乔 力，张国栋，席建桢

（延长油田股份有限公司靖边采油厂，陕西 延安 716004）

沙子湾油田属于典型的裂缝性特低渗油藏，天然裂缝发育，在注水开发过程中，由于人工裂缝与天然裂缝沟通，水窜水淹严重，油藏动用程度低，常规堵水调剖措施应用效果不理想。为缓解注采矛盾，必须对油水井之间的窜流通道进行有效封堵，提高注入水的波及体积和水驱效率，实现控水增油的目的[1-2]。为此，沙子湾油田引进了自适应深部调剖体系，该体系能有效封堵裂缝性大孔道，降低水窜能力，延缓注入流体突破时间，改变液流方向[3]。室内试验评价表明，该技术在裂缝性特低渗油藏方面具有良好的适应性和应用前景，对同类油藏的开发具有一定的指导意义。

1 试验部分

1.1 试验条件

试验室用水为现场注入水，总矿化度为55 760 mg/L，水型为CaCl2水型，pH 值为6.3。试验的成胶温度设置为51℃。

1.2 试验仪器

烘箱、天平、温度计、酸度计、磁力搅拌器、旋转黏度计、流变仪。

1.3 试验药品

山东宝莫生物化工有限公司生产的聚合物，分子量分别为800 万、1 000 万、1 200 万、1 500 万、1 800 万、2 000 万六种；天津市红岩化学试剂厂生产的氯化铬（分析纯）；北京益利化学品有限公司生产的多元羧酸盐B（分析纯）；济南环正化工有限公司生产的柠檬酸（分析纯）；东莞市力胜化工有限公司生产的多元羧酸D（分析纯）；西安瑞丰化工厂生产的乳酸（分析纯）；杭州科宇化工有限公司生产的无水醋酸钠（分析纯）；正盈通化工生产的无水亚硫酸钠（分析纯）；沧州大雨化工产品销售有限公司生产的氢氧化钠（分析纯）；青岛捷龙化工有限公司生产的草酸（分析纯）；太仓市凤天化工有限公司生产的稳定剂L（分析纯）。

1.4 试验方法

在51℃下，将上述不同类型的聚合物溶液进行恒温老化，以黏度为指标来筛选符合条件的聚合物。通过测定不同配方下的成胶时间和胶凝强度，筛选出最佳交联剂为XT-5，之后筛选出最佳配方调剖成胶液对其性能进行评价。通过测定不同交联剂浓度下成胶体系的黏度确定最佳交联剂浓度；通过测定不同聚合物浓度下成胶体系的黏度和胶凝时间确定最佳聚合物浓度；再在油藏温度和矿化度下测定不同稳定剂及其浓度下体系的黏度确定稳定剂的种类及浓度[4-5]。

向人造填砂管中注入最佳配方下的调剖体系，将其放入51℃烘箱恒温，使自适应凝胶在岩心中形成，待其稳定成胶后水驱30 PV，测定注入压力和注入体积，评价调剖体系的耐冲刷能力[6]。其间通过测定调剖剂成胶后黏度随时间的变化关系，评价调剖剂的长期稳定性能。

2 结果与讨论

2.1 聚合物的筛选

使用油田注入水配制不同类型的聚合物溶液，其浓度均为5 000 mg/L，静置1 d 后，测出不同类型聚合物溶液的黏度。将上述聚合物溶液稀释到2 000 mg/L，最后加入交联剂，交联剂的浓度为200 mg/L，测出成胶后的体系黏度。

当配方相同时，不同类型的聚合物配置的交联体系中，体系黏度随着聚合物分子量的增加而升高。代号为SY-1500、SY-1800、SY-2000 的聚合物能够配制出黏度较大的交联体系，但SY-1800 和SY-2000由于分子质量太大导致体系胶凝前黏度非常大，无法实现深部注入。综合考虑各种因素，选用SY-1500作为本试验的聚合物。

2.2 交联剂的筛选与优化

调研发现，油田常用的交联剂类型主要包括Cr3+、Al3+和有机酚醛类体系等。有机酚醛类体系在高温地层的深部调控中具有较好的效果，但其存在毒性太大的缺点。Al3+类型的交联剂由于存在Al3+高温水解的缺点，不适用于高温地层。Cr3+类型的交联剂适应性较强。与Al3+类型的交联剂相比，Cr3+类型的交联剂具有更广的温度范围和更大的稳定性。考虑到油田的实际情况，本试验使用Cr3+类型的交联剂。由于常规使用以水分子做配体的Cr3+交联剂反应太迅速，没有办法实现将其注入地层深部的目的，通过变化配体与Cr3+的比例，人们可以使其稳定性能发生改变，通过有效控制[Cr（H2O）6]3+释放的快慢，实现控制这个体系的成胶时间的目的。人们将不同浓度下的羧酸D 和乙酸钠分别与Cr3+混合，得到了五种交联体系。

