一種新型相滲透率改善劑體系性能評價與應用

龍長俊 周勁輝 李玉濤 修書志 李健青

1.中國石油華北油田公司工程技術研究院；2.中國石油大學(北京) 石油工程教育部重點實驗室

低滲透油藏在我國油田所屬區塊占有很大的比例，且絕大多數油井采取注水開發，注水開發過程中天然裂隙、人工裂縫及儲層非均質性會導致水竄，使綜合含水率迅速上升，所以必須采取有效的封堵措施。相滲透率改善劑（Relative Permeability Modifier，簡稱RPM）一般指水溶性、親水聚合物或弱交聯的聚合物體系［1］。RPM 作為一種選擇性堵水劑，可以有效降低水相滲透率而對油相滲透率影響很小，能夠實現油井的控水穩油生產。

RPM 的研究從20 世紀70 年代開始，首先采用水溶性聚丙烯酰胺降低油井的產水量和控制注入井的流度，目前RPM 聚合物仍以聚丙烯酰胺及其衍生物為主，另外常用的還有離子型聚合物、多元共聚物、黃原膠和葡聚糖類等［2-4］。簡單的相滲透率改善劑一般存在耐溫、耐鹽、耐剪切性能差的缺點，國內外學者就此研究了多種適用性更強的相滲透率改善劑體系。邱曉惠等［5］研制的FA-RPM 體系，黏度低，易注入且具有耐鹽、耐沖刷的特點。羅明良等［6］研制的納米乳液通過改變巖心表面潤濕性，達到了控水穩氣的目的。Nilsson 等［7］研究了多種分子量不同的聚合物，其中分子量為100 萬的Hostamer 聚合物可用于高溫聚合物驅和控水，分子量為50 萬的Hostadrill 聚合物耐溫、耐剪切的性能更強，兩者都可以作為相滲透率改善劑使用。Stavland等［8］將生物聚合物、聚丙烯酰胺HPAM 體系以及HPAM 交聯體系作為相滲透率改善劑，更加有效地起到了控水作用。

針對華北油田冀中區塊特點，對聚丙烯酰胺進行改性處理，得到作為相滲透率改善劑的主劑，以檸檬酸鋁［9］作為交聯劑，弱酸性物質為pH 值調節劑，研制了適用于冀中區塊的相滲透率改善劑體系，且體系內添加了抗氧化劑，達到控水增油的目的。

1 相滲透率改善劑的合成

1.1 實驗藥品及儀器

實驗藥品：聚丙烯酰胺（HPAM）自制，分析純，水解度18.3%；交聯劑：檸檬酸鋁，工業品；其他原料：NaCl、KCl、CaCl2、CH3COONa·3H2O、Al2(SO4)3·18H2O、醋酸、甲酸鈉、碘化鎘，分析純；實驗巖心：人造巖心。

實驗儀器：752 型紫外可見分光光度計、數顯智能磁力攪拌器、恒溫水浴鍋、電子天平、HAAKE MARSIII 型流變儀、RV2 型旋轉黏度計、高溫高壓動態濾失儀。

1.2 合成工藝流程

2 相滲率改善劑及交聯劑加量優化

相滲透率改善劑和交聯劑的加量會影響交聯液的耐剪切性能，采用MARSIII 型流變儀在溫度25 ℃，剪切速率170 s-1下，測試相滲透率改善劑、交聯劑不同加量時溶液的流變曲線，進行優化研究。

2.1 相滲率改善劑加量優化

一般情況下，相滲透率改善劑體系中聚合物HHA-RPM 的質量分數不會超過1%，質量分數越高，成本費用越高。參考SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術條件》［10］，水基壓裂液基液在60～120 ℃的條件下，表觀黏度的適用區間為60～80 mPa·s。

配置HHA-RPM 溶液質量分數分別為0.1%、0.2%、0.3%、0.5%、0.6%、0.8%、1.0%，充分攪拌溶解，密封靜置3 d。設置溫度25 ℃、剪切速率6 s-1條件下，溶液pH 值為7。用HAAKE MARSIII 型流變儀分別測試其表觀黏度，結果如圖1 所示。

圖1 不同聚合物加量的黏溫曲線Fig.1 Viscosity-temperature curve of different polymer dosages

測試結果顯示，隨著聚合物HHA-RPM 質量分數的增加，表觀黏度呈現上升的趨勢，根據行業標準［10］選擇質量分數0.5%作為最佳的基液添加量。考慮到該體系用于高溫高鹽環境中，建議加入一定量的交聯劑來增強體系的穩定性。

