王 彪， 劉國寶

(1.中國石化江蘇油田分公司 石油工程研究院， 江蘇 揚(yáng)州 225009； 2.東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318)

當(dāng)前，中國多數(shù)稠油油田蒸汽驅(qū)開發(fā)到中后期，含水率不斷升高且伴有汽竄，為使注入蒸汽能量得到最大利用，必須采取相應(yīng)調(diào)剖技術(shù)措施防止汽竄的發(fā)生[1-2]。魔芋粉中含有魔芋葡苷聚糖，它是一種有機(jī)高分子，易溶于水，溶液黏度很高，其溶膠屬于熱膠凝性溶膠，魔芋粉凝膠具有彈性，強(qiáng)度適中等特性，并且成本低來源廣，可生物降解[3]。盡管多年來隨著石油行業(yè)的發(fā)展，調(diào)剖堵水劑多種多樣，但依舊有著許多缺點(diǎn)需要解決。凝膠可在地下、地面或近井地帶等形成凝膠，因此可根據(jù)地層需要，通過控制添加劑的加入量控制交聯(lián)體系交聯(lián)時(shí)間的長短，使其在期望的地層形成凝膠封堵地層[4-5]。使魔芋粉與適量聚丙烯酰胺和適當(dāng)?shù)慕宦?lián)劑反應(yīng)，可形成良好的封堵型凝膠，能夠封堵稠油油藏大孔道，彌補(bǔ)其他封堵劑的一些缺點(diǎn)。中國許多稠油油藏內(nèi)的地層水具有較高的礦化度，含鹽量較高，對(duì)調(diào)剖凝膠的抗鹽能力也提出了較高的要求，亟待開發(fā)抗鹽凝膠體系[6]。因此針對(duì)高溫高含鹽地層，研制滿足調(diào)剖要求的新型環(huán)保凝膠體系，并對(duì)其使用性能進(jìn)行評(píng)價(jià)。

1 魔芋粉凝膠的制備

1.1 實(shí)驗(yàn)藥品及儀器

本實(shí)驗(yàn)中所用藥品見表1。實(shí)驗(yàn)所用儀器見表2。

表1 實(shí)驗(yàn)化學(xué)藥品

表2 實(shí)驗(yàn)所用儀器設(shè)備

本實(shí)驗(yàn)中，以魔芋粉為主劑，添加聚丙烯酰胺和腐殖酸鈉兩種助劑，擬合成一種復(fù)合型調(diào)剖劑。聚丙烯酰胺的加入有利于提高凝膠體系的耐鹽性能。腐殖酸鈉的加入有利于提高凝膠體系的抗溫性能[7]。實(shí)驗(yàn)中使用苯酚與甲醛作交聯(lián)劑，其交聯(lián)機(jī)理是甲醛與水及酰胺基團(tuán)作用生成二醇和胺醇，進(jìn)一步和苯酚作用生成主要以醚鍵交聯(lián)的化合物，這種方法適合在90～150 ℃的高溫油藏中使用[8]。

1.2 組分優(yōu)化試驗(yàn)

通過改變所需藥品各組分用量進(jìn)行組分優(yōu)化實(shí)驗(yàn)，觀察在不同組分用量的條件下的成膠時(shí)間來確定凝膠各組分的最佳配比，正交實(shí)驗(yàn)方案的因素和水平見表3。實(shí)驗(yàn)步驟：根據(jù)正交實(shí)驗(yàn)方案的劑量稱取藥品，將稱好的藥品倒入燒杯中，使用磁力攪拌器恒溫25 ℃攪拌2 h制備凝膠溶液，再將凝膠溶液放入加熱烘箱90 ℃恒溫加熱觀察成膠時(shí)間。根據(jù)HSE環(huán)境保護(hù)，對(duì)廢棄凝膠做好回收處理，不可隨意丟棄污染環(huán)境[9-10]。

表3 正交實(shí)驗(yàn)因素與水平

正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。由表4可見，各組分對(duì)成膠時(shí)間影響的順序?yàn)?魔芋粉>腐殖酸鈉≈聚丙烯酰胺>苯酚≈甲醛。

通過上面的各組分濃度優(yōu)化實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，可以根據(jù)成膠時(shí)間最短為目標(biāo)，總結(jié)出一個(gè)最終的魔芋粉凝膠配方：5.0 g/L魔芋粉、2.0 g/L聚丙烯酰胺、3.5 g/L苯酚、10.0 g/L甲醛溶液、2.5 g/L的腐殖酸鈉。制作凝膠的方法便是取1 000 mL蒸餾水，先加入5.0 g魔芋粉25 ℃恒溫?cái)嚢?0 min，再依次加入10.0 g甲醛溶液、2.0 g聚丙烯酰胺、2.5 g腐殖酸鈉和3.5 g苯酚，25 ℃恒溫加熱攪拌2 h得到魔芋粉凝膠溶液，將得到的魔芋粉凝膠溶液放到90 ℃恒溫烤箱中加熱19 h以上即可。

