引用本文
刘平德, 魏发林, 张松, 朱秀雨, 王龙飞, 熊春明. 热敏暂堵剂笼统控水技术[J]. 石油勘探与开发, 2018,45(3): 513-519.
LIU Pingde, WEI Falin, ZHANG Song, ZHU Xiuyu, WANG Longfei, XIONG Chunming. A bull-heading water control technique of thermo-sensitive temporary plugging agent[J]. Petroleum Exploration & Development, 2018,45(3): 513-519.  
Doi: 10.11698/PED.2018.03.17
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热敏暂堵剂笼统控水技术
刘平德1, 魏发林1, 张松1, 朱秀雨2, 王龙飞2, 熊春明1
1. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083
2. 中国石油青海油田公司钻采工艺研究院,甘肃敦煌 736202

第一作者简介：刘平德（1972-）,男,山东莒县人,博士,中国石油勘探开发研究院高级工程师,主要从事调剖堵水方面的研究。地址：北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院油田化学研究所,邮政编码：100083。E-mail: lpd@petrochina.com.cn

收稿日期: 2017-11-10
基金项目: 国家科技重大专项（2016ZX05015-002）;中国石油天然气股份有限公司科技重大专项（2016E-0104）
摘要

针对常规笼统控水技术会对油层造成二次伤害的缺点,采用水溶液聚合的方法合成了控水用热敏暂堵剂,提出二次暂堵工艺,并进行了矿场应用。通过室内实验对热敏暂堵剂进行了配方优选和性能评价,优化后的配方为：（6%~8%）丙烯酰胺+（0.08%~0.12%）过硫酸铵+（1.5%~2.0%）海泡石+（0.5%~0.8%）聚乙二醇二丙烯酸酯。该材料适用地层温度为70~90 ℃,暂堵强度高（5~40 kPa）,降解时间可控（1~15 d）,降解后流体黏度小于100 mPa·s且模拟岩心渗透率恢复值大于95%。基于研究成果,采用二次暂堵工艺对冀东油田1口水平井开展了热敏暂堵笼统控水技术的矿场应用,该井经处理后含水率降低至27%,目前含水率67%,日增油4.8 t,累计增油量达750 t,控水增油效果较好。图9表3参11

关键词: 笼统控水技术; 热敏暂堵剂; 二次暂堵工艺; 热降解特性; 油层保护
中图分类号:TE358.3 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2018)03-0513-07
A bull-heading water control technique of thermo-sensitive temporary plugging agent
LIU Pingde1, WEI Falin1, ZHANG Song1, ZHU Xiuyu2, WANG Longfei2, XIONG Chunming1
1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China;
2. Drilling & Production Technology Research Institute, PetroChina Qinghai Oilfield Company, Dunhuang 736202, China;
Abstract

Aimed at the disadvantages of secondary damage to oil layers caused by the conventional bull-heading water control technique, a thermo-sensitive temporary plugging agent for water control was synthesized by water solution polymerization and applied in the field with a new secondary temporary plugging technique. The optimization and performance evaluation of thermo-sensitive temporary plugging agent were carried out through laboratory experiments. The optimized formula is as follows: (6% - 8%) acrylamide + (0.08% - 0.12%) ammonium persulfate + (1.5% - 2.0%) sepiolite + (0.5% - 0.8%) polyethylene glycol diacrylate. The thermo-sensitive temporary plugging agent is suitable for formation temperatures of 70-90 ℃, it has high temporary plugging strength (5-40 kPa), controllable degradation time (1-15 d), the apparent viscosity after degradation of less than 100 mPa•S and the permeability recovery value of simulated cores of more than 95%. Based on the research results, secondary temporary plugging technique was used in a horizontal well in the Jidong Oilfield. After treatment, the well saw a drop of water cut to 27%, and now it has a water cut of 67%, its daily increased oil production was 4.8 t, and the cumulative oil increment was 750 t, demonstrating that the technique worked well in controlling water production and increasing oil production.

