高溫改性萘酚凝膠流道調整體系的構建

何龍 武俊文 劉廣燕

摘 ? ? ?要：基于一步法構建了一種新型AM/AMPS類耐高溫抗高鹽萘酚凝膠流道調整體系，交聯劑為雙羥基萘，有別于傳統的苯酚類交聯劑。該體系于140 ℃下處理1 d，以目測代碼法表征成膠強度達到H;高溫高鹽（140 ℃，22×104 mg/L）處理150 d之后，體系出現一定的脫水現象，但脫水率僅為4.6%。相比普通苯酚類交聯體系，該體系具有超優良的耐溫抗鹽性。基于巖心流動實驗對體系封堵性能進行了評價，堵水率為99.82%，堵油率為4.55%，可見體系具有優良的油水選擇性。采用微觀可視化模型進行封堵機理研究，結果表明：體系會優先封堵優勢通道，達到液流轉向的目的，同時液流在優勢通道中遇到流道調整體系的阻礙作用，會對堵劑條帶形成一定的擠壓，使得堵劑條帶緩慢前移，從而進一步提高原油采收率。

關 ?鍵 ?詞：萘酚凝膠;耐溫抗鹽;油水選擇性;流道調整;微觀可視化

中圖分類號：TE357 ? ? ?文獻標識碼： A ? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）05-0777-06

Abstract： Using bishydroxynaphthalene as crosslinking agent， a novel AM/AMPS high temperature and high salt-resistant naphthol gel flow path adjustment system was synthesized by one-step method. The experimental results showed that the gel strength reached H level by visual code method after the optimal system was treated at 140 ℃ for 1 day. After 150 days of high temperature and high salinity treatment （140 ℃， 22×104 mg/L），the system had certain dehydration phenomenon， but the dehydration rate was only 4.6%. Compared with the common phenol cross-linking system， the system had excellent temperature and salt resistance. The plugging performance was evaluated based on the core flow experiment. The water shutoff rate was 99.82% and the oil blocking rate was 4.55%. The system showed excellent oil-water selectivity. Based on the microscopic visualization model， the plugging mechanism was studied. The results showed that the system preferentially blocked the dominant channel， achieving the purpose of liquid flow steering. At the same time， when the liquid flow encountered the obstruction of the flow channel adjustment system in the dominant channel， a certain pressing action was formed for the blocking agent strip， so that the strip of the plugging agent moved forward slowly， thereby further enhancing the oil recovery.

Key words： Naphthol gel; Temperature and salt resistance; Oil-water selectivity; Flow path adjustment; Microscopic visualization

塔河油田儲層結構復雜，非均質性嚴重，油水流動規律復雜，注水開發過程中含水上升很快，水驅采收率比較低;原油物性差，地層原油黏度大;油層溫度高（>125 ℃），地層水的礦化度高（19～23×104 mg/L），其中裂縫型油藏堵水難度最大，堵水措施有效率偏低，需進一步完善控堵水技術，來有效解決塔河裂縫型油藏油井高含水難題，為“十三五”期間塔河油田裂縫型油藏的高效開發以及進一步提高采收率提供技術支撐[1-5]。本文針對塔河油田上述技術問題，構建了一種新型耐高溫抗高鹽的流道調整體系，以便為油田現場提供一定的理論指導。

1 ?實驗部分

1.1 ?實驗材料

1，5-二羥基萘（南通家凱化工有限公司，含量≥99%，化學純）;對苯二酚（鄭州生裕化工產品有限公司，含量≥99.5%，化學純）;乙二醇丁醚（濟南世紀通達化工有限公司，含量≥99.5%，化學純）;硫脲（天津金匯太亞化學試劑有限公司，含量≥99.5%，化學純）;甲醛（荊州市靖發化工有限公司，工業級）;聚丙烯纖維（常州筑威建筑材料有限公司）;AM/AMPS聚合物（山東寶莫生物化工股份有限公司，工業級）;NaOH（國藥集團化學試劑有限公司，分析純）;模擬地層水離子組成如表1所示。

