耐温抗盐凝胶堵水调剖体系的研究与应用

廖月敏，付美龙，杨松林

(1.长江大学，湖北 武汉 430100；2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

中、低温油田堵水调剖剂的研究早在20世纪50年代就已开始，相关技术经过几十年研究发展已基本成熟[1]。然而，现有的凝胶堵水调剖体系在高温高盐油田的应用效果较差[2-8]，其主要原因在于：地层环境恶劣，高温环境会使凝胶类物质更易水解，导致其稳定性变差，矿化度高时部分凝胶黏度会大幅下降甚至产生沉淀[9-10]；出水层位难确定，油田历经多年开发，水流冲刷使得油藏中的裂缝既是水窜通道，也是油流的主要通道，采用非选择性堵剂往往会堵死储层而影响开发[11-12]；油水关系复杂，水驱开采后的剩余油分散且隐蔽，一般多集中在水流难以波及到的低渗区域[13-17]。上述地质及开发上的矛盾，对选择性凝胶堵水调剖剂的研究造成了很多困难。针对以上问题，研究了一种耐温抗盐的选择性凝胶堵水调剖剂，并在现场调剖施工中取得了较好的降水增油效果。

1 耐温抗盐凝胶堵水调剖剂配方优选

1.1 AM/AMPS聚合物用量优选

与常规HPAM凝胶体系相比，丙烯酰胺共聚物AM/AMPS(丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸)具有更好的耐温抗盐性能，因此，选择AM/AMPS为凝胶主剂。交联剂乌洛托品-对苯二酚用量为0.1%，硫脲用量为0.3%，成胶温度为140 ℃，考察不同AM/AMPS用量对凝胶强度和脱水率(30 d)的影响(图1)。

图1 AM/AMPS质量分数对凝胶强度和脱水率的影响

由图1可知，随着AM/AMPS质量分数增加，凝胶强度逐渐增强，脱水率逐渐下降。由于增大了主剂用量，参与交联反应的基团增加，增大了交联程度，因此，生成的凝胶网状结构更致密[18-19]。当主剂质量分数为1.0%时，凝胶已经具有较低脱水率和较高强度。考虑经济性，选择凝胶堵水调剖剂中的AM/AMPS质量分数为1.0%。

1.2 交联剂用量优选

目前常用的酚醛交联体系中，苯酚对环境和储层的破坏性都较大，故选用乌洛托品-对苯二酚这种毒性较低的替代组合作为交联剂[20-21]。选取AM/AMPS用量为1.0%，硫脲用量为0.3%，成胶温度为140 ℃，考察不同交联剂用量对凝胶强度和脱水率(30 d)的影响(图2)。

图2 交联剂质量分数对凝胶强度和脱水率的影响

由图2可知，随着交联剂质量分数的增加，凝胶脱水率先下降后上升，凝胶强度逐渐增加。若交联剂质量分数小于0.1%时，凝胶交联程度较低，持水性较差；当交联剂质量分数为0.1%时，凝胶充分交联，体系脱水率最低；继续增大交联剂用量，脱水率大幅上升，此时凝胶过度交联，反而影响了凝胶的长期稳定性[22-25]。综合考虑凝胶脱水率和凝胶强度因素，选择交联剂乌洛托品-对苯二酚的质量分数为0.1%。

1.3 稳定剂用量优选

为了提高凝胶堵水调剖剂在高温环境中的稳定性，在凝胶堵水调剖剂中加入稳定剂PA纤维，亲水的PA纤维均匀分散于凝胶中，增强凝胶网状结构的致密性，提高凝胶持水能力，延长凝胶在高温环境下的稳定时间。

选取主剂AM/AMPS用量为1.0%，交联剂乌洛托品-对苯二酚用量为0.1%，硫脲用量为0.3%，成胶温度为140 ℃，考察稳定剂用量对凝胶脱水率的影响(图3)。

图3稳定剂P纤维质量分数对凝胶脱水率的影响

由图3可知：随PA用量增加，脱水率总体上呈下降趋势；当PA纤维质量分数达到0.5%后，继续增加PA纤维的用量，凝胶体系在30 d时均不脱水，凝胶体系的120 d脱水率有小幅上升趋势。在配制凝胶堵水调剖剂过程中，当PA纤维的质量分数大于0.5%后，纤维在水中的分散性会变差，易聚结成团，无法均匀分散在成胶液中，影响凝胶体系的交联，导致稳定性变差。因此，选择稳定剂PA纤维的质量分数为0.5%。

2 凝胶堵水调剖剂性能评价

2.1 耐温性

将配制好的凝胶体系分别置于90～150 ℃的高温烘箱中，考察温度对凝胶成胶强度和脱水率(120 d)的影响(图4)。

图4 温度对成胶时间、凝胶强度和脱水率的影响

由图4可知：该凝胶体系耐高温性能良好，随温度升高，凝胶强度大幅升高，成胶时间缩短，120 d脱水率前期基本无变化，后期有所升高；当温度不超过140 ℃时，凝胶的120 d脱水率低于2%，凝胶强度依然大于0.05 MPa。该体系通过乌洛托品-对苯二酚交联生成的共价键发生在酰胺基与聚合物骨架之间，通过共价键交联的方式可显著提高凝胶耐温能力[26-27]；同时，交联而成的致密聚合物网状结构可提高凝胶体系稳定性，延长体系出现破胶脱水的时间[28]。

