高性能冻胶泡沫体系研究

武俊文，兰金城，张汝生，王海波，王彦玲，李亮

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580；3.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)

油田出水降低了经济效益。冻胶和泡沫是常用的控水技术[1-2]，但冻胶选择性堵水能力弱[3]，泡沫稳定性差，不能阻止液体流通和堵塞裂缝[4-5]，从而，兼具冻胶和泡沫优点的冻胶泡沫近年来被广泛研究[6]。冻胶泡沫由冻胶和泡沫组成，通入气体后发泡形成，其能稳定地存在孔道壁上，产生的Jamin效应会让流体的流动性变差，是一种优良堵剂[7-9]。Jin[10]、Liao[11]和李亮[12]等研制的冻胶泡沫稳定性好，应用效果优良，但仍有不足，一是选择性堵水能力不强；二是耐温性差。本文向聚合物中加入耐温耐盐添加剂，优化配方形成冻胶泡沫后，通过室内实验评价其耐温性和选择性封堵能力。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

聚合物Z1、Z2、Z3均为工业品，基本性能见表1，Z4为实验室自制改性耐温聚合物；酚醛交联剂，工业品；稳定剂LC，实验室自制；发泡剂A、B、C、D、E、F、G、H、I、J、K和L，实验室自制；TH油田模拟地层水，实验室自制；实验用岩心尺寸为Ø 25 mm×300 mm，渗透率分布为50×10-3，200×10-3，500×10-3μm2。

表1 不同类型聚合物基本性能

HWL-320F恒温干燥箱；7012s blender搅拌仪；HQY-3注气驱岩心评价系统；MF40034008气体质量流量计；SHZ-D(Ⅲ)真空泵；M11536凝胶强度测定仪。

1.2 实验方法

1.2.1 改性聚合物的制备 将一定量的丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体、N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酸异辛酯和丙酮溶剂移置四口瓶中，除去瓶中氧气，用玻璃棒在瓶中搅动并加热。向瓶中添加自由基引发剂，反应一定时间后得到耐温聚合物产品，将所得粗产物用无水乙醇反复浸泡，最后烘干得到改性耐温耐盐聚合物Z4。

1.2.2 冻胶成胶时间和强度的确定 将聚合物、酚醛交联剂和稳定剂按一定比例溶解后混合放入高压反应釜容器中，在120 ℃恒温干燥箱中加热一定时间后取出至样品瓶中。采用GSC 强度代码法，该法由Sydansk提出，以此来定性确定冻胶强度等级和成胶时间[13-14]；使用凝胶强度测定仪定量测定冻胶强度。

1.2.3 冻胶脱水率的测定 使用冻胶脱水率来评价其长时间下的耐温性能。将其放入120 ℃的干燥箱中，记录冻胶的脱水量，最终计算出冻胶的脱水率(S)，计算公式为：

其中，S为脱水率，%；V为成胶时凝胶的体积；Vt为老化t时间后凝胶的体积。

1.2.4 起泡性能 使用地层模拟水配制发泡剂溶液，采用Waring评价方法评价泡沫的起泡性能和稳泡性能[15]。

1.2.5 岩心驱替实验 ①将所用岩心烘干，然后称重，在真空环境中用水浸泡；②向岩心中注入原油，并在120 ℃温度下老化24 h；③水驱并联岩心，流速为0.5 mL/min；④水驱结束后以0.5 mL/min流速注入0.4 PV的冻胶泡沫(气液比1∶1)，而后在 120 ℃ 环境中老化3 d；⑤以0.5 mL/min流速进行后续水驱。记录各个时刻的压力、产油量、产水量，直至实验结束。