2 魔芋粉凝膠的性能評(píng)價(jià)

2.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

2.1.1 耐溫性能評(píng)價(jià)

本實(shí)驗(yàn)對(duì)蒸餾水制備的魔芋粉凝膠體系分別在90 ℃、100 ℃、110 ℃、120 ℃、130 ℃、140 ℃、和150 ℃溫度下持續(xù)加熱50 h進(jìn)行耐溫性實(shí)驗(yàn)，檢測(cè)該凝膠體系在不同溫度下的黏度變化，以此來評(píng)價(jià)該凝膠體系耐溫性能。

表4 正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果和分析

2.2.2 抗鹽性能評(píng)價(jià)

本驗(yàn)研究了魔芋粉凝膠體系在不同鹽離子(NaCl、MgCl2·6H2O、CaCl2)及不同濃度下，在120 ℃恒溫下24 h的黏度變化，考察不同鹽離子在不同濃度下對(duì)凝膠的影響。

2.1.3 老化性能評(píng)價(jià)

本實(shí)驗(yàn)將配置好的魔芋粉復(fù)合凝膠體系放在120 ℃下，密閉恒溫放置30 d(加氮?dú)獗Ｗo(hù))，定期檢測(cè)凝膠的析水量，以析水量多少來評(píng)價(jià)凝膠的抗老化性能。

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.2.1 耐溫性能

凝膠的耐溫性是評(píng)價(jià)凝膠性能的重要參數(shù)，在地溫較高的儲(chǔ)層，凝膠必須要有一定的耐溫性才能夠在地層中維持它的封堵性能，如若耐溫性較差，則凝膠注入地層后將失去其封堵性能，無法有效提高采收率。耐溫性能評(píng)價(jià)結(jié)果見圖1。

圖1 溫度對(duì)凝膠黏度的影響

由圖1可以看出，加熱溫度在90 ℃以上時(shí)隨著加熱溫度不斷地提高，凝膠的黏度首先升高，當(dāng)溫度升高到120 ℃以后，凝膠黏度不斷地下降，在120 ℃時(shí)凝膠黏度最高，說明該凝膠體系最佳使用溫度為120 ℃左右?？傮w來說，該凝膠體系在90～120 ℃下仍具有較好的黏度，說明該凝膠體系具有良好耐溫性能。

2.2.2 耐鹽性能

1)NaCl濃度對(duì)凝膠黏度的影響。凝膠在NaCl濃度5 g/L、10 g/L、15 g/L、20 g/L時(shí)黏度見表5。

表5 NaCl濃度對(duì)凝膠黏度的影響

由表5可以看出，隨著NaCl濃度不斷升高，凝膠的黏度先升高后降低且在10 g/L時(shí)出現(xiàn)極大值，可見該體系凝膠在Na+低濃度時(shí)黏度提高；這可能是由于Na+的加入使得體系內(nèi)HPAM分子更加活躍，分子鏈得到更大化的舒展，黏度有少許提升，但隨著Na+繼續(xù)增加，鹽敏效應(yīng)不斷增強(qiáng)，鹽敏效應(yīng)對(duì)雙電層的壓縮作用大于HPAM擴(kuò)散雙電層的排斥作用，使之雙電層不斷壓縮，HPAM分子形成緊密的線團(tuán)，稠化能力降低，黏度下降。該體系凝膠在NaCl濃度為5～15 g/L時(shí)，黏度仍保持在10 000 mPa·s以上，具有良好的抗NaCl性能。

2)MgCl2·6H2O濃度對(duì)凝膠黏度的影響。凝膠在MgCl2·6H2O濃度0.5 g/L、1.0 g/L、1.5 g/L、2.0 g/L時(shí)黏度見表6。

表6 MgCl2·6H2O濃度對(duì)凝膠黏度的影響

由表6可見，隨著MgCl2·6H2O濃度升高，凝膠黏度開始變化不大后迅速降低，由于鹽敏效應(yīng)，Mg2+帶有兩個(gè)電荷，相比同濃度的Na+而言，Mg2+的鹽敏效應(yīng)對(duì)聚合物的影響會(huì)更強(qiáng)，因此在MgCl2·6H2O濃度升高時(shí)凝膠的黏度就會(huì)下降很快。該凝膠體系在MgCl2·6H2O濃度低于1.5 g/L時(shí)，黏度仍保持在10 000 mPa·s以上，具有一定的抗鎂鹽能力。

