東仁溝-韓渠油區(qū)注水井深部調(diào)驅(qū)體系的研究與應(yīng)用

孫天祥 ，郭永宏

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林 718600）

東-韓油區(qū)油藏實(shí)際存水率低于標(biāo)準(zhǔn)存水率，油藏的總體水驅(qū)開發(fā)效果下降，在目前累積注采比為1.47，遠(yuǎn)大于1的情況下，目前地層壓力仍小于原始地層壓力，無效注水現(xiàn)象明顯。油藏縱向上注水矛盾突出。統(tǒng)計(jì)東-韓油區(qū)10口正常注水井吸水剖面，相對(duì)吸水量大于30%的層共有15個(gè)，占總層數(shù)的32%，雖然實(shí)施了細(xì)分注水，吸水量較小，甚至不吸水的層仍大量存在，749井吸水剖面測(cè)試結(jié)果表明，射孔注水的5個(gè)層中2層為主力吸水層，占全井吸水量的75.44%，而其它幾個(gè)層基本不吸水，造成大量儲(chǔ)量得不到動(dòng)用，油藏平面上注水受效不均勻。在注水過程中縱向矛盾突出的同時(shí)，注水平面矛盾也較普遍。同一井組內(nèi)即存在注水受效而生產(chǎn)井高含水的油井，也存在供液不足而低壓低產(chǎn)的油井。必須改善注水狀況，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。根據(jù)東-韓油區(qū)油藏溫度（63.3℃）及地層水礦化度（延安組15 000～33 000 mg/L）特征，應(yīng)用深部調(diào)驅(qū)工藝技術(shù)是解決相關(guān)問題的有效途徑[1-3]。

1 多元共聚物調(diào)驅(qū)體系優(yōu)化

多元共聚物由于共聚了耐溫抗鹽單元，該單元具有增大鏈的剛性，抑制酰胺基的水解，增強(qiáng)水化能力，降低對(duì)二價(jià)陽離子的敏感性，提高抗水解能力，能滿足深部調(diào)驅(qū)的需要[4]。

1.1 體系配方

主劑：0.1%～0.5%；交聯(lián)劑：0.1%～0.5%；復(fù)合穩(wěn)定劑：0.1%～0.4%；調(diào)節(jié)劑：0.05%。

實(shí)驗(yàn)條件：定邊采油廠東-韓油區(qū)注入水，實(shí)驗(yàn)溫度為 55 ℃[5]。

1.2 深部調(diào)驅(qū)體系基液性能

1.2.1 基液粘度與濃度的關(guān)系 將共聚物制成0.4%的濃度，放置24 h，用定邊采油廠水稀釋成0.3%，0.2%，0.1%，攪拌均勻，然后在NDJ-1型粘度計(jì)在6 r/min的轉(zhuǎn)速下，室溫下測(cè)定基液的粘度，結(jié)果（見圖1）。

由圖1可知，在實(shí)驗(yàn)濃度內(nèi)，基液粘度隨濃度的增加而迅速增加，但總體粘度相對(duì)較低，利于體系的注入。

圖1 基液濃度與基液粘度的關(guān)系

1.2.2 pH值對(duì)基液粘度的影響 0.2%的Ⅰ型共聚物與0.2%的交聯(lián)劑所制成的堵劑溶液，在不同pH值下的粘度（見圖2）。由圖2可知，pH值在6～8，堵劑粘度最高。

圖2 pH值對(duì)堵劑溶液粘度的影響

1.2.3 基液的熱穩(wěn)定性 濃度為0.2%的Ⅰ型、Ⅱ型共聚物基液配制好后，靜置于22～35℃的室溫條件下，定期取樣在NDJ-1六速旋轉(zhuǎn)粘度計(jì)下0#轉(zhuǎn)子測(cè)其粘度，基液經(jīng)此一周后，再置于35℃恒溫水浴中進(jìn)行穩(wěn)定性試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果（見圖3）。

由圖3可知，用陜北定邊采油廠水配制的共聚物基液在室溫下靜置7天后，粘度分別增加6.13%和7.15%，再在35℃下靜置2 d，基液粘度為17.3 mPa·s和 28.1 mPa·s，與配制時(shí)相比，僅增加了 2.3 mPa·s和3.1 mPa·s，可見該體系在室溫條件下具有良好的穩(wěn)定性，這對(duì)方便施工是十分有益的。