2.2 交聯劑加量優化

聚丙烯酰胺類共聚物，通過添加一定量的交聯劑，可以增強聚合物溶液耐溫、耐剪切性能。通過室內實驗，確定相滲透率改善劑體系中交聯劑的最佳加量。配置了質量分數0.5%的HHA-RPM 溶液分別倒入8 個燒杯中各100 mL，分別加入交聯劑后密封，靜置數小時。室溫條件下，每隔2 h 用RV2 旋轉黏度計測試溶液的黏度，具體數據及結果結果見表1。

表1 交聯劑加量對交聯時間和表觀黏度的影響Table 1 Influence of crosslinker dosage on gelling time and apparent viscosity

由表1 可知，隨著交聯劑加量的增加，表觀黏度也出現增加趨勢。對于低滲透儲層，考慮現場注入性問題，選擇表觀黏度較低的交聯劑加量。此外，隨著交聯劑加量的增加，交聯時間呈現遞減趨勢，這是因為在溶液中隨著交聯劑的增加，溶液中交聯劑分子濃度增加，與聚合物分子鏈相碰到的概率增加，交聯機會增強。由于現場需要有一段時間的交聯過程，并不是交聯越快越好，因此選擇溶液交聯劑加量為0.3 mL，交聯時間為28 h。

3 相滲透率改善劑性能實驗評價

3.1 吸附性

共聚物溶液濃度是影響靜態吸附能力的關鍵因素［6］。參考SY/T 5862—1993《驅油用丙烯酰胺類聚合物性能測定》［11］，使用不同的聚合物濃度，確定聚合物在60～130 目純凈石英砂的吸附等溫線，共聚物吸附時間為24 h，共聚物溶液與石英砂之比為10 mL/g。如圖2 所示，HHA-RPM 的吸附等溫線為L 型。當共聚物平衡濃度約為5 000 mg/L 時，吸附達到飽和狀態，吸附量幾乎不再增加，吸附量約為11 mg/g。

圖2 聚合物在石英砂上的吸附等溫線Fig.2 Adsorption isotherm of polymer on quartz sand

3.2 耐溫性

配置質量分數0.5% HHA-RPM+質量分數0.3 %JLJ-1 的溶液400 mL，分別倒入5 個燒杯中各80 mL，密封靜置28 h。在溫度80、90、100、110、120、130 ℃條件下，用HAAKE MARSIII 型流變儀分別測試其表觀黏度值，設置剪切速率為170 s-1，實驗結果如圖3 所示。

對于成長期企業，其產品和技術逐漸被市場認可，產品擴張迅速，此時企業會更加需要現金流以維持產品的不斷擴張，為獲取外部投資者的資金，企業會注重與外部投資者的信息對稱，以期通過碳信息披露增強企業的透明度，降低企業的外部融資約束。據此，提出假設3。

圖3 溫度與表觀黏度的關系Fig.3 Relationship between temperature and apparent viscosity

由圖3 可知，隨著溫度升高，相滲透率改善劑體系表觀黏度呈現出先升高后降低的趨勢。其中溫度為90 ℃時，表觀黏度值達到最大值，約為62 mPa·s。這說明在90 ℃以下，隨著溫度的升高，聚合物分子間的交聯程度在加強；在90～120 ℃區間，表觀黏度出現下降趨勢，說明交聯程度減弱；而在120～130 ℃，出現驟降趨勢，表明此時以交聯劑檸檬酸鋁為主形成的金屬離子鍵連接的聚合物分子鏈出現大規模的斷裂，導致黏度突降。

3.3 耐鹽性

配置質量分數0.5% HHA-RPM+質量分數0.3%JLJ-1+質量分數0.3% pH調節劑（稀釋10 倍的乙酸）的溶液；取4 個燒杯各倒入100 mL 配置好的溶液，依次加入0.3、0.5、0.7、1.0 g 的NaCl，配置好礦化度為別為3 000、5 000、7 000、10 000 mg/L 的溶液。用磁力攪拌機充分攪拌使其均勻溶解，靜置90 min。將HAAKE MARSIII 型的流變儀設置在溫度90 ℃、剪切速率170 s-1的條件下，測試黏溫曲線如圖4 所示。

圖4 礦化度含量對體系黏度的影響Fig.4 Influence of salinity content on the system viscosity

由圖4 可知，在礦化度為3 000、5 000、7 000、10 000 mg/L 的情況下，相滲透率改善劑體系的表觀黏度分別是55、40、33、22 mPa·s，可以看出體系的表觀黏度隨著礦化度的升高呈現降低的趨勢；并且體系都處于一個平穩狀態下，保持一定的表觀黏度，說明該體系具有良好的耐鹽性。

3.4 時效性

為保證交聯聚合物體系在地層條件下長期有效，需除去溶液中的氧氣，通常采用向體系中加入0.05%抗氧化劑的方法。通過實驗研究穩定劑對體系表觀黏度的影響，并確定其加量。

