海上油田在線調(diào)剖體系室內(nèi)研究

孟祥海，魏子揚(yáng)，張云寶，張艷輝，王楠，劉鳳霞

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452）

化學(xué)工程

海上油田在線調(diào)剖體系室內(nèi)研究

孟祥海1，魏子揚(yáng)2，張云寶1，張艷輝2，王楠1，劉鳳霞2

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452）

針對傳統(tǒng)深部調(diào)剖體系溶解時間長，無法滿足海上油田實時注入的問題，研發(fā)了一種適用于海上油田注水井在線調(diào)剖用凝膠體系。該體系由乳液聚合物和酚醛樹脂交聯(lián)劑組成，利用黏度法考察了聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)、交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)、礦化度等因素對體系性能的影響，優(yōu)化出了凍膠體系配方：BHRY（＞1.5%）+BHFQ-1（＞0.3%）。該體系耐溫70℃，耐鹽100 000 mg/L，具有良好的注入性，且封堵率仍90%以上，具有較好的封堵能力。

海上油田；在線調(diào)剖；乳液聚合物；酚醛樹脂交聯(lián)劑

由于海上油田采油平臺空間小和常規(guī)調(diào)剖設(shè)備占地空間大的矛盾[1，2]，人們研究了在線調(diào)剖設(shè)備，但是常規(guī)聚合物溶解速度慢，無法匹配在線調(diào)剖設(shè)備，因此本文研究了能夠快速溶解、黏度低，滿足在線調(diào)剖設(shè)備要求的乳液聚合物體系[3-5]。研究了聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)、交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)、礦化度等因素對體系性能的影響，并通過室內(nèi)物理模擬實驗對體系進(jìn)行了性能評價。

1 實驗部分

1.1 實驗藥品與儀器

藥品：乳液聚合物，相對分子質(zhì)量800×104、水解度19.5%、固含量39.16%，實驗室自制；干粉聚合物，相對分子質(zhì)量1 000×104、水解度18.3%、固含量89.47%，東騰化工有限公司；酚醛樹脂交聯(lián)劑，實驗室自制；配制水：某海上油田注入水；氯化鈉，分析試劑。

儀器：填砂管，長20 cm、直徑2.5 cm；DV2T旋轉(zhuǎn)黏度計，美國BROOKFIELD公司；封堵實驗儀，海安縣石油儀器廠；515HPLC泵，WATERS；電動攪拌器，上海梅穎浦儀器制造有限公司；電熱恒溫干燥箱，德國MEMMERT公司。

1.2 成膠時間和成膠強(qiáng)度測定

成膠時間的測定和成膠強(qiáng)度的測定選用黏度法。將配制體系的樣品按一定時間間隔利用黏度計測量樣品黏度，以黏度達(dá)到5 000 mPa·s的時間為成膠時間，以測量黏度不發(fā)生變化的樣品最終黏度為成膠強(qiáng)度。

2 實驗結(jié)果與討論

2.1 聚合物性質(zhì)

研究了乳液聚合物和干粉聚合物溶解性和黏濃關(guān)系，對比了兩類聚合物性質(zhì)。

2.1.1 溶解性分別配制濃度為0.4%干粉聚合物和濃度1.5%的乳液聚合物。在室溫條件下，勻速攪拌，每攪拌一定時間測量樣品的黏度，直到黏度不再變化或變化很小，實驗結(jié)果（見圖1，圖2）。

從圖1，圖2可以看出，室溫條件下，乳液聚合物溶解時間為20 min，干粉聚合物溶解時間為90 min，乳液聚合物溶解時間明顯快于干粉聚合物溶解時間。

圖1 乳液聚合物溶解性

圖2 干粉聚合物溶解性

2.2 影響乳液聚合物凍膠成膠因素分析

影響乳液聚合物凍膠成膠因素包括乳液聚合物濃度，酚醛樹脂交聯(lián)劑濃度，礦化度。

2.2.1 乳液聚合物濃度固定酚醛樹脂交聯(lián)劑濃度為0.5%，調(diào)整乳液聚合物濃度為0.5%，1.0%，1.5%，2.0%，考察乳液聚合物體系在溫度70℃成膠情況，實驗結(jié)果（見圖3）。

從圖3中可以看出，隨著聚合物濃度增加，凍膠體系成膠時間越來越短，成膠黏度越來越大。由于聚合物濃度增加，聚合物分子鏈上可交聯(lián)的羧酸根基團(tuán)數(shù)量增加，羧酸根基團(tuán)交聯(lián)密度增加，使得凍膠體系成膠時間減少，成膠強(qiáng)度增加。另外聚合物濃度低于1.0%時，體系老化120 d完全脫水，建議聚合物濃度高于1.0%。

圖3 不同聚合物濃度凍膠成膠情況

2.2.2 酚醛樹脂交聯(lián)劑濃度固定乳液聚合物濃度為2.0%，調(diào)整交聯(lián)劑濃度為0.1%，0.2%，0.3%，0.4%，0.5%，考察乳液聚合物體系在溫度70℃成膠情況，實驗結(jié)果（見圖4）。

圖4 不同交聯(lián)劑濃度凍膠成膠情況

聚合物濃度不變條件下，交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，溫度越高，則成膠液成凍時間越短，成凍強(qiáng)度越大。交聯(lián)劑濃度越大，交聯(lián)點越多，則交聯(lián)越快，交聯(lián)結(jié)構(gòu)越緊密，因此成凍時間縮短，成凍強(qiáng)度越高。由于當(dāng)交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于0.3%時，凍膠體系的熱穩(wěn)定性較差，因此交聯(lián)劑濃度不能低于0.3%。