1.3 深部調(diào)驅(qū)體系篩選與評(píng)價(jià)

圖3 基液常溫下的穩(wěn)定性

1.3.1 主劑濃度對(duì)成膠時(shí)間與凝膠粘度的影響 將配好的Ⅰ型共聚物體系放在55℃、70℃下膠凝48 h[5]，測(cè)得的體系濃度與凝膠粘度的關(guān)系（見圖4、圖5）。

由圖4可知，凝膠粘度均隨其濃度的增加而增加，由圖5可知，在高溫條件下，成膠時(shí)間隨堵劑濃度增加而下降的速率顯著高于低溫下的成膠時(shí)間下降速率。

圖4 主劑濃度對(duì)凝膠粘度的影響

圖5 主劑濃度對(duì)成膠時(shí)間的影響

1.3.2 交聯(lián)劑濃度的優(yōu)選 用共聚物配成0.2%的溶液，分別與 0.1%、0.15%、0.2%、0.25%、0.3%的交聯(lián)劑復(fù)配，pH 值 6.8～7.1（不調(diào)），55 ℃下，凝膠粘度（見圖6）。由圖6可知：隨著交聯(lián)劑用量的增加，體系凝膠粘度增大，其原因是隨著交聯(lián)劑用量的增加，體系中交聯(lián)基團(tuán)數(shù)也隨之增加，交聯(lián)點(diǎn)增多，交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)的包水能力明顯增強(qiáng)，凝膠強(qiáng)度增大，但隨著交聯(lián)劑用量的增加，會(huì)造成交聯(lián)后體系不穩(wěn)定，發(fā)生脫水現(xiàn)象。聚合物與交聯(lián)劑的配比可優(yōu)選為1∶1。

圖6 交聯(lián)劑濃度與凝膠粘度的關(guān)系

1.3.3 穩(wěn)定劑及其濃度的確定 現(xiàn)場(chǎng)污水中的活性氧、氧化劑和細(xì)菌使聚合物降解，尤其是在較高溫度下能使交聯(lián)體系的粘度迅速下降，不能保持良好的長期穩(wěn)定性，但在凝膠體系中加入合適的穩(wěn)定劑，通過穩(wěn)定劑優(yōu)先與氧發(fā)生反應(yīng)，并降低自由基反應(yīng)活性，從而提高聚合物濃度的穩(wěn)定性。尤其在高溫高鹽長期熱穩(wěn)定過程中，可起到保護(hù)凝膠的目的，55℃下115 d對(duì)凝膠粘度的影響（見表1）。

由表1看出，加入復(fù)合穩(wěn)定劑0.03%～0.05%，能顯著提高交聯(lián)體系的熱穩(wěn)定性。

表1 復(fù)合穩(wěn)定劑濃度對(duì)凝膠粘度的影響

1.3.4 溫度對(duì)成膠時(shí)間及凝膠強(qiáng)度的影響 共聚物，交聯(lián)劑各為0.2%的溶液在50～75℃下交聯(lián)反應(yīng)，在不同溫度下其成膠時(shí)間和測(cè)得的凝膠粘度（見圖7）。

圖7 溫度與凝膠粘度、成膠時(shí)間的關(guān)系曲線

由圖7可知：隨著溫度升高，凝膠粘度增加，但65℃之后有所下降，但下降的比較平緩。成膠時(shí)間隨溫度的升高而縮短，這是由于隨著溫度升高，化學(xué)反應(yīng)速度增加，交聯(lián)速度增加，因而反映出膠凝時(shí)間縮短。

1.3.5 pH值對(duì)調(diào)驅(qū)劑性能的影響

1.3.5.1 pH值對(duì)調(diào)驅(qū)劑凝膠粘度的影響 共聚物濃度為0.2%+交聯(lián)劑0.2%的溶液在55℃下膠凝36 h后，測(cè)得凝膠粘度與pH值的關(guān)系（見圖8）。

