于洋，蒲萬(wàn)芬，楊再?gòu)V，丁黎

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；3.中國(guó)石化勝利油田分公司新春采油廠，山東 東營(yíng) 257000）

礦化度對(duì)AM/AMPS類就地聚合堵劑性能的影響

于洋1，2，蒲萬(wàn)芬1，2，楊再?gòu)V3，丁黎1，2

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；3.中國(guó)石化勝利油田分公司新春采油廠，山東 東營(yíng) 257000）

就地聚合堵劑由于具備良好的注入性、成膠時(shí)間可控及成膠強(qiáng)度大等優(yōu)點(diǎn)受到了廣泛關(guān)注，而針對(duì)高溫高鹽油藏的就地聚合堵劑的成膠時(shí)間和穩(wěn)定性還需進(jìn)一步優(yōu)化。實(shí)驗(yàn)研究了不同礦化度對(duì)體系成膠性能的影響，并對(duì)比了Na+，Ca2+，Mg2+這3種陽(yáng)離子的影響程度。結(jié)果表明：3種陽(yáng)離子對(duì)膠體穩(wěn)定性影響由大到小依次為Ca2+，Mg2+，Na+；Na+對(duì)成膠時(shí)間影響最大，對(duì)膠體穩(wěn)定性影響最小，可使凝膠堵劑保持較長(zhǎng)時(shí)間不脫水；隨著各離子質(zhì)量濃度的不斷增加，膠體穩(wěn)定性降低。

就地聚合；凝膠；堵劑；高溫高鹽油藏；離子

0 引言

我國(guó)大部分油田已進(jìn)入水驅(qū)中后期階段［1］，由于強(qiáng)采強(qiáng)注導(dǎo)致地層巖石膠結(jié)物減少，使地層出現(xiàn)高滲層和大孔道裂縫，油井含水率急劇上升，水驅(qū)效果日益變差［2］。因此，調(diào)剖堵水已成為控水穩(wěn)油，提高油井采收率的重要措施之一。

聚合物類堵劑在調(diào)剖領(lǐng)域已被廣泛應(yīng)用，但其在高溫情況下極易受金屬離子影響，發(fā)生金屬降解及熱降解反應(yīng)，從而產(chǎn)生脫水現(xiàn)象，失去對(duì)目標(biāo)層的堵水意義［3-5］。趙哲軍等［6］研制了一種抗高溫聚合物類堵劑，但該堵劑僅在91℃下進(jìn)行了測(cè)試，對(duì)高于120℃的凝膠穩(wěn)定性尚未確定。崔亞等［7］對(duì)耐溫耐鹽聚合物2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）交聯(lián)體系堵劑進(jìn)行了研究，發(fā)現(xiàn)在120℃、礦化度200 g/L時(shí)，AMPS比聚丙烯酰胺具備更好的穩(wěn)定性。唐孝芬等［8］研制的TP系列堵劑可適應(yīng)20～120℃的地層溫度，并且成膠后具有良好的強(qiáng)度及穩(wěn)定性。蒲萬(wàn)芬等［9］研制了一種XN-PP體系，可適應(yīng)130℃的高溫油藏，具有很好的耐溫性。

由于就地聚合堵劑具有注入性好、封堵強(qiáng)度高、有效期長(zhǎng)、施工工藝簡(jiǎn)單等特點(diǎn)，在油田開(kāi)發(fā)中具有良好的應(yīng)用前景。本文以丙烯酰胺（AM）、AMPS為反應(yīng)單體，以水溶性偶氮為引發(fā)劑，有機(jī)酚醛為交聯(lián)劑，研究了體系在不同礦化度影響下的成膠性能，確定了地層水中不同陽(yáng)離子對(duì)堵劑的影響程度。

1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

1.1 實(shí)驗(yàn)藥品

AM，AMPS（均為聚合物類工業(yè)品）；NaCl，CaCl2，MgCl2，NaOH（均為分析純?cè)噭挥袡C(jī)酚醛（實(shí)驗(yàn)室自制）；水溶性偶氮。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

采用不同類型的水配制AM和AMPS母液，用NaOH調(diào)節(jié)pH值為7；取定量母液加入西林瓶中，依次加入定量引發(fā)劑和交聯(lián)劑，將溶液體積補(bǔ)充至20 mL；采用封口器進(jìn)行密封處理，振蕩均勻，放入120℃恒溫箱中，準(zhǔn)確記錄放入時(shí)間，并定期對(duì)體系狀態(tài)進(jìn)行觀察。

1.3 性能評(píng)價(jià)方法

1.3.1 成膠時(shí)間確定

目前實(shí)驗(yàn)室通過(guò)目測(cè)代碼法［10］確定成膠時(shí)間（見(jiàn)表1），將成膠時(shí)間規(guī)定為體系由A級(jí)原溶液變成C級(jí)流動(dòng)性凝膠的時(shí)間，并通過(guò)觀察凝膠樣品的外觀和在瓶中流動(dòng)狀態(tài)，判斷凝膠成膠情況。