2.3 ?流道調整體系的成膠時間

圖7為高溫140 ℃處理下流道調整體系的黏度隨時間的變化（所用水為模擬地層水），由圖7可以看出，萘酚凝膠流道調整體系初始成膠時間為6 h，初始黏度為95 mPa·s，最終成膠時間為20 h，20 h后萘酚凝膠成膠強度達到H，黏度為98 000 mPa·s[12]。

2.4 ?流道調整體系的封堵性能

圖8為注入萘酚凝膠后油驅巖心兩端壓力變化曲線圖，由圖8可以看出隨著注入量的增加，巖心兩端壓力逐漸增大，巖心出口端見油，最大突破壓力為7.86 MPa，然后壓力急劇降低，最后達到平衡，經計算可知堵油率為4.55%。

圖9為注入萘酚凝膠后水驅巖心兩端壓力變化曲線圖，由圖9可以看出隨著注水量的增加，巖心兩端壓力逐漸增大，注水量略大于6 PV時，巖心出口端見水，最大突破壓力為2.2 MPa，此后壓力急劇下降。在注水量為6.5～8 PV時，壓力又逐漸增加至1.9 MPa，說明萘酚凝膠被突破后，在巖心的裂縫中發生了運移，形成了再次封堵，經計算可知萘酚凝膠的堵水率為99.82%。

2.5 ?流道調整體系微觀可視化封堵機理

2.5.1 ?流道調整體系的油水選擇性

凝膠收縮的主要原因是原油對凝膠網絡的壓縮。充分溶脹后的凝膠的三維網絡處于拉伸狀態，此時網絡彈性收縮力非常強，一旦有外界作用破壞了網絡，由于離子滲透壓的擴張和網絡彈性收縮之間的平衡，網絡就開始收縮，以尋找新的平衡點。圖10為流道調整體系油水選擇性可視化實驗，圖10中黑色為萘酚凝膠，紅色為油，可見流道調整體系具有良好的油水選擇性：遇油收縮，遇水膨脹。

2.5.2 ?流道調整體系的可視化封堵

本文利用可視化裝置明確了流道調整體系封堵優勢通道從而達到液流轉向的規律，進而分析了萘酚凝膠流道調整體系在非均質性模型中的堵水機理。

圖11為流道調整體系進入優勢通道形成封堵的實驗圖，由圖11可以看出裂縫模型為非均質模型，具有大、中、小三種孔道。由圖11還可以看出水沿大孔道（優勢通道）驅替模擬油，小裂縫（劣勢通道）中的模擬油未被波及到。圖11中藍色圈里的凝膠條帶即為萘酚復合凝膠。注入萘酚復合凝膠候凝液時，候凝液優先進入優勢通道并在高溫下成膠凝固，從而封堵優勢通道達到液流轉向的目的。

圖12為流道調整體系封堵優勢通道發生液流轉向從而驅替較小孔道的實驗圖，由圖12可以看出液流在優勢通道中遇到堵劑的阻礙作用時，會對堵劑條帶形成一定的擠壓作用，使得堵劑條帶緩慢前移：圖中堵劑條帶由于受水的驅替作用，逐漸前移到模型出口端（藍色圈示部分）。

3 ?結論

（1）流道調整體系于140 ℃下高溫處理1～5 d，隨著時間的延長，體系成膠強度越來越高，以目測代碼法表征成膠強度達到H;高溫高鹽（140 ℃，22×104 mg/L）處理150 d之后，體系出現一定的脫水現象，但脫水率僅為4.6%，體系具有優良的熱穩定性。

（2）基于巖心流動實驗對其封堵性能進行了評價，流道調整體系堵水率為99.82%，堵油率為4.55%，可見體系具有優良的油水選擇性。

（3）基于微觀可視化模型進行了封堵機理研究，結果表明：體系會優先封堵優勢通道，達到液流轉向的目的，同時液流在優勢通道中遇到流道調整體系的阻礙作用時，會對堵劑條帶形成一定的擠壓作用，使得堵劑條帶緩慢前移，從而進一步提高采收率。

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