CN113897189A

CN113897189A - 一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系及应用

Info

Publication number: CN113897189A
Application number: CN202111368540.1A
Authority: CN
Inventors: 葛际江; 张天赐; 郭洪宾; 吴昊; 李隆杰; 葛童心
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2021-11-18
Filing date: 2021-11-18
Publication date: 2022-01-07
Anticipated expiration: 2041-11-18
Also published as: CN113897189B

Abstract

本发明涉及一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系及应用，该体系由AM/AMPS共聚物，非离子聚丙烯酰胺，乌洛托品，对苯二酚以及余量水组成。本发明采用耐温耐盐AM/AMPS共聚物和普通非离子聚丙烯酰胺复配作为冻胶体系的成胶剂，在保证冻胶稳定性和强度的前提下，加快交联反应速度，降低地层水稀释作用对冻胶的不利影响，同时降低了耐温耐盐冻胶体系的成本，能够满足高温高盐高盐缝洞型油藏调剖的要求。

Description

一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系及应用

技术领域

本发明涉及石油开采领域，具体而言，涉及一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系。

背景技术

塔河油田属于碳酸盐岩缝洞型油藏，储集空间结构复杂，整体非均质性极强，这导致水驱过程中油藏上部原油无法被波及，水驱波及系数较低，采收率较低。因此，调剖堵水措施是塔河缝洞型油藏提高水驱效果的重要措施。目前常用于油藏调剖堵水的化学用剂主要有三种：无机颗粒类，泡沫类以及冻胶类。对于无机颗粒堵剂来说，其具有耐温耐盐，稳定性强的优点，但是无机颗粒类堵剂不能实现选择性封堵的目的，甚至可能会产生地层伤害。泡沫类堵剂具有“堵大不堵小，堵水不堵油”选择性封堵特点，常被用于普通砂岩油藏的调剖作业，但是泡沫作为热力学不稳定体系，其长期封堵有效性主要依靠泡沫的再生，如卡断，液膜分离以及液膜滞后等，然后这些泡沫再生过程对地层孔隙结构具有一定的要求，缝洞型油藏往往很难满足泡沫的再生条件，所以泡沫类堵剂在缝洞型油藏中的应用还鲜有报道。冻胶类堵剂主要由成胶剂与交联剂组成，两者在地层中反应形成高强度的凝胶，因此具有选择性封堵和深部调剖的效果。

另外，塔河油田还具有埋藏深，高温高盐的特点(温度高达130℃，地层水矿化度高达220000mg/L)，这就要求冻胶调剖剂必须具有耐温耐盐的特点。近年来，很多科研工作者已经通过采用耐温耐盐聚合物和有机交联剂来开发适合高温高盐条件的冻胶。例如：CN106749899A利用丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、N-叔丁基丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸等单体合成得到一系列耐温耐盐聚合物，并通过与苯酚和乌洛托品交联得到一种耐温耐盐冻胶，该体系在110℃，100000mg/L条件下，成胶时间15-24h，并能保持稳定至少35d。CN106047324A采用丙烯酰胺/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AM/AMPS)共聚物，酚醛交联剂以及纳米颗粒开发出一种耐温耐盐强化冻胶，但是其交联反应时间至少要达到12h。由于水驱过后，缝洞型油藏中的溶洞中含有大量地层水，当成胶液注入去到地层中后不可避免地受到溶洞中地层水的稀释作用，冻胶体系的成胶时间越长，其受地层水的稀释作用越强，冻胶的强度和稳定性也就越差，最终导致冻胶的调剖性能变差。

为了实现高温高盐缝洞型油藏的调剖目的，冻胶在具有优异耐温耐盐稳定性的同时，成胶时间也不能过长。现有耐温耐盐冻胶体系主要是耐温耐盐聚合物(聚合物中耐温耐盐功能单体往往是2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸)与酚醛交联剂组成，由于聚合物和酚醛交联剂都带有大量的负电荷，因静电排斥作用，二者的交联反应较慢，成胶过长，受地层水稀释作用程度较强，无法满足缝洞油藏的调剖目的。因此，开发一种耐温耐盐，且成胶时间可控的冻胶体系对高温高盐缝洞型油藏的水驱开发至关重要。为此，提出本发明。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的主要目的在于提供一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系及应用，该体系在130℃，220000mg/L的条件下具有良好的稳定性和强度，同时成胶时间可控，受地层水稀释作用小，从而满足高温高盐缝洞型油藏调剖的要求。

本发明的技术方案如下：

一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，以占冻胶的重量百分含量计，包括如下质量百分比的组分组成：

