正負電性聚合物選擇性控水技術(shù)

陳 淵

(中石化河南油田分公司，河南 南陽 473132)

引 言

河南油田東部老區(qū)稀油油田厚油層發(fā)育，非均質(zhì)性嚴重，經(jīng)過40 a持續(xù)高速注水開采，層內(nèi)非均質(zhì)性加劇，油田綜合含水高達95.1%，70%以上剩余油主要富集在厚油層內(nèi)夾層厚度在0.8 m以下的中低水淹層段。由于夾層薄和層內(nèi)油、水交互存在，無法進行分層化學(xué)堵水[1-2]，如果采取籠統(tǒng)化學(xué)堵水措施，在封堵強水淹層的同時，必然導(dǎo)致中、低水淹層同時污染堵死，達不到控水增油目的[3]，由于缺乏有效控水措施，油田控水穩(wěn)油形勢日益嚴峻。如雙河T410井，油井含水為98.3%，產(chǎn)液剖面顯示，Ⅳ41:1 665.4～1 670.4 m弱水淹、Ⅳ42:1 670.8～1 675.2 m中水淹、Ⅳ42:1 675.4～1 678.4 m強水淹、Ⅳ42:1 679.0～1 684.2 m未水淹、Ⅳ42:1 685.4～1 686.8 m中水淹。該井Ⅳ41層內(nèi)各小層夾層厚度最大為1.2 m，最小僅為0.2 m，對強水淹的Ⅳ42小層無法實施分層化學(xué)堵水，致使該井一直處于關(guān)停狀態(tài)，中、低水淹層潛力得不到有效釋放。為了解決上述技術(shù)難題，利用高分子聚合物在水相中伸展、在油相中卷縮以及能有效吸附在地層巖石表面成膜的特性，進行了正、負電性聚合物選擇性控水技術(shù)研究，為河南油田特高含水開采期薄夾層層內(nèi)控水和剩余油挖潛找尋到一條新的技術(shù)途徑，對油田控水穩(wěn)油具有重要意義。

1 正、負電性聚合物選擇性控水機理

正、負電性聚合物相對分子質(zhì)量大，親水性強，分子鏈段中氫鍵多，靜電引力和色散力強，其注入地層后優(yōu)先進入含水飽和度高的高滲透層，并通過色散力、氫鍵和靜電引力等多點吸附在高滲層巖石表面形成牢固的吸附膜[4]。交替注入正、負電性聚合物，通過正、負電性聚合物間相互吸附，形成具有親水憎油特性的多層吸附膜[5]，使油井水竄優(yōu)勢通道或高滲層的喉道變窄[6-8]。由于構(gòu)成積累膜層的聚合物分子具有在水相中伸展、在油相中卷縮的特性，當(dāng)水相通過時，多層吸附膜在水相中伸展，降低了水相流度，增加了水相通過的流動阻力。而油相通過時，多層吸附膜被擠壓到喉道的孔壁上，致使油相流動阻力明顯小于水相，進而實現(xiàn)高含水油井選擇性控水效果。

2 實驗方法

2.1 正、負電性聚合物吸附量檢測方法

將一定質(zhì)量濃度的正、負電性聚合物溶液分別與20～30目的砂粒按1∶5的固液比混合，置于具塞三角瓶中攪拌混勻后，置于70℃恒溫水浴內(nèi)持續(xù)振蕩至吸附平衡，取出具塞三角瓶上層清液離心分離，按石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5862-19935《驅(qū)油用丙烯酰胺類聚合物性能測定》方法，檢測離心后溶液中殘余聚合物的質(zhì)量濃度和吸附量。

2.2 水相封堵率與油相封堵率的測定方法

將填砂管連接到填砂管物模實驗裝置，啟動平流泵向填砂管中正向驅(qū)替氯化銨水溶液，泵壓穩(wěn)定后，每隔5 min測1次水相滲透率，至少測5次，取平均值作為填砂管堵前水相滲透率KW1。用煤油替代氯化銨水溶液，重復(fù)上述驅(qū)替過程測填砂管堵前油相滲透率Ko1。向上述測完油相滲透率的填砂管中反向驅(qū)替氯化銨水溶液，泵壓穩(wěn)定后，反向擠注正電性聚合物或負電性聚合物溶液，擠注完后上緊填砂管兩端閥門，70℃水浴恒溫吸附達到吸附平衡，重復(fù)上述Kw1和Ko1測定法，分別測定填砂管堵后水相滲透率KW2和油相滲透率Ko2。再計算堵后水相封堵率和油相封堵率。

