X油田A区块调堵剂优选实验研究

X油田A区块调堵剂优选实验研究

张昕

中国石化西北油田分公司 采油三厂

摘要：依托X油田 A 区块的油藏条件和储层物性等参数，通过控制变量法进行定性实验和定量分析，基于主剂浓度、交联剂及稳定剂浓度的配方差异性，优选了适用于X油田 A 区块的最佳凝胶体系。并对其性能评价，进行了室内实验，结果显示：该调堵剂的封堵率很高，可以达到 94%，成胶强度、抗剪切性等关键参数均较为良好，具有一定的选择封堵能力。有效满足现场的作业需求，封堵高渗通道，减缓其窜进，有效动用水驱差异性剩余油和底水屏蔽剩余油，最终达到提高采收率的效果。

关 键 词：调堵剂；控制变量；提高采收率

随着油气开发的不断进行，我国八成以上油田已经进入到了油气勘探开发的末期特高含水阶段[1]，由于地层非均质较强、流体流度差异性较大以及其他油藏因素，层间矛盾突出日益显著，剩余油模式日趋复杂，剩余油分布不均。同时，随着含水率的逐年递增以及采收率的递减，特高含水油田的提高采收率技术被越来越多的油气勘探工作者关注[2]，随着注气和提液治理效果变差，堵水已成为一种提高采收率关键技术。为实现化学堵水标准化，规模化，工业化开展，亟需对堵水技术进行全要素精细化分析，经过多年的发展和矿场实验，调堵技术成熟起来，凝胶体系广泛的应用于各大油气田。

本文以×油田A区块的油层物性、原油物性及地质条件为依托，目的为了增强凝胶调剖体系的耐温抗盐性，设计了适用于×油田A区块的实验，优选出了适用其性质的凝胶体系。

1   ×油田A区块现状简介

首先，从储层发育程度分析，×油田A区块为低孔低渗，由于孔隙度及渗透率相对较低，因此在平面及纵向的渗透率均有着很大的差异性，随之而来的便是单层突进和平面舌进。此外，由于储层发育大量微裂缝、高角度裂缝以及大孔道，使得地层水及注入水沿着微小的裂缝窜进，或是底水沿高角度裂缝窜进，在井间形成了优势通道[3]，抑或是油藏上大底水抬升向优势水侵通道窜进，那么随之而来的便是剩余油被屏蔽而不能被有效动用，形成了驱替差异形成的普遍剩余油以及横向分割及流体屏蔽剩余油，因而造成了采收率逐年降低。而调堵技术有效解决了这一问题，通过聚合物凝胶体系的特殊物性对优势通道进行封堵，增强驱替相的阻力因子等物性参数，达到扩大波及体积，有效封堵优势水窜通道的目的。

2   凝胶型调堵剂

凝胶型调剖堵水剂主要由三部分组成，分别是以聚合物为主要组成部分的主剂、交联作用为主的交联剂及缓腐蚀剂。这其中的每一个部分都起着决定性的作用，尤其是缓蚀剂以及交联剂，虽然用量较小，但其组分却至关重要，其结构也决定着成胶性能以及后期油气开发现场实际应用中的调堵效果。

当前我国大部分油田中大多适用堵剂温度为60至120℃，而可用于小于 50 ℃储层的调堵剂却屈指可数，然而，我国有低于50℃的油藏却不占少数。聚合物性凝胶调堵剂解决了这一缺口，它是一种通过凝胶体系有效封堵高渗层的物质，通过降低主层吸水性，从而提高非主层吸水性，是目前形势下我国大多数油田的优选。但也存在着技术的不成熟性，例如，聚丙烯酰胺需要较长时间才可溶，不仅在矿场实验难以实现，室内实验也需外部容器才可成功。

3   实验部分

3.1  实验药品及仪器

实验药品：聚合物主剂为 HPAM，水解度为 23.8%；

交联剂（由实验室自主配制）；

稳定剂（由实验室自主配制）。

实验用水按照x油田 A 区块现场地层水离子组成，由实验室自主配制；

实验用油为实验室自主配制的模拟油（用一定比例的煤油与油藏脱水后的原油按照一定比例配成）。

仪器：高精度电子天平（感量 0.01 g），高速搅拌器， 隔水式电热恒温培养箱，布什黏度计，ALPHA/-ZLD 低温冷冻干燥机， RS600 流变仪等。

实验岩心为人造岩心。

3.2  实验方法及步骤

（1）配制主剂

配制聚合物母液：

(a)用漏斗将实验室配制水样过滤杂质；

(b)用广口瓶容器量取 50 mL过滤好的水样，用螺旋式搅拌器搅拌水样，使之产生涡流，持续50s；

(c)将称量好的聚合物粉末缓慢匀速加入涡流中， 使其充分融合润湿，匀速搅拌0.5 h，使粉末与水样充分溶解即可。

（2）配制凝胶

(a)在聚合物溶液中缓慢匀速加入量化交联剂，依次加入一定量的稳定剂；

(b)连续匀速搅拌 2.5 h，使之与配制好的聚合物溶液充分混合，使其均匀分散在溶液中；

(c)2.5 h 后，停止搅拌并分别标号，将其放入实验区块温度（80 ℃）的恒温箱中。

重复以上实验步骤，依次配制出不同组分的体系，并分析不同凝胶体系的成胶时间、强度，最后优选出适用于X油田A区块的最优体系。

3.3  实验结果

3.3.1  主剂聚丙烯酰胺对凝胶体系的影响

聚丙烯酰胺的特殊物性决定了它具有耐高温及抗盐性[10]，同时还具有及强的吸附作用，所以在本次室内实验中我们选择聚丙烯酰胺作为主剂，运用控制变量的方法，在保障交联剂及稳定剂不变的前提下，改变主剂用量，优选最佳主剂浓度，实验结果如下：