圖8 pH值對(duì)堵劑凝膠粘度的影響

由圖8可知，pH值在5～9，凝膠隨著pH值的升高而增加，pH值在6.5以上時(shí)，凝膠粘度變化不大。

1.3.5.2 pH值對(duì)膠凝時(shí)間的影響 共聚物濃度為0.2%+交聯(lián)劑0.2%的溶液在70℃下膠凝36 h后，測(cè)得成膠時(shí)間與pH值的關(guān)系[6]（見表2）。

表2 pH值對(duì)交聯(lián)體系粘度及交聯(lián)時(shí)間的影響

由表2可知，pH值對(duì)成膠時(shí)間影響不顯著，pH值為5時(shí)，膠凝時(shí)間約為48 h；pH值為6～9時(shí)，成膠時(shí)間為36 h。

1.3.6 抗剪切性 配制2 000 mg/L共聚物交聯(lián)體系在速率1 200 r/min的條件下，測(cè)定其凝膠體系的粘度、交聯(lián)時(shí)間[6]（見表3）。

表3 不同剪切時(shí)間下的體系粘度

由表3可知，高速剪切后，使體系粘度下降，Ⅰ型共聚物的剪切60 min后基液粘度下降30.0%，體系凝膠粘度下降10%，剪切后體系粘度保持率在90%以上，交聯(lián)體系的耐剪切性能使其溶液在到達(dá)地層深部時(shí)仍能有較高的粘度保持率，有利于擴(kuò)大波及體積，提高原油采收率。

1.3.7 礦化度對(duì)共聚物體系性能的影響 鹽類對(duì)體系性能的影響是一個(gè)重要的考察指標(biāo)，室內(nèi)配制不同礦化度的標(biāo)準(zhǔn)鹽水，對(duì)交聯(lián)體系的性能進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)考察，體系粘度與礦化度的關(guān)系（見圖9）。

由圖9可知，Ⅰ型共聚物交聯(lián)體系在55℃溫度下，隨著礦化度的增加，粘度有所下降，但在2 000 mg/L下粘度基本不變，只有礦化度大于5 000 mg/L時(shí)體系濃度才會(huì)發(fā)生較大的下降。

圖9 礦化度對(duì)體系粘度的影響（55℃）

1.3.8 地層砂對(duì)體系粘度的影響 配制2 000 mg/LⅠ型共聚物交聯(lián)體系，觀察其在55℃下對(duì)體系的影響[5]。

表4 地層砂對(duì)體系粘度的影響（55℃）

由表4可知，聚合物與地層砂在 1∶0.2和1∶0稠度相當(dāng)，粘度也相當(dāng)，5 000～6 000 粘彈性尚好；1∶0.5表觀粘度與1∶0.2和1∶0區(qū)別不明顯，但稠度明顯??；1∶0.8相對(duì)于1∶0.5稠度和粘度明顯下降，說明地層砂對(duì)聚合物有一定量的吸附。

1.3.9 原油對(duì)體系性能的影響 用陜北油田水配制2 000 mg/LⅠ型共聚物交聯(lián)體系，然后把該體系和原油按不同比例混合，觀察其在55℃和70℃下對(duì)體系的影響，通過實(shí)驗(yàn)，原油對(duì)體系成膠基本沒有影響。

1.3.10 Fe2+、Fe3+對(duì)凝膠體系粘度的影響 結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工需要，考慮Fe2+、Fe3+對(duì)體系的影響，室內(nèi)在0.3%的共聚物溶液中分別加入 Fe2+：0、5、10、15、20 mg/L；Fe3+：0、5、10、15、20 mg/L，55 ℃下考察凝膠粘度的變化，結(jié)果（見表5）。

表5 Fe2+、Fe3+對(duì)凝膠粘度的影響

表6 55℃與77℃熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表5可知，F(xiàn)e2+對(duì)凝膠聚合物的粘度較Fe3+的影響大，在實(shí)驗(yàn)中還發(fā)現(xiàn)隨著鐵離子濃度的增大，成膠時(shí)間有些延長的現(xiàn)象。

1.3.11 體系耐沖刷性評(píng)價(jià) 采用180目的石英砂制作試驗(yàn)用填砂管，人造填砂管，巖心、恒重、抽真空飽和地層水、飽和油、水驅(qū)、擠調(diào)驅(qū)劑（0.5 PV）、再大劑量水驅(qū)，直至壓力穩(wěn)定為止，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見圖10）。由圖10可知，體系耐沖刷性良好。