1.3.2 穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

對(duì)于脫水凝膠，可定期記錄脫水百分比；對(duì)于不脫水凝膠，可定期觀察其強(qiáng)度變化。

表1 凝膠強(qiáng)度代碼及說(shuō)明

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 試探性實(shí)驗(yàn)

模擬地層水：Na+質(zhì)量濃度為67 390 mg/L，Ca2+為10 280 mg/L，Mg2+為2 400 mg/L，Cl-為12 937 mg/L，總礦化度為209.437 g/L。固定單體AM和AMPS的加量，交聯(lián)劑FQ加量為0.6%，引發(fā)劑質(zhì)量濃度為200 mg/ L，分別采用清水和模擬地層水配制體系，放置于120℃烘箱內(nèi)觀察體系成膠情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 2種體系在不同時(shí)間的成膠情況

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：1）在清水配制體系中，僅加入單體AM，體系成膠時(shí)間較長(zhǎng)；加入單體AMPS后，體系未出現(xiàn)成膠現(xiàn)象。2）采用模擬地層水配制體系時(shí)，體系成膠明顯，且成膠強(qiáng)度大。

由于AMPS分子鏈中含有一種強(qiáng)水化集團(tuán)的磺酸基，磺酸基形成的水化膜對(duì)分子鏈中的雙鍵具有屏蔽作用，使體系中的單體不發(fā)生聚合反應(yīng)。清水配制體系時(shí)，由于清水中陽(yáng)離子過(guò)少，不足以屏蔽AMPS中磺酸基對(duì)成膠的影響，使體系未出現(xiàn)成膠現(xiàn)象；相反，采用模擬地層水配制時(shí)，體系可穩(wěn)步成膠。因此推斷，在模擬地層水中存在某種陽(yáng)離子，能夠屏蔽AMPS中的磺酸基對(duì)成膠的影響，對(duì)體系成膠具有一定的催化作用。

2.2 不同類型陽(yáng)離子對(duì)體系成膠性能的影響

2.2.1 陽(yáng)離子

分別將Na+，Mg2+，Ca2+等陽(yáng)離子加入清水中進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。單體AM加量4%，單體AMPS加量1%，引發(fā)劑質(zhì)量濃度200 mg/L，交聯(lián)劑加量0.6%，放置于120℃恒溫箱進(jìn)行觀察，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3、圖1。

表3 不同類型離子對(duì)體系成膠性能的影響

由表3可知，Na+影響下的凝膠穩(wěn)定性較好，Ca2+和Mg2+影響下的凝膠穩(wěn)定性相對(duì)較差。其主要原因是Na+，Ca2+，Mg2+3種離子的離子半徑存在差異。離子半徑越?。ㄈ鏝a+），離子吸引水分子的能力越強(qiáng)，水化層越厚，離子水化半徑越大，這種高度水化的陽(yáng)離子，只能吸附在雙電層的外層，距離可交聯(lián)分子表面較遠(yuǎn)，擴(kuò)散層相對(duì)較厚，位相對(duì)較高。在共聚單體加量相同的條件下，離子半徑越小的陽(yáng)離子形成的凝膠更穩(wěn)定［11］。

另一方面，對(duì)于高價(jià)陽(yáng)離子（如Ca2+，Mg2+），攜帶電荷較多，在靜電引力作用下，會(huì)被緊密地吸附在雙電層中。高價(jià)陽(yáng)離子壓縮雙電層的作用明顯大于低價(jià)陽(yáng)離子［12］，因此相同條件下形成的凝膠更不穩(wěn)定。

圖1 不同陽(yáng)離子對(duì)堵水劑成膠時(shí)間的影響

由圖1可知，相同質(zhì)量濃度的3種離子，對(duì)體系的成膠時(shí)間存在一定影響，離子質(zhì)量濃度較低時(shí)，成膠時(shí)間最短的是Ca2+體系，成膠時(shí)間最長(zhǎng)的為Na+體系；隨著離子質(zhì)量濃度的不斷增大，各體系成膠時(shí)間均縮短，Ca2+，Mg2+對(duì)體系成膠時(shí)間影響相對(duì)較小，隨著Na+質(zhì)量濃度增大到某值時(shí)，體系成膠時(shí)間出現(xiàn)了拐點(diǎn)，之后成膠時(shí)間急劇縮短，因此可以看出，Na+對(duì)體系的成膠影響程度最大。

2.2.2 地層水中離子

分別研究了地層水中Na+，Ca2+，Mg2+的質(zhì)量濃度對(duì)清水體系成膠影響情況。清水配制，陽(yáng)離子的質(zhì)量濃度與地層水中相同，單體AM加量4%，單體AMPS加量1%，引發(fā)劑質(zhì)量濃度200 mg/L，交聯(lián)劑加量0.6%，放置于120℃恒溫箱進(jìn)行觀察，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 模擬地層水離子對(duì)體系成膠性能的影響

