CYY－Ⅱ凝膠型調剖劑強度影響因素及應用效果

尚宏志

（大慶油田有限責任公司 采油工程研究院，黑龍江 大慶 163453）

0 引言

大慶油田屬于陸相沉積的非均質、多油層砂巖油田，隨著油田開發的不斷深入，非均質性導致的層間和層段內吸水比例不均衡的矛盾日益突出［1］.對于層段內有多個小層、非均質性較嚴重且難以通過機械方法細分注水的情況，通常采用淺調剖技術限制高吸水層的注水量，提高中低滲透層和低含水部位的注入量［2-3］，實現注水井吸水剖面的有效調整，為進一步挖掘各類油層潛力、提高儲量動用程度有積極作用［4-6］.淺調剖措施關鍵技術之一是研發高強度凝膠配方，實現對高吸水層的有效封堵［7］.目前，大慶油田所用的化學淺調剖劑主要是以水溶性高分子材料為主劑，以高價金屬離子或醛類為交聯劑，在地層條件下反應生成具有網狀結構的凍膠.雖然現有淺調剖劑能夠實現對高滲透層的有效封堵，但存在成膠性能受配方組分及外界因素影響等問題［8-9］.

淺調剖劑體系性能要求調剖劑成膠時間短、成膠強度高，筆者研制CYY-Ⅱ凝膠型調剖劑體系.該調剖劑體系用部分水解聚丙烯酰胺為主劑，在酸性條件和一定油層溫度下，可與交聯劑分解出的甲醛及穩定劑中的酚類反應，生成凝膠體.為了評價聚合物、交聯劑、穩定劑和調節劑對調剖劑強度的影響，通過全因子實驗，分析影響凝膠強度的強影響因素及因素間的交互作用，優化高強度凝膠配方并進行巖心封堵實驗.該調剖劑體系現場應用207口井，措施井吸水剖面得到有效改善，連通油井綜合含水率得到有效控制.

1 實驗

1.1 儀器和樣品

實驗采用TA公司ARES-G2流變儀進行強度測試，用儲能模量表征強度［10］.該流變儀為控制應變流變儀，可以消除測量過程中夾具慣量對測量值的影響［11］.使用PP20防滑夾具在0.1Pa、1.0Hz下進行儲能模量測試，以表征凝膠強度［12］.調剖劑主要由聚合物、交聯劑、穩定劑和調節劑按一定比例和工藝混合而成，其中聚合物為部分水解聚丙烯酰胺，交聯劑為醛類物質，穩定劑為酚類物質，調節劑為有機酸.將樣品用高精度天平稱量混合均勻后放入烘箱，成膠后測試強度.

1.2 全因子實驗

全因子實驗設計是每個因子所有水平的組合至少進行一次實驗的設計［13］.由于包含所有的組合，全因子實驗所需實驗的總次數較多，優點是可以估計所有的主效應和各階交互效應.由于實驗次數隨因子個數的增長而呈指數增長，一般只作2水平全因子實驗.通常認為，加上中心點后的2水平實驗在一定程度上可以代替3水平全因子實驗［14］，并且分析簡明易行.因此，采用2水平加中心點的設計方法，采用方差分析法，篩選符合現場應用的CYY-Ⅱ型高強度凝膠調剖劑體系.

實驗考察因素有4個，每個因素考察2個水平，設置3個中心點數，根據經驗和反應原理設置高低水平值，確保應用值在此范圍內，實驗設計見表1.

表1 全因子因素水平設計Table 1 Factors and levels design of full factorial experiment mg·L-1

1.3 巖心封堵實驗

采用φ×l：3.8cm×30.0cm石英砂人造巖心模型，對淺調剖劑進行巖心封堵實驗［15］.實驗步驟為：首先對巖心進行水驅，測試水驅穩定壓力，并且計算水驅巖心滲透率；然后驅替1PV淺調剖劑，將巖心放入45℃溫度烘箱候凝48h后，進行調剖后水驅，測試巖心調剖后水驅突破壓力及穩定壓力，并且評價巖心封堵效果［16］.

2 實驗結果

2.1 實驗設計與結果

全因子實驗設置3個中心點估計隨機誤差，全因子代碼為1，中心點代碼為0，中心點配方為2個水平的均值.將標準序進行隨機化得到運行序，防止由實驗順序影響產生的系統誤差，根據運行序進行實驗，把實驗結果填入強度列，強度為測試的儲能模量，結果見表2.

表2 全因子實驗結果Table 2 Result of full factorial experiment

2.2 數據分析處理

根據運行序進行實驗，分析2階交互作用，對各項進行代碼化處理，低水平設置代碼值為-1，高水平設置代碼值為1，中心水平設置代碼值為0，將每個自變量都化為無量綱的［-1，1］區間的數據［17］.設置置信水平為95，對各項進行t檢驗，通過t檢驗得到T值，根據T值查t分布表并計算P值，結果見表3.