圖10 體系耐沖刷試驗(yàn)曲線

1.3.12 體系的熱穩(wěn)定性 配制共聚物濃度為0.2%+交聯(lián)劑0.2%的溶液在55℃、70℃下體系的長期穩(wěn)定性，結(jié)果（見表 6）。

由表6可知，70℃下180 d，凝膠頂部稍有析水，但仍然有一定強(qiáng)度；55℃下180 d，凝膠不脫水，強(qiáng)度稍有降低。

1.4 封堵性能評(píng)價(jià)及提高采收率評(píng)價(jià)

在實(shí)驗(yàn)中，為了克服人造短巖心在提高采收率實(shí)驗(yàn)中容易出現(xiàn)誤差的特點(diǎn)，以保證實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，室內(nèi)用180目的石英砂充填了3塊人造巖心，對(duì)這三塊巖心進(jìn)行了認(rèn)真測(cè)量、恒重、抽真空飽和地層水、飽和油、水驅(qū)、擠調(diào)驅(qū)劑（0.2 PV）、再水驅(qū)等工作，計(jì)算出了深部調(diào)驅(qū)體系不同組合形態(tài)下的封堵率、突破壓力、提高采收率等重要的參數(shù)[6-8]，結(jié)果（見表7）。

由表7可知，研制體系調(diào)剖效果良好，完全滿足現(xiàn)場(chǎng)需要。

表7 填砂管實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

2 深部調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)

2.1 深部調(diào)驅(qū)先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)

首先選擇定749井作為深部調(diào)驅(qū)體系的先導(dǎo)性試驗(yàn)井組，749井完鉆井深2 038 m，主力開采層位長2：1 924.9～1 948.8 m，地層溫度為55～60℃，孔隙度14.2%，滲透率13.8 mD，共注入深部調(diào)驅(qū)劑1 310 m3。

2.1.1 調(diào)驅(qū)井調(diào)驅(qū)前后吸水剖面變化 調(diào)驅(qū)前所測(cè)吸水剖面結(jié)果顯示1 924.0～1 936.0 m，相對(duì)吸水僅占14.9%，1 936.0～1 948.8 m井段相對(duì)吸水占75.44%，注水主要突進(jìn)（舌進(jìn)）在1 938 m和1 948 m兩處；調(diào)驅(qū)后，該井主要吸水井段轉(zhuǎn)移至井段1 920.5～1 936.0 m，相對(duì)吸水達(dá)到了100%，啟動(dòng)了新注水層1 920.5～1 924.9 m，共4.4 m，同時(shí)1 924.9～1 932.4 m井段的吸水也得到了加強(qiáng)，注水在1 938 m和1 948 m兩處的突進(jìn)（舌進(jìn)）現(xiàn)象得到了控制。

2.1.2 對(duì)應(yīng)油井增油、降低含水效果 該井對(duì)應(yīng)油井9口（定 1501、748、750（停井）、169、978、689、747、1668、697），從對(duì)應(yīng)油井增油情況看，2007年元月與2006年11月比較，748井月增油7.234 t，169井月增油3.435 t，978 井月增油 12.338 t，689 井月增油 21.399 t，697井月增油4.971 t，而747井和1668井液量和油量均有所下降，初步分析應(yīng)為水驅(qū)方向的轉(zhuǎn)變。748井含水由88%降至86.3%，169井由37.3%降至35.9%，975井由26.2%降至23.4%，689井由60.2%降至56.3%，697井由80.9%降至80%。

總體效果：12個(gè)月井組累計(jì)增油595.65 t，降水432.7 m3。

2.2 深部調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)

東韓油區(qū)共現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施完19個(gè)井組，施工從2006年10月到2007年10月，統(tǒng)計(jì)到2007年12月31日，累計(jì)增油5 413.2 t，累計(jì)降水4 715.1 m3。

3 結(jié)論

（1）研究的交聯(lián)共聚物深部調(diào)驅(qū)體系，能夠滿足東韓油區(qū)中深層油藏深部調(diào)驅(qū)的需要。

（2）19個(gè)調(diào)驅(qū)施工井組，已累計(jì)增油5 413.2 t，降水4 715.1 m3，調(diào)驅(qū)效果明顯。

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