渤海油田在線調(diào)剖乳液聚合物凝膠體系的研究與應(yīng)用

黃小鳳，黃 照，孟科全

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300457

目前，渤海油田部分主力油田含水80%以上，平均采出程度僅10.86%，整體進(jìn)入中高含水期。調(diào)剖技術(shù)能有效調(diào)控各層吸水剖面和產(chǎn)液剖面[1-2]，達(dá)到延遲油層水淹速度和控制油井含水上升速度的目的，在海上油田得到廣泛應(yīng)用。近幾年，在線調(diào)剖技術(shù)在海上油田逐漸推廣應(yīng)用，較常規(guī)調(diào)剖措施相比，在線調(diào)剖具有設(shè)備少，占用平臺(tái)空間小，不影響其他作業(yè)安排，可在平臺(tái)上實(shí)現(xiàn)多口井同時(shí)施工，且具有操作簡(jiǎn)單，設(shè)備成本及人工成本低等特點(diǎn)[3-5]。針對(duì)在線調(diào)剖設(shè)備及注入工藝，研制出溶解快、注入黏度低、強(qiáng)度可控、性能穩(wěn)定的凝膠體系，并進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

1 實(shí)驗(yàn)

1.1 原料與儀器

AW-2乳液聚合物，有效含量30%，自制；BHJL-3酚醛樹脂交聯(lián)劑，有效含量20%，自制；KY-6聚丙烯酰胺，相對(duì)分子質(zhì)量1.2×107，固含量≥88%，北京恒聚化工集團(tuán)有限責(zé)任公司；渤海Q油田C平臺(tái)注入水，水質(zhì)分析數(shù)據(jù)見表1。注入水總礦化度為2 897.00 mg/L。

表1 渤海Q油田C平臺(tái)注入水性質(zhì) mg/L

DV2THA黏度計(jì)，美國Brookfield公司；封堵實(shí)驗(yàn)儀，海安縣石油儀器有限公司；UN260電熱恒溫干燥箱，德國MEMMERT公司。

1.2 BHTP-3凝膠體系配方優(yōu)化

BHTP-3凝膠體系由AW-2乳液聚合物和BHJL-3酚醛樹脂交聯(lián)劑組成，用現(xiàn)場(chǎng)注入水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的交聯(lián)聚合物溶液，在60 ℃下，觀察其成膠時(shí)間，用黏度計(jì)測(cè)量凝膠成膠后黏度表征成膠強(qiáng)度，根據(jù)成膠時(shí)間及強(qiáng)度，選擇適宜的凝膠體系配方。

1.3 入井液黏度評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

聚合物溶液黏度越低，越有利于在線調(diào)剖的現(xiàn)場(chǎng)注入。在不同的溫度環(huán)境下，用現(xiàn)場(chǎng)注入水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)2%的AW-2乳液聚合物溶液，溶解后測(cè)定溶液黏度，并與海上油田調(diào)剖常用的2% KY-6干粉聚丙烯酰胺溶液進(jìn)行對(duì)比。

1.4 凝膠耐溫性實(shí)驗(yàn)

用現(xiàn)場(chǎng)注入水配制BHTP-3凝膠成膠后，在不同溫度下放置180 d，測(cè)定放置前后黏度，計(jì)算黏度保留率，并與KY-6干粉聚丙烯酰胺凝膠體系進(jìn)行對(duì)比，評(píng)價(jià)凝膠體系的熱穩(wěn)定性。

1.5 凝膠抗鹽性實(shí)驗(yàn)

采用不同礦化度(5 000～30 000 mg/L)模擬水配制交聯(lián)聚合物溶液，觀察凝膠成膠情況，在60 ℃條件下放置180 d，測(cè)定放置前后黏度，計(jì)算黏度保留率，并與KY-6干粉聚丙烯酰胺凝膠體系進(jìn)行對(duì)比，評(píng)價(jià)凝膠體系的抗鹽性能。

1.6 凝膠封堵性實(shí)驗(yàn)