圖5 待測體系黏度隨時間變化曲線Fig.5 Variation of the viscosity of the system to be tested over the time

在90 ℃的恒溫箱環境中，交聯聚合物體系黏度隨時間變化曲線如圖5 所示。隨著時間的延長，相滲透率改善劑體系的表觀黏度呈下降趨勢，80 d后表觀黏度趨于穩定，保持在450 mPa·s 左右。穩定劑的加入可以消除體系中的多余氧氣，防止體系中金屬離子被氧化，對于延長相滲透率改善劑體系的作用時間具有重要作用。穩定劑的加入保證了該體系的穩定高效。

3.5 選擇性

為驗證體系在非100%含水飽和度的低滲透儲層的有效性，開展了實驗研究，用標準鹽水/油進行巖心驅替實驗。計算水相和油相的殘余阻力系數為

式中，Fw為水相殘余阻力系數；Fo為油相殘余阻力系數；kw為注入聚合物前水相滲透率，10-3μm2；kw′為注入聚合物后水相滲透率，10-3μm2；ko為注入聚合物前油相滲透率，10-3μm2；ko′為注入聚合物后油相滲透率，10-3μm2。

（1）巖心飽和鹽水(0.9 mPa·s)后注入HHA-RPM，水驅巖心實驗結果如表2 所示。由表中數據可知，注入HHA-RPM 體系前，2 塊巖心的水相滲透率分別為34.84×10-3μm2和9.76×10-3μm2，注入HHA-RPM體系后，2 塊巖心的水相滲透率分別為2.28×10-3μm2和0.37×10-3μm2，水相滲透率分別降低93.45%和96.21%，將計算得到的數據代入式（1）和式（2），求得2 塊巖心的水相殘余阻力系數分別為15.28 和26.38。

表2 實驗結果統計（標準鹽水驅）Table 2 Statistics of experimental results(standard brine displacement)

（2）巖心飽和無水煤油(10.0 mPa·s)后注入HHA-RPM，油驅巖心實驗結果如表3 所示。由表中數據可知，注入HHA-RPM 體系前，2 塊巖心的油相滲透率分別為8.16×10-3μm2和30.85 ×10-3μm2；注入HHA-RPM 體系后，2 塊巖心的油相滲透率分別為6.28×10-3μm2和26.05×10-3μm2。將計算得到的數據帶入式（1）和式（2），求得2 塊巖心的油相殘余阻力系數分別為1.31 和1.18。

表3 實驗結果統計（油驅）Table 3 Statistics of experimental results (oil displacement)

實驗結果表明，相滲透率改善劑體系注入性較好，易注入低滲透巖心，在水濕巖心中大部分吸附在巖心里面。當水再次注入時，聚合物分子鏈開始分散，產生“吸水現象”，使水相滲透率降低。油通過巖心時巖心內部縫隙中被油潤濕，注聚后聚合物不會吸附在巖心內部，使游離在巖心的改善劑很少。再次用油驅替，滲透率變化很小，說明該體系對油相封堵的影響很小。

4 現場試驗

相滲透率改善劑體系應用于巴38-78 井和西柳102-24x 井，施工數據見表4。巴38-78 井采用二次加砂工藝，前置液階段打入HHA-RPM 體系45 m3，攜砂階段加砂40 m3，其中控水陶粒15 m3，壓裂后含水率明顯下降。西柳102-24x 井目的層段：58#、60#、61#層，地質上認為西柳102-1 井及西柳102-31x 井注水不見效，而本井目的層段為主產層，需要壓裂提高液量，但同時要控制含水率。采用頂封+二次加砂工藝，加砂30 m3，其中控水陶粒10 m3，壓裂過程中加入35 m3HHA-RPM 體系，壓裂后擬合，裂縫長度131～135 m 之間，裂縫高度9～10 m 之間，較好地控制在產層內，現場應用試驗增油控水效果顯著，兩口井初期平均日增油3.61 t，含水率平均降低17.65 百分點。

表4 現場應用效果Table 4 Field application effects

5 結論

（1）確定了適用于華北油田冀中區塊的相滲透率改善劑體系，體系優化配方為：0.5% HHA-RPM+00.3% JLJ-1（檸檬酸鋁）+0.3% pH 調節劑（稀釋10 酸）+0.05%穩定劑（抗氧化劑）。

（2）相滲透率改善劑體系性能穩定，易于控制：溫度90 ℃，170 s-1的剪切速率下，表觀黏度62 mPa·s；礦化度（NaCl）10 000 mg/L，溫度90 ℃，170 s-1的剪切速率下，表觀黏度依然保持在20 mPa·s 以上。

（3）現場應用取得良好效果，初期平均單井日增油3.61 t，含水率平均下降了17.65 百分點，有效提高了單井產量，降低了含水率。