3)CaCl2濃度對(duì)凝膠黏度的影響。凝膠在CaCl2濃度0.5 g/L、1.0 g/L、1.5 g/L、2.0 g/L時(shí)的黏度見表7。

表7 CaCl2濃度對(duì)凝膠黏度的影響

由表7可以看出，該凝膠隨著CaCl2濃度不斷增加，黏度開始變化不大后迅速降低。由于鹽敏效應(yīng)，Ca2+帶有兩個(gè)正電荷，而Na+帶有一個(gè)，因此Ca2+對(duì)聚合物的影響要比Na+對(duì)聚合物的影響要大，因此CaCl2濃度較低時(shí)便對(duì)聚合物有著很大的影響。該凝膠體系在CaCl2濃度低于1.0 g/L時(shí)，黏度仍保持在10 000 mPa·s以上，具有一定的抗鈣鹽能力。

2.2.3 抗老化性能

凝膠的老化性能是評(píng)價(jià)凝膠體系性能中的重要性能參數(shù)，凝膠體系的老化性能將決定著凝膠能否在地層中穩(wěn)定存在并長期保持其一定的封堵性能?？估匣阅茉u(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 不同放置時(shí)間下的凝膠析水量

由圖2可以看出，隨著放置時(shí)間的延長，凝膠的析水量不斷增多。由于復(fù)合凝膠體系內(nèi)部固定了大量的自由水，高溫下長時(shí)間放置，凝膠內(nèi)部三維交聯(lián)結(jié)構(gòu)逐漸被破壞，固定自由水的能力逐漸降低，因此析水量不斷增加。整體來看，在高溫放置20 d以內(nèi)時(shí)，析水量低于10%，說明該復(fù)合凝膠具有良好的熱穩(wěn)定性和抗老化性能。

3 封堵性能評(píng)價(jià)

采用本文研制的魔芋粉復(fù)合凝膠調(diào)剖劑，針對(duì)兩種不同滲透率巖心進(jìn)行封堵實(shí)驗(yàn)，調(diào)剖劑注入量0.5PV，在120 ℃下候凝24 h，然后測(cè)定封堵率和突破壓力梯度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表8，可見兩個(gè)不同滲透率巖心的封堵率都達(dá)到90%以上，說明封堵效果良好。

表8 封堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

進(jìn)行雙管并聯(lián)調(diào)剖驅(qū)油實(shí)驗(yàn)時(shí)，用兩個(gè)填砂管模擬油藏巖心，并聯(lián)進(jìn)行調(diào)剖驅(qū)油，填砂管參數(shù)見表9，驅(qū)油溫度90 ℃，原油黏度1250 mPa·s。

操作步驟：首先將填砂管飽和水、飽和油；然后進(jìn)行第一次水驅(qū)油，當(dāng)高滲填砂管出口含水率大于98%后，停止驅(qū)油；注入0.5 PV封堵劑，120 ℃候凝24 h，封堵后進(jìn)行第二次驅(qū)油，當(dāng)?shù)蜐B填砂管出口含水率大于98%時(shí)，實(shí)驗(yàn)結(jié)束，計(jì)算各階段單管原油采收率。調(diào)剖前、后兩階段各管原油采收率統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表10。

表9 實(shí)驗(yàn)巖心參數(shù)

表10 雙管并聯(lián)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表10中采收率數(shù)據(jù)分析可知，雙管并聯(lián)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，調(diào)剖后，由于注入的封堵劑大部分進(jìn)入了高滲填砂管，高滲填砂管的水竄被控制，更多驅(qū)替流體轉(zhuǎn)入低滲填砂管中，提高了低滲填砂管的原油采收率。注入0.5 PV封堵劑后，低滲填砂管采收率提高了16.6%，證明該堵劑適用于非均質(zhì)油藏的高效開發(fā)。

5 結(jié)論

1)通過正交試驗(yàn)，得到魔芋粉復(fù)合凝膠配方：魔芋粉5.0 g/L+聚丙烯酰胺2.0 g/L+苯酚3.5 g/L+甲醛溶液10.0 g/L+2.5 g/L腐殖酸鈉。

2)耐溫實(shí)驗(yàn)表明該凝膠體系耐溫可達(dá)到120 ℃；抗鹽實(shí)驗(yàn)表明凝膠體系對(duì)NaCl、MgCl2、CaCl2等油藏內(nèi)常見鹽類具有一定的抗鹽能力；并且該凝膠體系也具有一定的抗老化能力。

3)在蒸汽驅(qū)雙管并聯(lián)實(shí)驗(yàn)中，注入0.5 PV封堵劑后，低滲填砂管中驅(qū)替流體流量顯著增加，采收率提高了16.6%，提高采收率效果明顯。