利用封堵試驗(yàn)儀的一維巖心模型，在60 ℃下，利用現(xiàn)場(chǎng)注入水配制交聯(lián)聚合物溶液，向巖心模型中注入1 PV，注入速度為1 mL/min。通過計(jì)算注入前后的水相滲透率，評(píng)價(jià)凝膠體系封堵性能。

2 結(jié)果與討論

2.1 凝膠體系配方的確定

BHTP-3凝膠體系成膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1和圖2。在目標(biāo)油田油藏條件下，凝膠體系成膠時(shí)間2～5 d可調(diào)，成膠強(qiáng)度在(2～10)×104mPa·s可控，適宜的體系配方為(0.8%～1.5%)AW-2+(0.2%～0.5%)BHJL-3。

圖1 BHTP-3體系成膠時(shí)間等值圖

圖2 BHTP-3體系成膠強(qiáng)度等值圖

2.2 入井液黏度

不同溫度下，測(cè)定乳液聚合物AW-2、KY-6干粉聚丙烯酰胺溶液黏度，結(jié)果見圖3。隨著溫度升高，乳液聚合物溶解后黏度降低，且遠(yuǎn)低于常規(guī)KY-6干粉聚合物溶液黏度，適宜海上油田在線調(diào)剖的現(xiàn)場(chǎng)注入。

圖3 乳液聚合物AW-2及KY-6干粉聚合物黏溫曲線

2.3 耐溫抗鹽性能

考察BHTP-3凝膠的耐溫抗鹽性能，結(jié)果見圖4和圖5。實(shí)驗(yàn)范圍內(nèi)，溫度對(duì)BHTP-3凝膠體系性影響不大，90 ℃下放置180 d，凝膠濃度保留率在95%以上。礦化度對(duì)凝膠性能有一定影響，隨著礦化度增大，凝膠黏保留率降低，在30 000 mg/L下黏度保留率為85.9%。總體來說，BHTP-3凝膠耐溫抗鹽性不低于常規(guī)干粉聚合物凝膠。

圖4 凝膠耐溫性能

圖5 凝膠抗鹽性能

2.4 封堵性能

在一維巖心模型中注入BHTP-3凝膠，巖心水相滲透率由225.0×10-3μm2降至2.9×10-3μm2，封堵率為98.7%，與KY-6干粉聚合物凝膠98.8%的封堵性能相當(dāng)。不同體系注入壓力隨注入量變化曲線見圖6。在注入過程中，由于BHTP-3凝膠所用的乳液聚合物溶液黏度極低，使其注入壓力遠(yuǎn)低于KY-6干粉聚合物的，而成膠后封堵性能2種體系一致，可見BHTP-3凝膠具有“易注入，強(qiáng)封堵”的特性。

圖6 不同體系注入及封堵后壓力變化曲線

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

BHTP-3凝膠體系在渤海Q油田P9井組在線調(diào)剖措施中應(yīng)用，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施80 d，共計(jì)注入調(diào)剖體系6 700 m3。調(diào)剖后，P9井壓降曲線明顯變緩，吸水指示曲線壓力上升，說明注采井間大孔道得到有效封堵。周圍5口油井見到增油降水效果，措施180 d，井組階段增油4 940.2 m3。

4 結(jié)論

1)開發(fā)一種適用于在線調(diào)剖工藝的BHTP-3凝膠體系，由AW-2乳液聚合物和BHJL-3酚醛樹脂交聯(lián)劑組成，該體系成膠強(qiáng)度、耐溫抗鹽、封堵性能較好，與常規(guī)KY-6干粉聚合物凝膠相當(dāng)，但入井黏度低，更適宜海上油田在線調(diào)剖的現(xiàn)場(chǎng)注入。

2)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，使用BHTP-3凝膠體系的調(diào)剖措施，可有效封堵注采井間大孔道，改善注水井吸水剖面，對(duì)整個(gè)井組實(shí)現(xiàn)增油降水的效果。