Keyword: bull-heading water control technique; thermo-sensitive temporary plugging agent; secondary temporary plugging technique; thermal degradation property; reservoir protection
0 引言

油田开发中后期, 油井过度产水是油田开采面临的严峻问题之一, 选择有效且经济的堵水方案十分重要[1]。常规笼统封堵可实现不动管柱、堵剂直接注入, 但堵剂会进入潜力段造成储集层伤害。暂堵是降低储集层伤害、提高封堵效果的有效手段之一。暂堵可以通过大幅提高层间渗透率级差, 防止地层堵剂污染潜力油层, 或大幅改善层内渗透率差异, 使大量地层堵剂进入高渗层的强水洗部位来实现。目前应用的暂堵剂, 如聚合物凝胶[2, 3, 4]、聚合物微球[5, 6, 7, 8]等因其降解速度缓慢甚至不发生降解, 会对油层造成二次伤害; 而常规暂堵工艺采用高速注入油层暂堵剂的方式进行施工, 但受排量制约, 暂堵剂大部分进入高渗水层, 难以保护油层, 也不利于封堵水层。

鉴于现有暂堵剂与常规暂堵工艺存在的不足, 本文采用热敏暂堵剂二次暂堵工艺, 以确保低渗含油层位得到保护。二次暂堵工艺原理为：首先低速注入含水层暂堵剂（降解速率快）, 保证其大部分进入高渗含水层, 固化后高速注入油层热敏暂堵剂（降解速率慢）, 因高渗含水层被暂堵, 油层暂堵剂大部分进入低渗油层; 当含水层暂堵剂降解、油层暂堵剂固化后, 配合注入地层堵剂, 低速注入的地层堵剂大部分进入高渗含水层, 油层暂堵剂降解后恢复生产。本文在室内优化热敏暂堵剂配方, 对其性能进行评价, 采用二次暂堵工艺对热敏暂堵剂开展了矿场应用。

1 热敏暂堵剂的合成

利用丙烯酰胺、增强剂、热降解交联剂与引发剂合成了水平井控水用油层热敏暂堵剂。该暂堵剂降解时间可控, 暂堵强度高, 能起到暂时封堵油层、降低油层伤害的作用。

1.1 主要原料与仪器

主要原料：丙烯酰胺, 纯度大于等于98%; 引发剂（过硫酸铵）, 纯度大于等于98%, 分析纯; 增强剂（海泡石）, 纯度大于等于98%; 交联剂（聚乙二醇二丙烯酸酯）, 纯度大于等于98%, Sigma Aldrich公司生产; 去离子水, 自制; 溴化钾, 分析纯, 纯度大于等于99.0%。

主要仪器：BT4202S电子天平; RW20 DIGITAL电动搅拌器; FED400干燥箱; HKY岩心驱替实验装置; JSM-LV5600扫描电镜; Nexus 870傅里叶变换红外光谱仪; DV-Ⅲ Brookfield旋转黏度计。

1.2 热敏暂堵剂的合成步骤

称取100 g去离子水, 与丙烯酰胺、海泡石和聚乙二醇二丙烯酸酯一起加入250 mL广口瓶中, 利用电动搅拌器搅拌至其溶解。将拧紧三孔胶塞的广口瓶置于水浴锅中, 聚合温度控制在70 ℃, 通氮除氧15 min后加入过硫酸铵, 继续通入氮气5 min, 封口聚合4 h, 得到控水用热敏暂堵剂。

1.3 热敏暂堵剂交联聚合与降解机理

去离子水中分别加入丙烯酰胺、增强剂、热降解交联剂, 在引发剂作用下发生交联聚合反应得到控水用热敏暂堵剂, 其交联聚合反应机理如（1）式所示。不稳定交联剂在较高温度作用下发生降解反应, 最终导致暂堵剂形成稀的聚合物溶液, 其降解机理如（2）式所示。

