，提高了波及系数，采收率增值达34.6百分点。

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（编辑 赵卫红）

Temperature and salinity tolerant gel for water control in high temperature and high salinity reservoir

YANG Jianqing1,LI Weitao2,JIAO Baolei1,FANG Jichao2,HE Long1,DAI Caili2
(1.Petroleum Engineering Research Institute,Northwest Oilfield Company,SINOPEC,Urumqi 830011,China;2.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266555,China)

In view of the poor temperature and salinity tolerant performance of conventional plugging agent,it is difficult for them to control water to enhance oil recovery in high temperature and high salinity reservoir.In this paper,the gel(97℃,197.35 g/L),composed of nonionic polymer PAM,organic cross-linker HDamp;AME,has been screened to plug high permeability zone and enhance oil recovery.The effects of the polymer concentration and cross-linker concentration on gelling property were evaluated,which optimized the formula of gel system.The experiment results show that the mass fraction of polymer PAM is 0.40%-0.50%,the cross-linker HD 0.12%-0.20%,AME 0.12%-0.20%,and gelation time adjustable from 24 to 60 hours.In addition,the core flooding experiments show that the gel has good selective plugging capacity and the incremental value of enhancing oil recovery is 34.6%.Finally,by environment scanning electron microscope(ESEM)and differential scanning calorimetry(DSC),the structure and properties of polymer gel were analyzed.Moreover,the cross-linking reaction process was listed to study the temperature and salinity tolerant mechanism of the gel.

国家科技重大专项专题“流道调整用剂与设计方法研究”（2016ZX05014-005-008）；国家杰出青年科学基金“提高采收率与油田化学”（51425406）；长江学者奖励计划（T2014152）

TE39

A

10.6056/dkyqt201706030

2017-05-02；改回日期：2017-09-10。

杨建清，男，1977年生，高级工程师，1999年毕业于成都理工学院，现主要从事堵水研究工作。E-mail：yjq99xbj@126.com。

戴彩丽，女，1971年生，二级教授，长江学者特聘教授，国家杰出青年科学基金获得者、新世纪百千万人才工程国家级人选，主要从事油气田提高采收率方面科研与教学工作。E-mail：daicl@upc.edu.cn。

杨建清，李伟涛，焦保雷，等.适用于高温高盐油藏控水的耐温耐盐堵剂［J］.断块油气田，2017，24（6）：867-870.

YANG Jianqing，LI Weitao，JIAO Baolei，et al.Temperature and salinity tolerant gel for water control in high temperature and high salinity reservoir［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：867-870.

Kew words:gel;high temperature and high salinity;selective plugging;microstructure;cross-linking mechanism