2 结果与讨论

2.1 冻胶泡沫体系配方优化

2.1.1 冻胶体系聚合物性能对比研究 固定聚合物和交联剂的浓度为0.6%，稳定剂浓度为0.3%，然后测量冻胶体系的成胶时间，并记录其热稳定性，结果见表2。

表2 不同聚合物对冻胶体系的影响

由表2可知，改性聚合物Z4作为主剂的冻胶热稳定性强，在5个月的高温条件下脱水率仍<10%。

2.1.2 冻胶体系浓度优化 分别改变冻胶主剂和交联剂的质量百分比，结果见图1和图2。

图1 聚合物浓度对冻胶体系性能的影响

图2 交联剂浓度对成胶时间和成胶强度的影响

由图1、图2可知，两者浓度的增高减少了成胶时间，并同时提高了成胶强度，这是因为浓度的增加会增多参与酰胺加成反应的分子，增加了交联机会，从而减小了成胶时间，增加了成胶强度。优选出的聚合物的使用浓度为0.6%～0.7%，交联剂的为0.4%～0.5%。

图3 发泡及稳泡能力测试结果

由图3可知，初步筛选出发泡和稳泡能力好的为发泡剂B。

2.1.4 发泡剂浓度优化 使用发泡剂B，研究发泡剂浓度对发泡稳泡能力的影响，结果见表3。

表3 发泡剂的最佳用量

由表3可知，在一定范围内，发泡剂浓度增加引起泡沫特征综合值的增加，当到达某个浓度点后趋于平稳。这是因为当浓度变大时，发泡剂的分子向两相交界处聚集，当增大到临界胶束浓度时，发泡剂分子数也增加到峰值，表面张力及体系能量不再减小，泡沫特征综合值基本保持不变。优选出发泡剂B的最优浓度为0.3%。

2.2 冻胶体系性能评价

2.2.1 无机盐浓度对冻胶体系性能的影响 图4给出了不同无机盐及其浓度对冻胶体系成胶时间的影响。其中，NaCl浓度的变化范围为0.000 05～4 mol/L，MgCl2和KCl的浓度变化范围为0.000 05～0.01 mol/L。

图4 无机盐浓度对冻胶体系成胶时间的影响

由图4可知，当NaCl的浓度较低时，冻胶体系的成胶时间略微延长，这是因为当Na+浓度的变大会减小聚合物分子的水动力学半径，从而减少了交联机会；当NaCl浓度较高时，成胶时间会略微缩短，这是因为Na+浓度的增加会大大压缩聚合物双电子层，减弱了他们之间的排斥力，增加了交联机会，从而缩短了成胶时间。KCl对成胶时间的影响与NaCl大致相同，但Mg2+对冻胶体系的成胶时间的影响却更显著，这是由于二价阳离子有较大的电荷与尺寸比值，其较强的压缩能力减弱了聚合物分子之间的排斥力，加成反应速度迅速增加，从而明显地减小了成胶时间。

2.2.2 成胶温度对冻胶体系性能的影响 由图5可知，当老化温度不断增加时，聚合物与酚醛树脂分子之间的碰撞次数变多，从而使得有效碰撞变多，因此交联速度会迅速增大，成胶时间也会相应缩短；但当温度超过120 ℃后，前后曲线形态出现显著差异，这主要是因为温度越高，成胶反应变得更为复杂。

图5 成胶温度对冻胶体系成胶时间和成胶强度的影响

另外，由图可知，成胶温度对成胶强度几乎没有影响，这是由于2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体(AMPS)的引入使得聚合物分子链的侧链变得庞大，从而其热稳定性得到增强，减少了可断裂部位和抑制了水解作用；N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)单体的引入又增强了聚合物分子链的热稳定性，其受热分解作用进一步被庞大侧链所抑制，从而冻胶体系的耐温性得到明显增强。AMPS和NVP的结构式见图6。