2 热敏暂堵剂配方优化
2.1 丙烯酰胺单体加量对热敏暂堵剂性能的影响

固定海泡石、过硫酸铵、聚乙二醇二丙烯酸酯的加量分别为2.0%、0.1%、0.6%, 在70 ℃条件下通过改变丙烯酰胺单体加量合成系列样品, 考察其对热敏暂堵剂封堵效果的影响。降解时间为暂堵剂在70 ℃时降解为低黏流体（60 mPa· s, 0号转子, 7.34 s-1）所需时间, 凝胶强度为暂堵剂降解前测得的强度, 结果如图1所示。

图1 丙烯酰胺单体加量对热敏暂堵剂性能影响

从图1可以看出随着丙烯酰胺单体加量增加, 热敏暂堵剂的凝胶强度提高, 降解时间延长。当丙烯酰胺单体加量小于4%时, 凝胶强度偏低（小于15 kPa）且降解时间短（小于3 d）, 不利于低渗含油层的暂堵与后续堵剂的注入; 当单体加量大于等于10%时, 虽然凝胶强度大, 但成本相对较高。基于暂堵剂凝胶强度与降解时间等因素, 丙烯酰胺单体加量应控制在6%~8%。

2.2 引发剂加量对热敏暂堵剂性能的影响

引发剂可以控制聚合反应的速度, 引发剂加量过低, 聚合速度缓慢甚至不发生聚合反应。固定丙烯酰胺单体、海泡石和聚乙二醇二丙烯酸酯的加量分别为7%、2%、0.6%, 在70 ℃条件下通过改变引发剂加量合成系列样品, 考察其对热敏暂堵剂性能的影响, 结果如图2所示。

图2 引发剂加量对热敏暂堵剂性能影响

从图2可以看出随着引发剂加量的增加, 热敏暂堵剂的凝胶强度提高, 降解时间延长。当引发剂加量小于0.06%时, 由于聚合速度缓慢, 导致凝胶强度偏低（小于13 kPa）且降解时间短（小于2.3 d）, 不利于低渗含油层封堵与后续施工作业。基于暂堵剂凝胶强度与降解时间等因素, 引发剂加量应控制在0.08%~0.12%。

2.3 增强剂加量对热敏暂堵剂性能的影响

将海泡石填充到暂堵剂中, 可以提高热敏暂堵剂的强度。固定丙烯酰胺单体、引发剂和聚乙二醇二丙烯酸酯的加量分别为7%、0.1%、0.6%, 通过改变海泡石加量, 在70 ℃条件下合成系列样品, 考察了海泡石对热敏暂堵剂性能的影响, 结果如图3所示。

图3 海泡石加量对热敏暂堵剂性能影响

海泡石充填在热敏暂堵剂大分子网状交联结构中, 随着海泡石加量增加, 凝胶的致密程度增加, 提高了暂堵剂的凝胶强度, 同时延长了降解时间（见图3）。但当海泡石加量大于2.5%时, 凝胶强度反而会降低, 这是由于加入过多的海泡石后, 其中含有的金属离子如Mg2+、Ca2+等对暂堵剂聚合交联存在一定抑制作用。基于凝胶强度及暂堵剂降解时间等因素, 海泡石加量应控制在1.5%~2.0%。

2.4 交联剂加量对热敏暂堵剂性能的影响

聚乙二醇二丙烯酸酯是一种含有不稳定酯基键并带有不饱和基团的交联剂, 在较高温度作用下酯基会发生降解, 由此引起交联键断裂并导致暂堵剂强度降低, 随着时间的延长暂堵剂降解为低黏度流体。

固定丙烯酰胺单体、引发剂和海泡石的加量分别为7%、0.1%、2%, 通过改变聚乙二醇二丙烯酸酯加量, 在70 ℃条件下合成系列样品, 考察了交联剂对热敏暂堵剂性能的影响, 结果如图4所示。