                       表1：不同聚合物浓度下的成胶强度及时间

由表 2 可得，主剂浓度小于 3 000mg/L，初始粘度低，成胶时间长，当主剂浓度增加至4 000 mg/L，粘度呈下降趋势。当逐级增加主剂浓度，但其初始粘度偏大并不利于体系的流动。

由图1可知，主剂浓度与粘度呈正相关，与初始成胶时间及最终成胶时间呈负相关。

图1：不同聚合物浓度下的成胶强度及时间

因此，为了更加高效封堵高渗层的水流优势通道，优选主剂3000 mg/L的浓度。

3.3.2   交联剂浓度对凝胶体系的影响

由上述实验我们可以得出，聚合物3000 mg/L的浓度为最佳，因此本轮对比实验我们控制变量为交联剂，为了研究复合交联剂浓度对体系的影响， 我们用3000 mg/L 聚合物溶液为母液，配制实验体系，实验结果如表2所示。

表2：相同主剂浓度不同交联剂浓度实验结果

依据表2：主剂为3 000 mg/L的时候，交联剂浓度可以影响体系的粘度。

交联剂浓度0.6%时，因为体系初始浓度低（2 000 mPa·s），成胶黏度变为 7000 mPa·s，当交联剂浓度为1.2%的时候，交联剂浓度无论怎样加强都无法达到效果，当交联剂浓度大于 1.4% 时，虽然其初始体系很高，但是成胶强度增加速度变缓。

因此，在主剂为3000mg/L时，应该选择浓度为 1.2%-1.4%的交联剂浓度为最优。

图2：不同交联剂浓度下的实验结果

3.3.3   稳定剂浓度对凝胶体系的影响

稳定剂的浓度对体系的成胶强度、流动性以及最终成胶时间也有着至关重要的影响。 由上述两个控制变量实验我们可以初步确定主剂和交联剂的最佳浓度（主剂为 3 000 mg/L，交联剂浓度为 1.2%-1.4%）。

本次实验为了确定稳定剂浓度对成胶过程影响，我们使用3 000 mg/L主剂和1.2%的交联剂作为母液，控制稳定剂的变量，开展优选实验，实验结果如表3：

表3：相同主剂浓度不同交联剂浓度实验结果

图3：不同交联剂浓度下的实验结果

由表3 和图 3可得，稳定剂的浓度与成胶强度呈正相关，当稳定剂浓度为1%-1.2%时候，初始凝胶时间增加了四成，同时粘度变化趋势也呈正相关。稳定剂浓度1%时，体系稳定，与此同时斜率变缓。因此加入稳定剂虽然对成胶速率有促进作用，但务必控制浓度，否则适得其反

通过本次实验，其含量在0..8%左右为最佳稳定剂浓度。

  4   室内实验性能评价和现场应用

通过控制变量的对比实验，优选了出了体系，为了确定本体系是否适用于X油田 A 区块的现场开发， 我们再次设计了室内实验，分析评价体系的各项性能指标。

通过模拟X油田A 区块地层温度及压力及储层物性，用优选出的体系开展岩心动态实验，以此来评估其稳定性、抗剪切性、封堵率、突破压力梯度等。评估结果如表4所示。

表4：评估性能结果统计

评价结果表明：该配方的凝胶体 系适用于X油田A 区块。

5  结论

（1）X油田A区块为高含水低渗透型油藏，有很强的非均质性， 在长期的勘探开发过程中已经进入了后期，注入水及底水会沿井间高角度裂缝窜进，加大水侵。调剖堵水技术有效解决了这一难题，随着技术的不断迭新和开发，大多数油田开始迈入调堵行列，它的各项指标和性能均能满 足低渗透油藏深度调剖的需要。

（2）通过控制变量法及定性分析，优选出一种适用于X油田A区块的体系配方，其中主剂3 000 mg/L，交联剂浓度在1.2%-1.4%，稳定剂浓度为 0.8%。

（3）通过室内实验效果评估，该凝胶体系配方堵水性能、封堵性等表现均达标，可以推广。

参考文献：

[1] 陆水青山.影响油田堵水调剖效果的因素分析[J].云南化工,2020,47(03):183-184.

[2]杜金.调剖堵水技术在高含水油井中的与应用[J].化学工程与装备,2020(05):116+125.DOI:10.19566/j.cnki.cn35-1285/tq.2020.05.054.

[3]吝拥军.裂缝砂岩油藏调剖堵水技术研究应用[J].内蒙古石油化工,2019,45(08):64-65.