高溫高鹽油藏APP5凝膠體系性能研究

莊天琳，宋考平，王紀(jì)偉

（東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 黑龍江 大慶 163318）

高溫高鹽油藏APP5凝膠體系性能研究

莊天琳，宋考平，王紀(jì)偉

（東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 黑龍江 大慶 163318）

安第斯油田屬于典型的高溫高鹽碎屑巖油藏，在高溫（95 ℃）、高鹽（71.5 g/L）的條件下，為了提高聚合物耐溫耐鹽性能，并且考慮到該油田裂縫發(fā)育，油層非均質(zhì)性嚴(yán)重, 采用 APP5/烏洛托品凝膠體系進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對(duì)凝膠體系的耐溫性、抗鹽性、穩(wěn)定性和封堵能力進(jìn)行評(píng)價(jià)，并通過(guò)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，對(duì)比單一聚合物與凝膠體系的驅(qū)油效果。得出以下結(jié)論：凝膠體系具有更好的耐溫耐鹽能力，封堵效果較好，凝膠體系驅(qū)油比單一聚合物驅(qū)油采收率高。

高溫高鹽；聚合物；凝膠；穩(wěn)定性；采收率

安第斯油田屬于典型的高溫（95 ℃）高鹽（71.5 g/L）碎屑巖油藏[1]，由于長(zhǎng)期的水驅(qū)，該油田已經(jīng)進(jìn)入到高含水期[2]，含水率達(dá)到87.5%。在這種長(zhǎng)期水流沖刷作用下，在非均質(zhì)儲(chǔ)層中逐漸形成了水流優(yōu)勢(shì)通道，引起注水低效循環(huán)。為此，通過(guò)調(diào)研[3-5]，選取了耐溫耐鹽疏水締合聚合物APP5與烏洛托品進(jìn)行凝膠配制，對(duì)凝膠體系在模擬油藏高溫高鹽條件下，進(jìn)行性能測(cè)試，判斷其封堵能力與驅(qū)油效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 主要材料和儀器

主要材料：根據(jù)油田實(shí)際情況以及國(guó)內(nèi)外抗溫抗鹽聚合物的應(yīng)用[6,7]，選取 APP5疏水締合聚合物（由四川光亞化工有限公司生產(chǎn)）、交聯(lián)劑烏洛托品、苯酚和熱穩(wěn)定劑硫脲進(jìn)行凝膠配制[8,9]。APP5聚合物固含量 89%，水解度 25%，相對(duì)分子質(zhì)量6.0×107。模擬地層油（粘度10.97 mPa·s）經(jīng)安第斯油田地面脫氣原油加入中性煤油配制得到。模擬地層水（礦化度71.5 g/L）配方見(jiàn)表1。驅(qū)油用巖心（現(xiàn)場(chǎng)提供）規(guī)格f2.5 cm×10 cm，平均氣測(cè)滲透率985×10-3μm2。清水由大慶油田提供，礦化度798.8 mg/L。

表1 地層水離子配方Table 1 Ion formulation of formation water

主要儀器: 燒杯、WCJ-801型控溫磁力攪拌器、KD-Ⅱ型恒溫箱、DV-Ⅲ+恒溫水浴布氏數(shù)顯粘度計(jì)（美國(guó)Brookfield公司）、巖心夾持器（江蘇珂地石油儀器有限公司）、真空泵、平流泵、精密壓力表真空表、閥門(mén)、管線等。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 凝膠配制

用清水配制APP5聚合物母液(5 000 mg/L)，將聚合物母液放置于50 ℃的KD-II型恒溫箱中熟化6～8 h；用配制好的模擬地層水稀釋聚合物母液至濃度2 000 mg/L，在每升聚合物溶液中加入交聯(lián)劑烏洛托品5 00 mg、苯酚300 mg、熱穩(wěn)定劑硫脲10 mg，將混合液放置在50 ℃攪拌器上攪拌2～3 h，攪拌均勻后放置在95 ℃恒溫箱中成膠。