图4 交联剂加量对热敏暂堵剂性能影响

随着交联剂加量增加, 交联基团数量增多, 热敏暂堵剂的降解时间延长, 凝胶强度提高（见图4）。当交联剂加量过大（大于等于0.9%）时, 室内样品观察得出热敏暂堵剂脆性大, 韧性变差, 基于此, 交联剂加量应控制在0.5%~0.8%。

通过对热敏暂堵剂各组分加量的研究, 优化配方为：（6%~8%）丙烯酰胺+（0.08%~0.12%）过硫酸铵+（1.5%~2.0%）海泡石+（0.5%~0.8%）聚乙二醇二丙烯酸酯。

3 热敏暂堵剂结构及形态表征

利用红外光谱仪、扫描电镜对热敏暂堵剂结构、微观分布状态进行了表征, 结果如图5— 图7所示。

图5 热敏暂堵剂的红外光谱

图6 电镜下热敏暂堵剂降解前分布状态

图7 电镜下热敏暂堵剂降解7 d后分布状态

将装有适量固化成凝胶的暂堵剂样品管放入冷冻干燥机中, 在-40 ℃环境中冷冻2 h, 然后在真空环境下进行干燥, 通过真空泵使真空度降到1.0 Pa, 继续干燥一定时间即可取出。利用Nicolet公司的Nexus 870傅里叶变换红外光谱仪对热敏暂堵剂结构进行了红外光谱表征。将干燥后的热敏暂堵剂样品放入研钵中研磨成粉末, 与溴化钾按照1∶ 100的比例混合研磨均匀并压片进行光谱测试。收集红外光谱区域（400~4 000 cm-1）, 对热敏暂堵剂分子结构进行红外光表征。

由图5可见, 在3 425 cm-1附近有— NH中等强度吸收峰, 1 448 cm-1对应亚甲基的吸收峰, 2 871 cm-1、2 929 cm-1为饱和碳氢键的伸缩振动, 3 190 cm-1为不饱和碳氢键的伸缩振动, 1 604 cm-1附近有C— O— C的特征吸收峰, 1 660 cm-1左右有— C==O伸缩振动吸收峰, 401 cm-1附近有Si— O— Mg的振动吸收峰, 1 107~1 193 cm-1附近有Si— O— Si振动吸收峰。红外光谱中没有C==C双键吸收峰, 表明丙烯酰胺单体发生了聚合反应。

利用扫描电镜观测热敏暂堵剂降解前后的微观形态, 将冷冻干燥后的热敏暂堵剂样品置于扫描电镜下观察其粒子的聚集状态。

扫描电镜显示热敏暂堵剂降解前（见图6）呈类似纤维状形态, 片层结构粗大且平滑。暂堵剂经过7 d降解后（见图7）孔隙加大, 大的片层减少、变细, 致密结构减少, 连接臂变细, 说明暂堵剂强度变弱, 有利于暂堵剂封堵后地层渗透率的恢复。

4 热敏暂堵剂主要性能评价
4.1 热降解性能

热降解性能是衡量热敏暂堵剂性能的1项重要指标, 要求暂堵剂具有一定凝胶强度, 以保证后续注入堵剂进入相对高渗出水层段前能够封堵相对低渗含油层段, 同时保证后续堵剂注入结束后, 暂堵剂在地层温度作用下缓慢降解为低黏度流体, 有助于相对低渗潜力层段恢复生产。

考察了配方为7%丙烯酰胺+0.1%过硫酸铵+2%海泡石+0.6%聚乙二醇二丙烯酸酯的热敏暂堵剂在不同温度下的热降解性能, 结果如图8所示。

图8 温度对热敏暂堵剂降解性能的影响

由图8可见, 随着温度升高, 热敏暂堵剂降解时间缩短, 同时表观黏度随之降低, 并转变为低黏度聚合物溶液。当温度小于70 ℃时, 热敏暂堵剂中不稳定交联基团降解缓慢, 不利于低渗透油藏渗透率的恢复, 并影响油水井的正常生产。温度为100 ℃时降解时间仅为2 d, 降解速度过快会导致后续施工不能正常进行, 因此, 该暂堵剂适用地层温度为70~90 ℃。