0.3～0.6wt％的耐温耐盐聚合物、0.2～0.5wt％的非离子聚丙烯酰胺、0.2～0.6wt％的交联剂及余量的水。

根据本发明，优选的，以占冻胶的重量百分含量计，冻胶体系包括如下质量百分比的组分组成：

0.4～0.5wt％的耐温耐盐聚合物、0.3～0.4wt％的非离子聚丙烯酰胺、0.4～0.5wt％的交联剂及余量的水。

根据本发明，优选的，所述的耐温耐盐聚合物为丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-甲基丙磺酸共聚物(AM/AMPS共聚物)。共聚物中的AMPS单体本身具有优异耐温耐盐稳定性，同时可以抑制共聚物中AMPS单体临近的AM基团的水解，进而提高共聚物的耐温耐盐性能。优选的，共聚物中AMPS单体摩尔含量为50％～60％，共聚物的分子量为600×10⁴～800×10⁴。

根据本发明，优选的，所述的非离子聚丙烯酰胺的分子量为600×10⁴～800×10⁴。

根据本发明，优选的，所述的交联剂为乌洛托品和对苯二酚的混合物，进一步优选乌洛托品和对苯二酚的质量比为1:2～2:1，最优选的，乌洛托品和对苯二酚的质量比为1:1。

根据本发明，优选的，所述的水为矿化度220000mg/L的模拟盐水，模拟盐水中Ca²⁺浓度为11273mg/L，Mg²⁺浓度为1519mg/L。

上述冻胶体系的应用，用于高温高盐缝洞型油藏的调剖。

相比于现有技术，本发明具有如下有益效果：

1、本发明采用普通非离子聚丙烯酰胺和耐温耐盐AM/AMPS共聚物复配来作为冻胶体系的成胶剂，非离子聚丙烯酰胺与交联剂反应的速度远大于AM/AMPS共聚物，因此在保证冻胶耐温耐盐性能的同时，冻胶体系的成胶时间可以明显降低，进而减小冻胶体系受地层水稀释作用的不利影响，保证冻胶在缝洞型油藏中的调剖性能。

2、本发明采用的AM/AMPS共聚物中的耐温耐盐单体AMPS不仅可以抑制AM/AMPS共聚物自身中酰胺基团的水解，改善共聚物的稳定性，而且在交联反应发生后，还可以抑制AMPS基团附近非离子聚丙烯酰胺中酰胺基团的水解，进而改善冻胶整体的热稳定性。

3、本发明采用价格低廉的普通非离子聚丙烯酰胺和耐温耐盐AM/AMPS共聚物复配来作为冻胶体系的成胶剂，在满足缝洞型油藏调剖要求的同时，极大地降低了冻胶成本。

附图说明

图1为本发明碳酸岩盐刻蚀模型示意图，其中：左图为模型整体图，右图为模型内部图。

图2为本发明调剖性能评价的实验装置示意图。

具体实施方式

正如背景技术所描述的，现有的冻胶体系无法满足高温高盐缝洞型油藏调剖的要求，本发明的主要目的在于提供一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，该体系在130℃，220000mg/L的条件下具有良好的稳定性和强度，同时成胶时间可控，受地层水稀释作用小，从而满足高温高盐缝洞型油藏调剖的要求。

下面通过具体实施例，对本发明作进一步详细的说明，但不限于此。

实施例中所用的原料均为常规市购产品，所用设备均为常规设备。

其中，所述的水为矿化度220000mg/L的模拟盐水，用其配置冻胶体系，模拟盐水中Ca²⁺浓度为11273mg/L，Mg²⁺浓度为1519mg/L。AM/AMPS共聚物中AMPS单体摩尔含量为50％～60％，共聚物的分子量为600×10⁴～800×10⁴。所述的非离子聚丙烯酰胺的分子量为600×10⁴～800×10⁴。

实施例中对冻胶体系的静态性能和调剖性能进行了评价，其中静态性能的评价方法为：(1)首先按照一定比例配置成胶液；(2)然后将10mL地层水和10mL成胶液依次加入安瓿瓶中；(3)最后使用酒精喷灯对安瓿瓶封口，并将安瓿瓶放入130℃烘箱中老化；(4)最后每隔一段时间从烘箱中取出安瓿瓶观察冻胶状态，记录冻胶成胶时间，并利用流变仪测定冻胶老化24h后的弹性模量来表征冻胶强度。冻胶的调剖性能通过碳酸盐岩板刻蚀模型来评价，碳酸岩盐刻蚀模型如图1所示，左图为模型整体图，右图为模型内部图。

调剖性能的评价方法为：(1)按照图2连接实验装置，其中岩板刻蚀模型被预先饱和模拟油；(2)然后水驱至生产井的含水率达到98％，并记录水驱采收率；(3)向岩板刻蚀模型中注入0.1PV成胶液；(4)待成胶后，进行后续水驱至含水率达到98％，记录最终水驱采收率，计算得到采收率增量。