由表4可知，Na+成膠時(shí)間最短，形成的凝膠強(qiáng)度最大，并且膠體穩(wěn)定性最好。為使堵劑配方具備良好的成膠時(shí)間及成膠強(qiáng)度，還需進(jìn)一步對(duì)堵劑配方中NaCl的最佳質(zhì)量濃度進(jìn)行研究。

2.3 NaCl質(zhì)量濃度對(duì)凝膠體系的影響

實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，NaCl對(duì)體系成膠具有良好的促進(jìn)作用，且形成的凝膠穩(wěn)定性較好。現(xiàn)采用NaCl溶液模擬不同礦化度的地層水，配制凝膠體系，放置于120℃恒溫箱中進(jìn)行觀察，其凝膠的抗鹽性能見(jiàn)表5、圖2。

表5 NaCl質(zhì)量濃度對(duì)體系成膠性能影響

圖2 NaCl質(zhì)量濃度對(duì)堵劑成膠時(shí)間的影響

由表5可知，凝膠體系的成膠時(shí)間隨著礦化度的增大而減少，NaCl質(zhì)量濃度達(dá)170 g/L時(shí)，形成的凝膠于30 d后出現(xiàn)脫水現(xiàn)象，凝膠穩(wěn)定性變差。在如此高的礦化度下，凝膠強(qiáng)度仍可達(dá)到Ⅰ級(jí)，說(shuō)明堵劑具有較強(qiáng)的抗鹽性能。其主要原因是，引入的—SOH3具有穩(wěn)定的電荷結(jié)構(gòu)，對(duì)外界陽(yáng)離子進(jìn)攻不敏感，使酰胺基受到保護(hù)，不易水解［13］。

由圖2可以看出：當(dāng)NaCl質(zhì)量濃度大于70 g/L，體系成膠時(shí)間變化不大；當(dāng)NaCl質(zhì)量濃度達(dá)150 g/L時(shí)，凝膠穩(wěn)定性降低。因此，在保證體系具備恰當(dāng)?shù)某赡z時(shí)間及膠體穩(wěn)定性的基礎(chǔ)上，堵劑體系最為適合的NaCl質(zhì)量濃度應(yīng)該為70～130 g/L。

3 結(jié)論

1）該體系配方對(duì)礦化度具有一定依賴性，當(dāng)體系中含有鈉、鈣、鎂等離子時(shí)，體系可成膠，且成膠時(shí)間隨礦化度的增大而縮短。

2）現(xiàn)場(chǎng)配制水需要具有一定的礦化度。實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)加入NaCl時(shí)，體系能穩(wěn)步成膠且穩(wěn)定性較好，因此可考慮在體系中加入NaCl作為催化劑。

3）由于礦化度對(duì)凝膠穩(wěn)定性影響較大，在綜合考慮凝膠穩(wěn)定性及恰當(dāng)?shù)某赡z時(shí)間時(shí)，可選取最佳礦化度范圍，實(shí)現(xiàn)深層堵水。

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（編輯 孫薇）

Effect of salinity on performance of AM/AMPS in-situ polymerization plugging agent

Yu Yang1，2,Pu Wanfen1，2,Yang Zaiguang3,Ding Li1，2
(1.School of Petroleum and Natural Gas Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;3.Xinchun Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China)

In-situ polymerization plugging agent has been widely concerned due to the advantages of good injection property, controllable gelation time and strong gel strength.However,the gelation time and stability of high temperature and high salinity reservoirs need to be further improved.In this paper,the effects of different salinity types on the gelation performance have been researched experimentally and the infuence degree of Na+,Ca2+and Mg2+is compared.The results show that some cations in the formation water,to some extent,play a positive role in promoting the gelation time and gelation strength of system.The order of their effects on system gelation is as follows：Ca2+>Mg2+>Na+.Na+has the greatest effect on the gelation time of plugging agent and has the minimum impact on the stability of colloid,which can keep the gel plugging agent from syneresis for a long time.As the concentration of each ion increases,the stability of colloid decreases.

in-situ polymerization;gel;plugging agent;high temperature and high salinity reservoir;ion

國(guó)家科技重大專項(xiàng)課題“碳酸鹽巖縫洞型油氣藏控水及堵水技術(shù)應(yīng)用”（2008ZX05049-005-007HZ）

TE357.46

：A

10.6056/dkyqt201501022

2014-08-01；改回日期：2014-11-18。

于洋，女，1990年生，在讀碩士研究生，2012年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，主要從事油氣增產(chǎn)與提高采收率理論及技術(shù)研究工作。E-mail：242488347@qq.com。

于洋，蒲萬(wàn)芬，楊再?gòu)V，等.礦化度對(duì)AM/AMPS類就地聚合堵劑性能的影響［J］.斷塊油氣田，2015，22（1）：98-101.

Yu Yang，Pu Wanfen，Yang Zaiguang，et al.Effect of salinity on performance of AM/AMPS in-situ polymerization plugging agent［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：98-101.