4.2 封堵性能

将0.18~0.25 mm（80~60目）石英砂充填到直径2.5 cm、长度60 cm的填砂管中, 将岩心管两端密封。首先, 使用模拟地层水饱和模拟岩心, 再以1 mL/min的流速正向注入模拟地层水, 测定岩心的堵前水测渗透率。然后, 以1 mL/min的流速反向注入0.5倍孔隙体积热敏暂堵剂溶液, 将填砂管置于温度调至70 ℃的恒温干燥箱中放置48 h后取出, 测定岩心堵后的水测渗透率。利用（3）式计算暂堵剂对不同岩心的封堵率[9, 10, 11], 结果如表1所示, 证明热敏暂堵剂具有较好的暂堵能力。

$E\text{=}\frac{{{K}_{\text{wb}}}-{{K}_{\text{wa}}}}{{{K}_{\text{wb}}}}$ （3）

表1 热敏暂堵剂的封堵性能
4.3 岩心渗透率恢复能力

将0.18~0.25 mm（80~60目）石英砂充填到直径2.5 cm、长度60 cm的填砂管中, 将岩心管两端密封, 得到7个填砂管。使用模拟地层水饱和岩心, 再以1 mL/min的流速正向注入模拟地层水, 测定岩心的堵前水测渗透率。然后, 以1 mL/min的流速反向注入0.5倍孔隙体积热敏暂堵剂, 将填砂管置于温度调至70 ℃的恒温干燥箱中48 h后, 取出并测定岩心堵后的水测渗透率。将测定热敏暂堵剂封堵性能后的岩心再次放入70 ℃恒温干燥箱中, 使热敏暂堵剂继续降解, 每隔一段时间后取出1个填砂管, 使用模拟地层水进行驱替, 测得暂堵剂降解后渗透率随时间的变化关系, 将其与堵前渗透率的比值作为渗透率恢复值, 实验结果如表2所示。

表2 暂堵剂降解后岩心的渗透率恢复能力

由表2可见, 在温度作用下, 随着时间的延长, 由于暂堵剂中不稳定交联剂酯基发生降解, 暂堵剂强度降低并且转化为低黏度流体。暂堵岩心的渗透率恢复值逐渐增大, 15 d后达到95.3%, 表明热敏暂堵剂具有良好的降解性能, 能恢复岩心渗透率, 起到暂时保护油层的作用。

5 热敏暂堵剂二次暂堵工艺与矿场应用
5.1 常规暂堵与二次暂堵工艺模拟

采用4块方形胶结岩心（4.5 cm× 4.5 cm× 30.0 cm）组成2组渗透率级差相近的并联模型, 模拟常规暂堵注入工艺与二次暂堵注入工艺, 结果见表3。

表3 两种暂堵工艺对比

A模型采用常规注入工艺, 以5 mL/min注入0.3倍孔隙体积油层暂堵剂, 6 h后以1 mL/min低速注入2倍孔隙体积地层堵剂, 在温度为70 ℃的干燥箱中放置48 h, 分别测试A模型2块岩心的渗透率。

B模型采用二次暂堵注入工艺, 以1 mL/min低速注入0.15倍孔隙体积水层暂堵剂, 6 h后以5 mL/min注入0.15倍孔隙体积油层暂堵剂, 48 h后以1 mL/min低速注入2倍孔隙体积地层堵剂, 于70 ℃的干燥箱中放置72 h, 分别测试B模型2块岩心的渗透率。

从表3看出, 常规暂堵过程中, 高渗层封堵率为56.8%, 低渗层封堵率69.3%, 表明暂堵剂未起到保护低渗层的作用, 致使后续地层堵剂进入低渗层。二次暂堵注入工艺对高渗层的封堵率为91.2%, 低渗层封堵率15.6%, 表明地层堵剂大部分进入高渗层, 对低渗层伤害较小。