1.2.2 APP5聚合物凝膠性能測(cè)試

將配置好的凝膠體系放入DV-III+型粘度儀中，測(cè)量在恒溫水浴溫度為60、65、70、85、90、95 ℃溫度條件下凝膠體系的粘度值，根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)對(duì)凝膠體系的耐溫情況進(jìn)行分析。

將凝膠體系放入DV-III+型粘度儀中，測(cè)量不同礦化度下凝膠體系粘度，恒溫水浴溫度為 95 ℃，根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)對(duì)凝膠體系耐鹽情況進(jìn)行分析。

將凝膠體系放置于 95 ℃恒溫箱中，每隔一定時(shí)間測(cè)量凝膠體系的粘度值，分析凝膠體系的穩(wěn)定性。

在驅(qū)油過(guò)程中，分別計(jì)算水驅(qū)至含水率87%和凝膠驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水 98%時(shí)的巖心水測(cè)滲透率Ka和Kb，最終計(jì)算得到封堵效率η，對(duì)比分析驅(qū)油結(jié)束時(shí)和45 d后的封堵性能變化。

1.2.3 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

APP5/烏洛托品凝膠體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)步驟[10,11]：利用真空泵將天然巖心抽空2 h，飽和模擬地層水并進(jìn)行孔隙體積測(cè)量；將巖心置于 95 ℃恒溫箱中加熱12 h后飽和原油，在95 ℃恒溫箱中巖心熟化8～10 h；水驅(qū)油至出口端含水率達(dá)到 87%計(jì)算水驅(qū)采收率；注入配制好的0.25PV凝膠體系，繼續(xù)水驅(qū)至出口端含水率達(dá)98%時(shí)，計(jì)算APP5凝膠驅(qū)采收率。

APP5疏水締合聚合物驅(qū)油實(shí)驗(yàn)步驟：利用真空泵將天然巖心抽空2 h，飽和模擬地層水并進(jìn)行孔隙體積測(cè)量；將巖心置于95 ℃恒溫箱中加熱12 h后飽和原油，在95 ℃恒溫箱中巖心熟化8～10 h；水驅(qū)油至出口端含水率達(dá)到87%計(jì)算水驅(qū)采收率；注入配制好的APP5聚合物溶液0.25PV，聚合物溶液濃度 2 500 mg/L，繼續(xù)水驅(qū)至出口端含水率達(dá)98%時(shí)，計(jì)算聚驅(qū)采收率。實(shí)驗(yàn)溫度均為：95 ℃。

2 結(jié)果與討論

2.1 凝膠耐溫性

不同溫度下，凝膠體系粘度變化如圖1所示。從圖中可以看出：溫度對(duì)凝膠體系的影響非常大，隨著溫度的升高，凝膠體系粘度迅速降低，但溫度達(dá)到 95 ℃時(shí)，體系粘度仍能保持較高，粘度值為17 400 mPa·s，因此經(jīng)分析判斷該凝膠體系具有良好的抗溫性能。

圖1 APP5凝膠體系粘溫曲線圖Fig.1 Viscosity-temperature curve of APP5 gel system

2.2 凝膠抗鹽性

不同礦化度條件下，凝膠體系粘度變化如圖 2所示。

圖2 APP5凝膠體系粘度與礦化度關(guān)系曲線Fig.2 Relationship curve between viscosity and salinity of APP5 gel system

從圖中可以看出：礦化度對(duì)凝膠體系也有一定的影響，隨著礦化度的升高，凝膠體系粘度逐漸降低，但礦化度達(dá)到70 g/L時(shí)，體系粘度仍能保持較高，粘度值為15 830 mPa·s，因此經(jīng)分析判斷該凝膠體系具有良好的抗鹽性能。