2.2.3 礦化度選取凍膠體系配方為2%乳液聚合物+0.5%酚醛樹脂交聯(lián)劑，考察不同濃度礦化度對成膠時間和成膠強(qiáng)度的影響，實驗溫度為70℃，實驗結(jié)果（見表1）。

表1 礦化度對凍膠體系成膠性能的影響

從表1可以看出，隨著礦化度的增加，成膠液成膠時間縮短，成凍強(qiáng)度基本不變；由于無機(jī)鹽帶電荷離子能壓縮雙電層，增強(qiáng)了起連接作用的分子鏈接彈性伸展作用[6]，可交聯(lián)基團(tuán)相互接近的概率增大，成膠時間降低。從實驗可以看出，礦化度高達(dá)100 000 mg/L時，體系成膠強(qiáng)度高，因此體系耐鹽能力強(qiáng)。

2.3 物理模擬實驗

2.3.1 注入性能向滲透率為500 mD巖心中注入1.5%乳液聚合物+0.4%酚醛樹脂交聯(lián)劑體系，溫度為70℃，考察體系注入性，實驗結(jié)果（見圖5）。

圖5 乳液聚合物體系注入性能

從圖5可以看出，當(dāng)水驅(qū)1.5 PV后，注入壓力平穩(wěn)且處于較低水平，因此體系注入能力較好。

2.3.2 封堵性能在70℃下向模型中注入0.3 PV成膠液（1.5%乳液聚合物+0.4%酚醛樹脂交聯(lián)劑體系），注入速率1 mL/min，凍膠體系封堵情況（見表2）。由表2可知，在不同滲透率條件下，凍膠體系對填砂管模型的封堵率均在90%以上，具有很強(qiáng)的封堵性能。隨著滲透率增加，封堵率增大，殘余阻力系數(shù)增加。

表2 乳液聚合物體系封堵能力

3 結(jié)論

（1）在某海上油田油藏條件下，體系聚合物濃度不低于1.5%，交聯(lián)劑濃度不低于0.3%，體系成膠強(qiáng)度好，熱穩(wěn)定性好。

（2）體系在70℃和礦化度100 000 mg/L條件下，老化120 d仍保留較高強(qiáng)度，體系具有一定的耐溫耐鹽能力。

（3）體系注入平緩，注入壓力低，具有較好的注入性能；同時對一定范圍滲透率的地層封堵率達(dá)到90%以上，具有較好封堵能力。

［1］張寧，闞亮，張潤芳，等.海上稠油油田非均相在線調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)－以渤海B油田E井組為例［J］.石油鉆采工藝，2016，38（3）：387-391.

［2］劉文鐵，魏俊，王曉超，等.海上油田非均相在線驅(qū)先導(dǎo)試驗［J］.科學(xué)技術(shù)與工程，2015，15（30）：110-114.

［3］侯洪濤，杜勇，李積祥，等.乳液聚合物在線深部調(diào)剖技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.石油地質(zhì)與工程，2012，26（2）：112-115.

［4］王海波.勝利灘海油田衛(wèi)星平臺乳液聚合物在線調(diào)剖技術(shù)［D］.中國科學(xué)院研究生院（廣州地球化學(xué)研究所），2007.

［5］徐玉霞，柴世超，廖新武，等.在線調(diào)驅(qū)技術(shù)在海上河流相稠油油田中的應(yīng)用［J］.特種油氣藏，2015，22（3）：111-113.

［6］GEBHARD S.A practical approach to rheology and rheometry［M］.Germany：Karlsruhe，1994.

Laboratory research on the online profile control system of offshore oilfield

MENG Xianghai1，WEI Ziyang2，ZHANG Yunbao1，ZHANG Yanhui2，WANG Nan1，LIU Fengxia2
（1.CNOOC Ltd.，Tianjin Branch，Tianjin 300452，China；2.CNOOC EnerTech-Drilling&Production Co.，Tianjin 300452，China）

In order to solve the problem that the traditional deep profile control system has a long dissolution time and can not meet the real-time injection of offshore oilfield,a gel system for online profile control of water injection wells in offshore oilfield is developed.The system is composed of emulsion polymer and phenolic resin crosslinking agent.The effects of the mass fraction of the polymer,the mass fraction of the crosslinking agent and the degree of mineralization on the properties of the system are investigated by the viscosity method.The formulation of the gel system was optimized,emulsion polymer（＞1.5%）+phenolicresin crosslinking agent（＞0.3%）.The temperature resistance of the system is 70℃,the salt resistance of the system is 100 000 mg/L.The system also has good injectivity and good sealing ability which plugging rate is above 90%.

offshore oilfield；online profile control；emulsion polymer；phenolic resin crosslinking agent

TE39

A

1673-5285（2017）06-0129-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.028

2017－05-03

中海石油有限公司科研項目“渤海高含水油田在線調(diào)驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用”，項目編號：YXKY-2016-TJ-02。

孟祥海，男（1976-），采油工藝首席工程師，1999年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，研究方向為負(fù)責(zé)采油工藝新技術(shù)、新產(chǎn)品、新工藝的研發(fā)。