表3 凝膠強度影響分析Table 3 Gel strength analysis

由于置信水平設置為95，P值小于0.050即為強影響項.由表3可以看出，聚合物、交聯劑和穩定劑質量濃度的P值為0，小于0.050，是影響強度的主要因素；聚合物與交聯劑質量濃度交互作用的P值為0，聚合物與穩定劑質量濃度交互作用的P值為0.030，也小于0.050，兩個交互作用也是影響強度的主要因素.

分析影響強度的因素及交互作用，對分析模型進一步修改時只保留聚合物（A）、交聯劑（B）、穩定劑（C）、聚合物（A）×交聯劑（B）、聚合物（A）×穩定劑（C）等5項，結果見表4和表5.

表4 模型修改后強度影響分析結果Table 4 Gel strength analysis after model modified

由表4可以看出，各因素及交互作用的P值都小于0.050，對強度的影響更加明顯.由表5可以看出，未編碼的線性回歸方程y＝-2.83＋2.43×10-3A＋4.95×10-3B＋7.50×10-4C＋8.00×10-7（AB）＋1.25×10-6（AC），通過回歸方程可以估計各因素在選擇水平范圍內不同組合下的強度，確保不同凝膠配方強度的可預測性；并且得出最佳配方聚合物質量濃度為5 000 mg／L，交聯劑質量濃度為2 500mg／L，穩定劑質量濃度為400mg／L.

表5 線性回歸方程擬合因數Table 5 Fitting factors of liner regression equation

2.3 最佳配方強度范圍

最佳配方強度范圍包括理論均值預測及單個實驗結果預測.根據最佳值設置各項因素水平，結果見表6.由表6可以看出，當聚合物質量濃度為5 000mg／L、交聯劑質量濃度為2 500mg／L、穩定劑質量濃度為400mg／L時，預測強度（即擬合值）為14.53Pa，強度的理論均值預測區間為（14.27，14.79），置信度為95%；強度的單個實驗結果預測區間為（14.03，15.03），置信度為95%.

表6 最佳配方強度范圍預測結果Table 6 Optimum value range prediction

2.4 巖心封堵實驗

淺調剖劑巖心封堵實驗［18］結果見表7.由表7可以看出，配方調剖劑對滲透率為（650～2 015）×10-3μm2的巖心封堵率超過99%，能夠滿足淺調剖對封堵性能的要求.

表7 淺調剖劑巖心評價實驗數據Table 7 Core evaluation data of shallow profile control agent

3 現場試驗

在調剖劑配方優選和性能評價實驗的基礎上，在大慶油田開展207口井現場試驗，平均單井調剖劑用量為95m3，調剖后調剖層段啟動壓力升高，吸水剖面得到改善.

3.1 啟動壓力和吸水能力

由測試措施井調剖層段調剖前后吸水指示曲線可知，調剖層段啟動壓力調剖前為8.1MPa，調剖后升高至9.9MPa；調剖層段視吸水指數調剖前為5.87m3／（d·MPa），調剖后下降至3.70m3／（d·MPa），調剖層段的吸水能力得到有效控制.

3.2 吸水層數和剖面調整

吸水剖面調整是淺調剖的主要目的，統計27口井吸水剖面，調剖后調剖層段吸水剖面得到改善，吸水層數由調剖前的78個增加至調剖后的106個；其中X1井調剖前后吸水剖面測試結果見圖1.由圖1可以看出：薩Ⅱ15-葡Ⅰ120為調剖層段，其中薩Ⅱ15層、葡Ⅰ111層、葡Ⅰ120層為主力水層，吸水比例分別為10.09%、11.07%、11.92%；調剖后主力吸水層的吸水能力得到有效控制，而葡Ⅰ111層下部（調剖前不吸水）得到有效動用.

3.3 連通油井綜合含水率

統計先期現場施工的68口井，調剖后有56口（扣除其他措施井）連通油井受效，平均單井日產液量由調剖前的35.15t下降至調剖后的32.86t；平均單井日產油量由調剖前的2.02t上升至調剖后的2.91t；綜合含水率由調剖前的94.25%下降至調剖后的91.15%；沉沒度由調剖前的292.9m下降至調剖后的235.1m；受效油井平均有效期達到6個月，累計增油達7 955t，投入產出比為1∶3.2.

4 結論

（1）影響凝膠強度的主要因素為聚合物、交聯劑和穩定劑，聚合物和交聯劑、聚合物和穩定劑之間的交互作用對凝膠強度的影響最大，并且通過改進后的模型分析得到主因素和交互作用的線性回歸方程，確保不同凝膠配方強度的可預測性.

（2）高強度凝膠最佳配方為聚合物質量濃度5 000mg／L、交聯劑質量濃度2 500mg／L和穩定劑質量濃度400mg／L，強度達到14.53Pa，對滲透率為（650～2 015）×10-3μm2的巖心封堵率可達99%以上，能夠滿足淺調剖劑對巖心封堵性能的要求.

（3）采用最佳配方凝膠調剖劑進行現場施工207井次，統計27口井吸水剖面，調剖層段內吸水層數由調剖前的78個增加至調剖后的106個，調剖后調剖井吸水不均衡的矛盾得到改善，連通油井取得較好的增油降水效果，表明最佳配方凝膠調剖劑能夠滿足現場調剖要求.

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