2.3 凝膠穩(wěn)定性

凝膠體系粘度隨時(shí)間變化如圖3所示。從圖3中可以看出：經(jīng)1個(gè)月穩(wěn)定性測(cè)試，前13 d體系粘度逐漸增加，隨后粘度逐漸降低，但隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，體系粘度逐漸平穩(wěn)，不再有明顯的變化，第30 d粘度值為2 015 mPa·s，經(jīng)觀察，體系沒(méi)有出現(xiàn)明顯脫水現(xiàn)象，因此該體系穩(wěn)定性良好。

2.4 凝膠封堵性能

根據(jù)不同實(shí)驗(yàn)階段計(jì)算得到的Ka、Kb，得到封堵效率如表2所示。

圖3 凝膠體系粘度隨時(shí)間的變化曲線Fig.3 Change of viscosity with time of gel system

由表2可得出：不同實(shí)驗(yàn)階段計(jì)算得到的封堵效率皆在70%以上，45 d后封堵效率有所降低，但仍具有較好的封堵效果。因此，該凝膠體系在高溫高鹽的條件下，可以起到很好的封堵能力。

2.5 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)-采收率

根據(jù)單一APP5聚合物和APP5/烏洛托品凝膠體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，分別測(cè)得不同驅(qū)替階段下采收率，如表3和表4所示。

表3 APP5聚合物不同驅(qū)替階段下采收率Table 3 Oil recovery of APP5 polymer under different flooding stages

對(duì)比表3和表4可知：凝膠驅(qū)采收率明顯高于單一聚合物驅(qū)，并且，采收率增幅高于單一聚驅(qū)8.5%，因此綜上性能測(cè)試，APP5/烏洛托品凝膠體系不僅耐溫抗鹽，穩(wěn)定性、封堵性能良好，而且在高含水期時(shí)采收率提高幅度較大，可以為油田帶來(lái)更多的經(jīng)濟(jì)效益。

表4 凝膠體系不同驅(qū)替階段下采收率Table 4 Oil recovery of the gel system under different flooding stages

3 結(jié) 論

（1）配制的APP5/烏洛托品凝膠體系具有良好的耐溫抗鹽性能，并且具有良好的穩(wěn)定性，1個(gè)月后未觀察到明顯的脫水現(xiàn)象。

（2）凝膠體系具有較強(qiáng)的封堵能力，驅(qū)油結(jié)束時(shí)封堵效率可以達(dá)到87.54%，45 d后仍具有良好的封堵性能。

（3）凝膠驅(qū)比單一聚驅(qū)驅(qū)油效果更佳，提高采收率幅度高出8.5%，有利于提高油田整體的經(jīng)濟(jì)效益。

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Study on Properties of APP5 Gel System in High Temperature and High Salinity Reservoir

ZHUANG Tian-lin，SONG Kao-ping，WANG Ji-wei
（Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery , Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China）

ANDES oilfield belongs to typical high temperature and high salinity clastic rock reservoir. Under theconditions of high temperature (95 ℃) and high salinity (71.5 g/L), in order to improve the ability of anti-hightemperature and high salinity of polymer, and taking into account of the fracture development and heterogeneity inoilfield, the APP5/ urotropin gel system was used in experiments. Through the indoor experiment, the abilities oftemperature resistance, salt resistance, stability and sealing of gel system were evaluated. And flooding effects of singlepolymer and gel system were compared by oil displacement experiment. The results show that, the gel system hasbetter ability of resistance to temperature and salt and salt resistance, plugging performance, and the gel system hashigher oil recovery than single polymer.

High temperature and high salinity; Polymer; Gel; Stability; Oil recovery

TE 357.46；TE 39

A

1671-0460（2015）08-1752-03

東北石油大學(xué)研究生創(chuàng)新科研項(xiàng)目“聚驅(qū)后二元驅(qū)階段波及規(guī)律研究”，項(xiàng)目號(hào)：YJSCX2014-018NEPU。

2015-06-22

莊天琳（1990-），女，黑龍江大慶人，東北石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程學(xué)術(shù)碩士研究生，2013年畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專(zhuān)業(yè)，從事提高油藏采收率研究工作。E-mail：zhuangtianlinde@163.com。