2.2 抗盐性

将配制好的凝胶体系置于140 ℃不同矿化度的模拟地层水环境中成胶，考察矿化度对凝胶体系成胶强度(由目测代码法表征)和脱水率的影响(表1)。

表1 矿化度对凝胶的影响

由表1可知，随着矿化度升高，凝胶成胶时间缩短，凝胶强度几乎没有变化，120 d脱水率上升。这主要是由于AM/AMPS共聚物中的单体体积较大，增大了分子的空间位阻，从而保护了聚合物主链，抑制酰胺基的水解，聚合物的耐盐性能得以提高[29-30]；AMPS中的磺酸基团也使凝胶具有更好的抗钙性，降低了凝胶脱水量[31-32]。在实验考察的矿化度区间，凝胶体系的120 d脱水率均小于3.0%，表明该凝胶在高矿化度条件下具有良好稳定性。

2.3 油水选择性封堵评价实验

2.3.1 堵水率

向饱和自配地层水的岩心中反向注入凝胶堵水调剂体系，在140 ℃条件下成胶后，用自配地层水进行正向驱替，驱替速度为0.05 mL/min。实验结果见表2。

表2 岩心水驱实验结果

由表2可知，凝胶封堵后，岩心水相渗透率大幅降低，堵水性能良好，封堵率均在99.70%以上。当成胶液注入岩心后，液体聚集滞留于岩心孔喉处。在140 ℃环境中，凝胶交联成复杂互穿多次级网状结构，将水束缚在凝胶内，形成高强度的黏弹体，整体充填在裂缝中。注水时，凝胶在裂缝中滞留，增大了水的渗流阻力[33-34]，水相渗透率大幅下降，达到封堵水层的目的。

2.3.2 堵油率

向饱和原油的岩心中反向注入凝胶体系，在140 ℃中成胶后，用原油进行正向驱替。驱替速度为0.05 mL/min，实验结果见表3。

表3 岩心油驱实验结果

由表3可知，凝胶封堵后，岩心油相渗透率下降幅度较小，堵油率小于6.00%。由于凝胶结构的表面含有大量的亲水基团，当浸泡在油中，凝胶会出现蜷缩现象，而油会占据凝胶蜷缩时出现的空间。驱替时，凝胶在裂缝中更易被油流驱替，因此，油相渗透率下降较少，堵油率较低[35]。

结合堵水率和堵油率实验，认为该凝胶体系具有优良的选择性堵水效果，成胶后主要封堵水层，对油层基本不封堵，有利于现场应用。

3 现场试验

3.1 试验概况

A42井位于AT油田4区西部，地层温度为130 ℃，地层水矿化度为22×104mg/L，油藏底部与底水联通，地层能量较丰富。该井自投产以来，自喷高含水生产，含水平均为52%，开采1 a后，原油含水上升至87%。期间经过2次堵水，效果有限，含水率迅速上升至90%以上。转注后，对应受效油井为B65井和B48井。

3.2 施工工艺

2017年9月，开始对A42井进行调剖施工，在5 438.5～5 546.0 m井段进行了加砂调剖施工，注入井筒总液量为880 m3。最高施工泵压为76.4 MPa，最高施工排量为5.9 m3/min。

为保证施工效果，采取段塞式注入工艺进行调剖。施工前期首先进行试注，油田砂进入地层后，泵压没有明显上升。从小型压裂测试看，砂比为25%的油田砂可被AM/AMPS凝胶调剖液携入地层。第1段塞正挤胍胶前置液100 m3。第2段塞正挤AM/AMPS体系共计410 m3，作为调剖液，该阶段按10%、15%、20%砂比分阶段加入陶粒，20%砂比的陶粒进入地层后泵压快速上升约10 MPa，有脱砂砂堵的迹象，及时停砂顶替。第3段塞加入陶粒与覆膜砂混合体系进行封口。

3.3 施工效果分析

完成调剖施工后，2017年12月在A42井进行温度测井，测井资料显示：主吸水层厚度占总吸水厚度的百分比由施工前的61%升至70%，液流出现明显转向，吸水层变厚，波及体积增大；A42井日注水为600 m3/d，注入压力由施工前3.5 MPa降至2.5 MPa，注水井吸水能力上升，油层动用状况得到改善；对应油井B65井和B48井产液量增加，含水率比施工前均有不同幅度的下降，油井含水上升趋势得到控制，吸水优势通道得到有效封堵；单井日产油增加，产量提高(表4)。

表4 生产数据分析

4 结 论

(1) 针对AT油田高温高盐的复杂环境，所研究的凝胶体系具有良好的耐温性和长期热稳定性，在不超过140 ℃时，凝胶成胶时间大于15 h，120 d脱水率低于2%，凝胶强度依然保持在G级，同时还具有良好的耐盐性。凝胶体系耐温抗盐性均可以满足AT油田现场堵调需求。

(2) AM/AMPS凝胶体系封堵效果良好，堵水率达到99.70%以上，堵油率小于6.00%，可以达到选择性封堵水层而不堵塞油层的目的，有利于现场施工应用。

(3) 现场施工结果表明，采用分段式段塞注入AM/AMPS凝胶体系进行调剖施工后，吸水层增厚，波及体积增大，产液量增加，含水率降低，取得了较好的增油效果。