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，同時無機顆粒堵劑剛性大、變形能力弱、通過能力差，樹脂類堵劑無選擇性封堵作用等一系列問題，使得塔河油田堵水效果不佳。針對塔河油田堵水現(xiàn)狀，通過系統(tǒng)考察凝膠體系成膠強度和脫水率來篩選合成了一種耐溫抗鹽性復(fù)合凝膠體系，通過耐溫抗鹽性機理分析等方法對樣品進行評價，得到最佳配方：0.8%AM/AMPS+0.04%酚類交聯(lián)劑+0.04%醛類交聯(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，30 d脫水率低于10%，凝膠成膠時間大于8 h，可耐礦化度達到223 000 mg/L。

關(guān) ?鍵 ?詞：塔河油田;溶洞型油藏;堵劑;耐溫;抗鹽

中圖分類號：TE 358+.3 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 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層屬于古潛山型儲層[1]，儲層深度為大于5 400 m，儲層溫度可達130 ℃，地層水礦化度達到223 000 mg/L[2]。因受構(gòu)造作用的影響，其儲滲空間的形態(tài)較多變、大小較懸殊、分布不均勻。對于溶洞型儲集體所具體存在的堵水問題，目前的應(yīng)對措施通常為化學堵水[3-5]。

塔河油田四、六、七、八區(qū)堵水工藝主要有3種：機械堵水、水泥堵水、化學堵水[6]，但截止到2016.7.31堵水施工初步統(tǒng)計131井次，綜合成功率僅為50%左右，堵水效果較差。塔河油田溶洞型儲集體的油井在鉆井過程中易發(fā)生放空漏失[7]，在生產(chǎn)過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，當油水界面達到井底溶洞的溢出頂端時，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。但水泥類高強度堵劑的密度較大，漏失的速度較快，油藏的適應(yīng)性較差，無法達到深部調(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]。

本文針對塔河油田溶洞型儲集體，通過引入輕質(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 ?實驗部分

1.1 ?體系組分與儀器

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

實驗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。

實驗儀器：精密增力電動攪拌器，江蘇省金壇榮華儀器制造有限公司;分析天平，上海豪晟科學儀器有限公司;HH-s1數(shù)顯恒溫水浴鍋，金壇市金城國盛實驗儀器廠;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 ?實驗方法

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交聯(lián)劑、醛類交聯(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，考察成膠強度與脫水率。

2.2 ?性能測定方法

（1）熱穩(wěn)定性評價

凝膠高溫穩(wěn)定性的評價方法如下：

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，打開安瓿瓶，用分析天平稱出凝膠中析出水質(zhì)量，用如下公式計算脫水率[12]（初始成膠液質(zhì)量20 g）。

（3）凝膠強度測定

本次實驗中于成膠液成膠后采用強度代碼法[13]來測試凝膠強度，從而得到一個具體的凝膠強度區(qū)分（如表1所示）。

2.3 ?紅外光譜分析

當凝膠液在恒溫箱中強度達到H級別后，打開安瓿瓶，利用鼓風干燥箱使其徹底烘干，將干凝膠冷卻研磨成顆粒后進行紅外光譜分析。

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江大學提供;通過裝置模擬實際環(huán)境，觀測樣品效果。

3 ?實驗結(jié)果與討論

3.1 ?堵劑配方優(yōu)選

3.1.1 ?AM/AMPS、酚類交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)對凝膠影響

選取酚類交聯(lián)劑/醛類交聯(lián)劑質(zhì)量比為1：1，硫脲用量0.3%，成膠溫度130℃，考察AM/AMPS、酚類交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)對凝膠影響，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（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，當交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)一定時，隨著AM/AMPS質(zhì)量分數(shù)增大，凝膠脫水率降低;當質(zhì)量分數(shù)為0.8%時，再加量脫水率變化幅度不大。因考慮經(jīng)濟效果，最終確定合成凝膠體系的AM/AMPS質(zhì)量分數(shù)為0.8%。

由圖2可知，當AM/AMPS質(zhì)量分數(shù)一定時，交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)增大，凝膠脫水率先減小后增大。當酚類交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)為0.05%時，凝膠脫水率最低，這可能是交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)因為較低，使凝膠的交聯(lián)密度過低，持水能力較差，從而脫水率較高。但僅用酚類交聯(lián)劑、醛類交聯(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，使凝膠體系進一步穩(wěn)定。

3.1.2 ?助交聯(lián)劑（0.05%）對凝膠的影響

選取酚類交聯(lián)劑/醛類交聯(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)量分數(shù)對凝膠的影響

選取酚類交聯(lián)劑、醛類交聯(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)量分數(shù)對凝膠強度、成膠時間、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)量分數(shù)增加，凝膠強度增加，成膠時間縮短，脫水率先降低后升高，交聯(lián)劑用量為0.04%時，凝膠脫水率最低，因此選擇0.04%作為酚類交聯(lián)劑、醛類交聯(lián)劑、多酚的使用濃度。因其在現(xiàn)有最優(yōu)條件下30 d時脫水率達到8.9%，需通過加入穩(wěn)定劑POP來提高凝膠的穩(wěn)定性。

3.1.4 ?交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)對凝膠的影響

選取酚類交聯(lián)劑、醛類交聯(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)量分數(shù)對凝膠性能的影響，結(jié)果如圖4所示。

根據(jù)上述實驗結(jié)果，最終確定凝膠的最佳配方：0.8%AM/AMPS+0.04%酚類交聯(lián)劑+0.04%醛類交聯(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

通過紅外光譜觀察耐溫抗鹽性復(fù)合凝膠體系化學結(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)了明顯的振動吸收峰，歸屬于苯環(huán)中的C-H振動吸收峰，由此說明芳環(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的振動吸收峰移至1 629 cm-1處，發(fā)生明顯的移動，說明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彎曲振動吸收峰，由此說明凝膠中含有輕質(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%酚類交聯(lián)劑+0.04%醛類交聯(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，30 d脫水率低于10%，凝膠成膠時間大于8 h。同時還具有良好的抗鹽性，可耐礦化度達到223 000 mg/L。

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