3 室內(nèi)優(yōu)選及評價

3.1 正負電性聚合物質(zhì)量濃度的優(yōu)選

實驗按正、負電性聚合物溶液的質(zhì)量濃度分別為 800、1 000、1 500、2 000 mg·L-1進行，測定吸附平衡后溶液中殘余聚合物質(zhì)量濃度和吸附量[9]，實驗結(jié)果見表1。

表1 正負電性聚合物質(zhì)量濃度優(yōu)選實驗數(shù)據(jù)

表1顯示，隨著正、負電性聚合物質(zhì)量濃度的增加，正、負電性聚合物在石英砂表面的吸附量也隨之增大，當(dāng)濃度分別達到1 500、1 000 mg·L-1時，吸附量均趨于穩(wěn)定。故正、負電性聚合物的最佳使用濃度分別為1 500、1 000 mg·L-1為宜。

3.2 正負電性聚合物吸附平衡時間的測定

取正、負電性聚合物溶液的質(zhì)量濃度分別為1 500、1 000 mg·L-1，70℃恒溫水浴內(nèi)持續(xù)振蕩時間分別取2、4、6、8、10 h，測定吸附平衡后溶液中殘余聚合物質(zhì)量濃度和吸附量，實驗結(jié)果見圖1。由圖1可知，隨著持續(xù)振蕩和吸附時間的增加，正、負電性聚合物在石英砂表面的吸附量均呈上升趨勢，在振蕩吸附6、8 h后吸附量不再發(fā)生明顯變化，說明已經(jīng)達到吸附平衡，故正、負電性聚合物吸附平衡時間分別為6、8 h。

圖1 正負電性聚合物濃度吸附量與吸附時間關(guān)系

3.3 注入方式與注入輪次的優(yōu)選

取一支?35 mm×1 000 mm的不銹鋼填砂管，采用先正后負交替注入方式，先注入0.3倍孔隙體積的正電性聚合物，70℃恒溫至吸附平衡后，注地層水至壓力穩(wěn)定，接著注入0.3倍孔隙體積的負電性聚合物，70℃恒溫至吸附平衡后，再注地層水至壓力穩(wěn)定，按2.2方法測定第1輪次注入后填砂管的水相封堵率，重復(fù)上述實驗過程，進行8輪次實驗，并測定各輪次的水相封堵率，結(jié)果見圖2。另取一支?35 mm×1 000 mm的不銹鋼填砂管，采用先負后正交替注入方式，重復(fù)上述實驗過程，結(jié)果見圖2。圖2顯示，隨著注入輪次的增加，先正后負交替注入方式和先負后正交替注入方式的水相封堵率均呈上升趨勢，但在注入輪次相同時，先正后負交替注入方式封堵效果更好，原因是砂巖地層帶負電性，正電性聚合物較負電性聚合物更容易吸附在巖石表面。在先正后負交替注入方式下注入5輪次后，填砂管水相封堵率已達95.8%，此后增加注入輪次封堵率增加趨勢變緩。綜上所述，現(xiàn)場選用先正后負交替注入正、負電性聚合物5輪次為宜。

圖2 正負電性聚合物封堵率與注入輪次關(guān)系

3.4 正負電性聚合物選擇性控水評價實驗

取一支?35 mm×1 000 mm的不銹鋼填砂管，測定其堵前水相滲透率和堵前油相滲透率，然后采用先正后負交替注入方式，分別注入質(zhì)量濃度為1 500、1 000 mg·L-1的正、負電性聚合物各0.3倍孔隙體積，達到吸附平衡后注入地層水至壓力穩(wěn)定，重復(fù)上述實驗過程5輪次，分別測定堵后水相滲透率、油相滲透率及水相封堵率和油相封堵率，結(jié)果見表2。

表2 正負電性聚合物選擇性控水實驗數(shù)據(jù)

表2顯示，交替注入正、負電性聚合物5輪次后，堵后水相封堵率均值高達95.51%，而油相封堵率均值僅為20.70%，砂管水相滲透率和油相滲透均有所降低，水相滲透率降低幅度明顯大于油相，說明正、負電性聚合物具有良好的選擇性控水性能。