图6 AMPS和NVP结构式

2.2.3 原油含量对冻胶体系的影响 原油含量为20%～33%时对冻胶体系的影响结果见表4。

表4 原油对高温聚合物凝胶体系成胶动力学的影响

由表4可知，原油对冻胶体系的成胶时间影响较小。当冻胶溶液制备好后，聚合物交联剂体系已经和水相相溶，从而阻止了油相的进入，因而基本不影响水相中冻胶体系交联反应过程。但是，原油所占比例的进一步变大会略微降低冻胶体系的成胶强度。

2.3 岩心封堵实验

使用0.6%Z4聚合物+0.4%酚醛交联剂+0.3%稳定剂+0.3%发泡剂B冻胶泡沫体系，采用双管并联岩心模型(分别为50 ×10-3μm2与200 ×10-3μm2并联以及50×10-3μm2与500×10-3μm2人造岩心并联模型)进行岩心封堵实验，主要分为三个阶段，即水驱阶段、注入冻胶泡沫体系阶段以及后续水驱阶段。岩心参数见表5，驱替结果见图7～图10。

图10 冻胶泡沫体系注入前后各岩心分流情况(D2与G2并联)

表5 岩心物理参数

图7 D1与G1并联控水增油效果曲线

由图7可知，压力在水驱阶段先慢慢变大后渐渐稳定，这是水相渗流通道完全形成导致的，也是水相能驱替原油程度达到最大的表现；在注入冻胶泡沫体系阶段，由于冻胶泡沫的黏度大于水相，所以注入压力要明显高于水驱阶段；和水驱阶段相比，后续水驱阶段注入压力较高，这是由于此时渗流通道主要是在低渗岩心中，较低的渗透率引起了注入压力的升高。就含水率来看，在水驱阶段是快速上升直至达到100%，这是由于水相渗流通道逐渐形成的缘故；而后在注入冻胶泡沫体系时有所下降；最后在后续水驱阶段又快速上升；就整个过程来看，含水率曲线是一漏斗状。总驱油效率整体上呈逐渐上升趋势，水驱阶段对其贡献最大，能达到25.6%；注入冻胶泡沫体系后总驱油效率又提升了4.3%，采收率提升明显。

由图8可知，水驱阶段主要是高渗岩心出油和出水，而在后续水驱阶段则主要是低渗岩心产出流体，说明冻胶泡沫体系中的大部分都被注入进了高渗岩心，并形成了有效封堵，使得后续水驱时对低渗层中的原油进行有效开采。总的来看，冻胶泡沫体系主要选择性地进入高渗层，并显著降低其渗流能力，表现出较强的选择性堵水能力。

图8 冻胶泡沫体系注入前后各岩心分流情况(D1与G1并联)

由图9和图10可知，注入压力、含水率和总驱油效率的变化趋势和渗透率级差小的并联组合基本一致，只是级差大的组合会表现出更低的注入压力和更高的驱油效率。这是因为其组合中高渗岩心具有更大的渗透率，其中原油更易于开采。注入冻胶泡沫体系后，其后续水驱阶段可提高总驱油效率6.5%；渗透率级差与冻胶泡沫体系的选择性封堵能力呈正相关，注入阶段几乎选择性全部进入高渗岩心，形成有效封堵，所以在后续水驱阶段，高渗岩心中几乎没有流体流出。

图9 D2与G2并联控水增油效果曲线

3 结论

(1)实验优选出的冻胶泡沫体系配方为：0.6%～0.7%Z4聚合物+0.4%～0.5%酚醛交联剂+0.3%稳定剂+0.3%发泡剂B。

(2)岩心驱替实验表明，冻胶泡沫体系能选择性地进入渗透率大的岩心，并产生强有力的封堵，后续水驱显著提高低渗层的产油率；地层渗透率级差越大，选择性堵水能力越强。

(3)在理论上，本文通过引入新的耐温单体来适应油藏高温特点的研究思路，对于开采其它类型的油藏具有很好的借鉴意义；将冻胶和泡沫结合起来的方法也为其他研究提供了一种新思路：结合具有不同特点的体系从而得到兼具两者优点的复合体系。