5.2 矿场应用

采用热敏暂堵剂在冀东油田1口水平井开展了矿场试验。该井高含水, 出水类型为底水, 出水位置不清。基础资料为：139.7 mm精密复合防砂筛管完井, 开采层位为馆陶组13小层, 渗透率（602~1 622）× 10-3 μ m2, 埋深1 700~1 800 m, 地层温度约72 ℃, 小层累计产油5.6× 104 t, 地质储量采出程度16%, 利用边底水衰竭式开发, 高部位剩余地质储量2.6× 105 t。

5.2.1 堵剂用量计算

堵剂用量采用（4）式计算：

$V=\frac{2\alpha \phi abc}{3}$ （4）

其中, 水平段长度取270 m, 堵水剂分布最大水平深度取10 m, 堵水剂分布最大垂直深度取10 m, 水淹系数取0.3, 油层孔隙度取25%, 计算得出堵水剂用量为1 350 m3。

取附加工艺系数为1.11, 则堵水剂用量为1 500 m3, 其中暂堵段塞150 m3, 地层封堵段塞1 350 m3。

5.2.2 施工过程

进行化学堵水施工, 挤注前管线试压（不得用堵剂试压）20 MPa, 稳压30 min, 管线不漏, 压力下降至小于0.5 MPa为合格。关闭油管, 不动管柱, 从油套环空注入堵剂。暂堵段塞使用泵车注入, 采用调剖泵注入其他堵剂。注入清水10 m3, 测试注入压力为2 MPa; 注入水层暂堵剂100 m3, 顶替清水10 m3, 排量为5 m3/h; 12 h后注入油层暂堵剂50 m3, 顶替清水10 m3, 排量为10 m3/h; 2 d后注入地层堵剂1 350 m3, 顶替清水20 m3, 排量为10 m3/h, 关井候凝3 d。

施工过程中注入热敏暂堵剂150 m3（包括水层暂堵剂100 m3和油层暂堵剂50 m3）, 随后注入高强度凝胶地层堵剂1 350 m3, 该堵剂成胶时间为10~24 h可控, 成胶后表观黏度大于1× 104 mPa· s。水平井采取以上措施后含水率降低至27%, 目前含水率67%, 日增油4.8 t, 累计增油750 t, 取得了较好的控水增油效果（见图9）。

图9 热敏暂堵剂矿场施工效果

6 结论

采用水溶液聚合的方法, 控制聚合温度为70 ℃, 合成了控水用热敏暂堵剂, 优化出了合理的配方：（6%~8%）丙烯酰胺+（0.08%~0.12%）过硫酸铵+（1.5%~2.0%）海泡石+（0.5%~0.8%）聚乙二醇二丙烯酸酯。

扫描电镜显示热敏暂堵剂（降解前）具有类似纤维状形态, 片层结构粗大且平滑。暂堵剂经过7 d降解后其孔隙加大, 大片层减少、变细, 致密结构减少, 连接臂更细, 表明暂堵剂开始降解、强度变弱, 有利于暂堵剂封堵后地层渗透率的恢复。

该热敏暂堵剂适用地层温度为70~90 ℃, 暂堵剂强度高（5~40 kPa）, 降解时间可控（1~15 d）。热敏暂堵剂在70 ℃条件下, 经过15 d降解后岩心渗透率恢复值大于95%, 能起到保护油层的作用。采用二次暂堵工艺, 使用热敏暂堵剂在冀东油田1口水平井开展了现场试验, 施工后含水率降低至27%, 目前含水率67%, 日增油4.8 t, 累计增油750 t, 取得了较好的控水增油效果。

符号注释：

a— — 水平段长度, m; b— — 堵水剂分布最大水平深度, m; c— — 堵水剂分布最大垂直深度, m; E— — 封堵率, %; Kwb— — 封堵前渗透率, 10-3 μ m2; Kwa— — 封堵后渗透率, 10-3 μ m2; V— — 堵剂用量, m3; α — — 水淹系数; ϕ — — 油层孔隙度, %。

The authors have declared that no competing interests exist.

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