纳米颗粒增强AM/AMPS复合凝胶反向堵水技术

2021-06-21王恩成

特种油气藏 2021年2期

王恩成

(中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457001)

0 引言

聚合物驱通过提高溶液黏度、降低地层渗透率，使聚合物调驱剂与油藏中油水混合体的流度比减小，从而提高驱油效率[1-3]。但聚合物调驱剂在化学、机械或热作用下发生降解，黏度下降，不利于提高驱油效率[4-5]，导致聚合物驱油技术在高温、高盐油藏的应用受到了限制。为解决该问题，研制了各类改良的聚合物调驱体系[6-7]，聚合物与无机纳米颗粒制备的复合调驱体系显示出优异的性能[8-18]，但相关的室内性能研究与现场应用分析报道较少，聚合物驱油技术对不同油藏条件的适应性尚不明确。因此，采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和纳米SiO2颗粒制备了AM/AMPS+SiO2复合凝胶，评价了该复合凝胶的耐温耐盐性、耐冲刷性及封堵性能，使用该复合凝胶作为反向堵水剂，该堵水剂体系在文留油田取得了较好的驱油效果。

1 实验准备

1.1 实验材料

制备复合凝胶溶液的材料包括：纯度为99%的丙烯酰胺共聚物和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸作为堵水剂的主剂；纯度为99%的聚乙烯亚胺(PEI)作为交联剂；纯度为98%的偶氮二异丁脒盐酸盐(AAPH)作为聚合反应触发剂，相对分子质量为271；纳米SiO2粉末，粒径为20～30 nm。

1.2 复合凝胶溶液配制

AM与AMPS质量比为1.5∶1.0，将上述2种聚合物单体以总质量分数为1.0%溶入不同矿化度的水中。将纳米SiO2粉末溶于蒸馏水，在超声浴中保持10 min，使SiO2粉末与水充分混合，然后加入到聚合物水溶液中，确保SiO2占整体溶液的质量分数为0.2%。之后加入质量分数为0.1%的PEI交联剂，将溶液放置在60 ℃的环境下，加入AAPH作为聚合反应的触发剂。

2 AM/AMPS+SiO2复合凝胶性能评价

2.1 耐温抗盐稳定性实验

将油田产出水与蒸馏水按不同比例配制成7种矿化度水，按上述步骤配制7种复合凝胶溶液样品。每种样品均分别放置在室温和130 ℃烘箱中，使其发生聚合、交联、胶结。室温时7种样品均未发生胶结，130 ℃时7种样品胶结情况见表1。由表1可知，该凝胶体系在高温、高盐条件下具有良好的成胶能力。

表1 130℃时不同复合凝胶成胶稳定性实验数据Table 1 The experimental data of gelling stability ofdifferent composite hyrogels at 130℃

2.2 耐冲刷性实验

选取初始渗透率为8 799、11 048 mD的2个岩心，分别注入4个凝胶段塞(以油田产出水为溶剂)，注入总量为1.0倍孔隙体积。当最后1个段塞水驱稳定后，逐级提高注入速度，进行长时间注水冲刷。

图1为复合凝胶渗透率随注入速度的变化曲线。由图1可知，随注入速度增大，2个岩心渗透率均小幅升高，但总体变化不大，表现出良好的稳定性，说明凝胶胶结后，具有优秀的耐冲刷性。

图1 不同注入速度下渗透率变化Fig.1 The permeability variation with different injection speeds

2.3 封堵性能物理模拟实验

采用1.2 m长人造岩心进行封堵性能物理模拟实验，实验条件为：人造岩心以石英砂压实填充模拟，实验温度为130 ℃，凝胶由油田产出水配制，注入0.6倍孔隙体积，岩心上设置6个封堵监测点(沿岩心轴线平均分布)，实验压力不大于40 MPa。实验结果如表2所示。由表2可知：AM/AMPS+SiO2复合凝胶可实现有效封堵，封堵率由69.5%提高至81.5%，且凝胶对地层的封堵是逐步完成的，有利于实现油层的深部封堵。

表2 AM/AMPS+SiO2复合凝胶封堵实验结果Table 2 The plugging experiment results ofAM/AMPS+SiO2 composite hydrogel

2.4 AM/AMPS+SiO2复合凝胶堵水机理

根据聚合物属性的不同，聚合物在纳米颗粒表面的吸附作用可分为静电吸附、氢键吸附、疏水相互作用吸附、离子吸附等[19]。由于聚合物与纳米颗粒的吸附作用，聚合物和纳米颗粒形成了一种三维网络结构[9,20-21]，AM/AMPS+SiO2复合凝胶的黏度明显升高，其机械强度和热稳定性得到显著改善。相关研究表明，聚合物调驱剂本身不能改变油藏润湿性，而纳米颗粒-聚合物复合调驱(堵水)剂可以有效改善润湿性，使岩层由亲油转为亲水，从而大幅度改善调驱效果[22]。其作用机理为：岩石表面的负电荷与吸附有纳米颗粒的聚合物高分子壳体的正电荷产生静电相互作用，纳米颗粒沉积在油藏岩石表面，使岩层由亲油向亲水转变[23]。

3 实例应用

应用该AM/AMPS+SiO2复合凝胶技术，在文留油田文25东块文65-侧29油井实施反向堵水作业。文25东块为中孔、中渗复杂断块油藏，沉积体系主要是浅水三角洲体系，储层岩性为长石砂岩，属粉砂级，油藏埋深为2 130～2 600 m。受沉积微相影响，储层平面、层间、层内均表现出较强的非均质性，主要含油层位为Es2下1—5小层。文65-侧29井位于文25东块北部复杂带，井组含油面积为0.042 km2，控制地质储量为5.71×104t，可采储量为2.57×104t，受注水井文侧25-23井和文65-50井影响，主力层位Es2下1—2小层水淹严重，产出液量大，高含水。历史上为解决该问题在该井实施多次化学堵水，但由于该井组存在大孔道、注水强度大和冲刷强度高导致化学堵水效果差，最终造成该井组水驱动用程度低。经分析后认为Es2下2—3小层上部仍有剩余油富集，且整个井组层间矛盾突出，剩余油分布符合韵律段挖潜特征，具有实施油井反向堵水的地质基础。

该井于2019年8月3日实施复合凝胶反向堵水作业，正挤AM/AMPS+SiO2溶液20 m3，最高施工泵压为25 MPa，注入后停泵10 min，之后正挤PEI和AAPH溶液6 m3，最高施工泵压为24 MPa。措施实施后初期日增油为1.5 t/d，后期日增油达到3.7 t/d，有效期为310 d，截至2020年6月20日累计增油942.2 t，且目前持续有效(图2)。

图2 文65-侧29井生产曲线Fig.2 The production curve of Well Wen 65-Ce 29

自2019年以来，在文留油田10口生产井应用AM/AMPS+SiO2复合凝胶反向堵水工艺，工艺成功率及措施有效率均为100%，累计增油4 244.0 t，降低无效产液量9 473.0 m3，平均有效期为251 d。该技术有效解决了注水开发油藏后期高含水油井水窜、水淹导致采收率低的难题，取得了较好的经济效益和社会效益，具有推广应用价值。