体系成胶的时间和黏度随着交联剂类型的变化而不断变化。在其他条件一样时，XT-5 体系增黏效果很明显，所以本试验使用XT-5。

2.3 交联剂的浓度优选

试验时，把浓度为2 000 mg/L 的聚合物和交联剂浓度分别是50 mg/L、100 mg/L、150 mg/L、200 mg/L、300 mg/L、500 mg/L、1 000 mg/L、2 000 mg/L 混合，产生不同配方的交联体系，将这些不同配方的交联剂体系都放在51℃的烘箱内让它们凝固。试验结果如图1所示。

图1 交联剂浓度对体系黏度的影响

由图1可知，当Cr3+的浓度小于50 mg/L 时，基本不产生凝胶，原因可能是交联点较少；当Cr3+的浓度大于100 mg/L 时，体系的黏度随着交联剂浓度的增大而增大；当Cr3+的浓度超过1 000 mg/L 时，虽然成胶速度非常快，但是体系非常不稳定。由图1可知，该体系交联剂浓度的最佳范围是150～300 mg/L。

2.4 聚合物浓度对交联体系的影响

将聚合物浓度和交联剂浓度的比值控制为10。在51℃的条件下，测定不同聚合物浓度下凝胶体系的黏度。

当聚合物浓度小于600 mg/L 时，不会形成凝胶。当聚合物浓度为1 000～1 500 mg/L 时，凝胶强度很小，无法用于地层的深部调控。当聚合物浓度为1 500～4 000 mg/L 时，可以形成稳定性非常好的交联体系。另外，体系的成胶快慢也随着聚合物浓度的上升而增大。结合油田具体实际情况，本试验选用聚合物的浓度为1 500～3 000 mg/L，成胶时间为55～90 h。

2.5 稳定剂及浓度的确定

在储层条件下，调控剂的成胶性能将会受到不同程度的影响。目前，提高体系稳定性的主要手段就是往体系中加入一定量的稳定剂。不同类型的稳定剂提高体系稳定性的机理也不相同。在油田制造交联体系时，通常采用的制作流程是先加注入水，然后加入一定量的稳定剂和交联剂，最后加入聚合物母液并将混合液搅拌均匀，调节溶液的pH 值为6.3，保持温度为51℃，等待144 h，然后测定不同用量下稳定剂对凝胶体系黏度的影响并对其进行分析。

控制稳定剂的加量范围在0.03%～0.05%，能够在很大程度上增大体系的稳定性能。本次试验选取L稳定剂，试验结果表明，稳定剂浓度越大，体系稳定性越好。最好的稳定剂浓度是0.02%。当稳定剂中存在Na2SO3时，稳定剂含量越大，调控剂的劲度也逐渐提高，在含量大于0.02%时，调控剂的黏度稍微有减小的趋势。在同等稳定剂含量条件下，L 稳定剂的效果要比Na2SO3的好。

2.6 自适应深部调控体系在裂缝中的运移能力

把交联剂与聚合物以1:10 的比例配制成交联体系。将体系注入填砂管岩心E 中保持密封。然后,把混合物放在51℃的条件下进行恒温，让混合体系在填砂管中进行胶凝，生成自适应凝胶。

使用上述方法产生的凝胶进行水驱试验，结果表明，注入压力明显变大。这就说明在填砂管岩心中的确产生了自适应的凝胶。另外，产生的自适应凝胶也起到了很大程度的封堵作用。当注入25 PV 水时，注入压力达到最大，最大值是2.75 MPa，然后很快就变小，最终压力一直控制在0.65 MPa。上述现象表明，产生的自适应凝胶不仅能够起到封堵地层的作用，还能在地层中慢慢移动。试验期间，因为注入水突破，压力迅速减小。

2.7 调控剂稳定性的研究

人们通常利用体系交联以后的长期稳定性为指标来评价调控剂的稳定性能。在配比一定的情况下，取10 种样品于相同的试剂瓶中，每隔一定时间进行取样并测定样品的强度。

试验结果表明，在51℃的恒温作用下，自适应凝胶中的聚合物浓度1 500 mg/L、2 000 mg/L、3 000 mg/L 的交联体系，能稳定存在一年以上。另外，体系在一年内能保持不析水。在刚形成凝胶时，体系的强度慢慢增大，直到达到峰值，然后体系的强度会稍微减小，经过365 d 以后，体系强度的损失率不超过5%，稳定性远高于常规调驱剂的有效期。

3 结论

本文针对沙子湾裂缝性油藏，研制了一种自适应深部调剖体系，通过室内评价与筛选试验，得到了适合该地区的自适应深部调剖体系。随着聚合物含量的增加，凝胶体系的黏度逐渐增大，成交速度也逐渐变大，在油田注入水条件下，聚合物最佳分子量为1 500 万，最佳浓度范围是1 500～3 000 mg/L；其他条件一定时，凝胶的生成速度和强度都随交联剂含量的增大而变大。由试验结果可知，交联剂的最佳浓度是150～300 mg/L；稳定剂能提高凝胶体系的稳定性能，由试验结果可知，最佳稳定剂的浓度是0.02%。

该体系既能起到封堵作用，又具有较强的移动能力，51℃条件下，该体系一年后的损失率在5%以内，稳定性远高于常规调驱剂有效期。