实施例1

AM/AMPS共聚物0.3％，非离子聚丙烯酰胺0.5％，乌洛托品0.2％，对苯二酚0.2％，余量为水。

通过安瓿瓶测得该体系的成胶时间为3.5h，冻胶老化24h时的弹性模量为52Pa，通过碳酸盐岩刻蚀模型实验表明，冻胶调剖后，采收率提高26％。

实施例2

AM/AMPS共聚物0.4％，非离子聚丙烯酰胺0.4％，乌洛托品0.2％，对苯二酚0.1％，余量为水。

通过安瓿瓶测得该体系的成胶时间为4.5h，冻胶老化24h时的弹性模量为27Pa，通过碳酸盐岩刻蚀模型实验表明，冻胶调剖后，采收率提高25％。

实施例3

AM/AMPS共聚物0.5％，非离子聚丙烯酰胺0.5％，乌洛托品0.3％，对苯二酚0.3％，余量为水。

通过安瓿瓶测得该体系的成胶时间为1.5h，冻胶老化24h时的弹性模量为122Pa，通过碳酸盐岩刻蚀模型实验表明，冻胶调剖后，采收率提高31％。

实施例4

AM/AMPS共聚物0.5％，非离子聚丙烯酰胺0.3％，乌洛托品0.4％，对苯二酚0.2％，余量为水。

通过安瓿瓶测得该体系的成胶时间为2h，冻胶老化24h时的弹性模量为94Pa，通过碳酸盐岩刻蚀模型实验表明，冻胶调剖后，采收率提高29％。

实施例5

AM/AMPS共聚物0.5％，非离子聚丙烯酰胺0.2％，乌洛托品0.3％，对苯二酚0.3％，余量为水。

通过安瓿瓶测得该体系的成胶时间为3h，冻胶老化24h时的弹性模量为67Pa，通过碳酸盐岩刻蚀模型实验表明，冻胶调剖后，采收率提高28％。

实施例6

AM/AMPS共聚物0.6％，非离子聚丙烯酰胺0.4％，乌洛托品0.％，对苯二酚0.2％，余量为水。

通过安瓿瓶测得该体系的成胶时间为5.5h，冻胶老化24h时的弹性模量为45Pa，通过碳酸盐岩刻蚀模型实验表明，冻胶调剖后，采收率提高27％。

对比例1

如实施例3所述，不同的是：成胶剂均为AM/AMPS共聚物。

对比例2

如实施例3所述，不同的是：成胶剂均为非离子聚丙烯酰胺。

试验例

实施例与对比例中冻胶体系中各组分配比及其性能参数汇总见表1，表1中各组成均以重量份计。

表1实施例及对比例汇总

--表示冻胶老化12h后已破胶

通过表1可以看出，相比于实施例3，对比例1成胶时间较长，受稀释作用程度更大，导致冻胶强度低，调剖效果较差；而对比例2中的冻胶热稳定性极差，老化24h后冻胶已破胶，岩板实验也表明其几乎没有调剖作用。

实施例结果表明，本发明的冻胶体系在130℃，220000mg/L条件下成胶时间可控，受稀释作用影响小，能保持较高的强度。另外，驱替实验表明，该体系具有良好的调剖性能，调剖作业后，采收率提高25％～31％。所以本发明提供的冻胶体系能够满足高温高盐高盐缝洞型油藏调剖的要求。

Claims

1.一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，以占冻胶的重量百分含量计，包括如下质量百分比的组分组成：

2.根据权利要求1所述的适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，以占冻胶的重量百分含量计，冻胶体系包括如下质量百分比的组分组成：

3.根据权利要求1所述的适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，所述的耐温耐盐聚合物为AM/AMPS共聚物。

4.根据权利要求3所述的适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，AM/AMPS共聚物中AMPS单体摩尔含量为50％～60％。

5.根据权利要求3所述的适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，AM/AMPS共聚物的分子量为600×10⁴～800×10⁴。

6.根据权利要求1所述的适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，所述的非离子聚丙烯酰胺的分子量为600×10⁴～800×10⁴。

7.根据权利要求1所述的适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，所述的交联剂为乌洛托品和对苯二酚的混合物。

8.根据权利要求1所述的适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，所述的交联剂中乌洛托品和对苯二酚的质量比为1:2～2:1。

9.根据权利要求1所述的适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系，其特征在于，所述的水为矿化度220000mg/L的模拟盐水，模拟盐水中Ca²⁺浓度为11273mg/L，Mg²⁺浓度为1519mg/L。

10.权利要求1所述的冻胶体系的应用，其特征在于，用于高温高盐缝洞型油藏的调剖。