4 現(xiàn)場試驗

在河南油田開展正、負電性聚合物選擇性控水現(xiàn)場試驗11井次，措施井平均日產(chǎn)液量由堵前的83.5 m3/d降至47.6 m3/d，平均含水由99.3%降至91.6%，平均日產(chǎn)油由0.6 t/d升至3.7 t/d，增油、降水效果明顯。通過現(xiàn)場試驗，進一步證實正、負電性聚合物對厚油層層內(nèi)水淹井段具有選擇性封堵作用，為河南油田東部老區(qū)稀油油田特高含水開采期厚油層層內(nèi)水淹井控水挖潛及薄夾層高含水井的控水穩(wěn)油提供了新的技術(shù)支持。

4.1 典型井例及效果分析

(1)注入水水淹高含水井——雙淺9井。該井是雙河油田南塊核二段的一口采油井，射孔投產(chǎn)層為H二22層，油層厚度為7.7 m，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油為11.5 t/d，日產(chǎn)水為36 m3/d，含水為75.8%，動液面為613 m，措施前日產(chǎn)油為1.6 t/d，日產(chǎn)水為114.7 m3/d，含水為98.5%，動液面為501 m。油層射孔數(shù)據(jù)及水淹情況見表3。

表3 雙淺9井油層射孔數(shù)據(jù)及水淹情況

該井H二22層控制地質(zhì)儲量為4.65×104t，水淹前累計采油1.238×104t，采出程度較低。分析認為，該井高含水系注入水沿高滲層快速推進所致，強水淹層與弱水淹層有剩余油潛力可挖。為此，采用籠統(tǒng)注入正、負電性聚合物進行選擇性控水試驗，累計交替注入正、負電性聚合物控水劑1 728.9 m3，初始注入壓力為6.5 MPa，最高注入壓力為11.3 MPa，關(guān)井反應(yīng)2 d后按原泵參數(shù)恢復(fù)生產(chǎn)，日產(chǎn)油由控水前的1.6 t/d上升至5.0 t/d，含水由98.5%下降至96.1%，階段增油875.3 t，降水1 211.4 m3，控水增油效果明顯。

(2)邊水水淹高含水井——雙淺6井。該井是雙河油田核二段的一口采油井，射孔投產(chǎn)層為H二22上、H二22中層，油層厚度為10 m，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油為13 t/d，日產(chǎn)水為47 m3/d，含水為78%，動液面為686 m，措施前，H二22層上部強水淹，下部弱水淹，日產(chǎn)油為1.6 t/d，日產(chǎn)水為115.8 m3/d，含水為98.6%，油層射孔數(shù)據(jù)及水淹情況見表4。

表4 雙淺6井油層射孔數(shù)據(jù)及水淹情況

該井H二22上、H二22中層控制石油地質(zhì)儲量為5.80 ×104t，水淹前累計采油 1.966 1 ×104t，采出程度較低。分析認為，該井高含水系邊水沿高滲層快速推進所致，強水淹層與弱水淹層有剩余油潛力可挖，由于各小層間夾層僅為0.4 m，無法采取分層堵水措施。為此，采取籠統(tǒng)注入正、負電性聚合物進行選擇性控水，在不動原井采油生產(chǎn)管柱的情況下，累計注入正、負電性聚合物選擇性控水劑1 177 m3，堵后按原泵參數(shù)恢復(fù)生產(chǎn)，日產(chǎn)油由控水前的1.7 t/d上升至5.0 t/d，含水由98.5%下降至96.1%，累計增油為1 339.5 t，降水為8 621.2 m3，控水增油效果顯著。

4.2 經(jīng)濟效益及應(yīng)用前景分析

該技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用11井次，累計投入原材料及各種施工費用75.1×104元，措施井階段累計增油為5 290.1 t，降水為49 685.6 m3，新增利潤626.2×104元，同時解決了高含水水淹井無法分層控水的技術(shù)難題，取得了較好的經(jīng)濟效益和社會效益。研究表明，油田進入特高含水開發(fā)后期，厚油層層內(nèi)水淹井及薄夾層高含水井的中低水淹層段及水驅(qū)波及不到的部位是剩余油富集的主要區(qū)域，如河南油田東部老區(qū)稀油油田70%以上剩余油主要富集在厚油層內(nèi)夾層厚度為0.8 m以下的中低水淹層段。由于夾層薄和層內(nèi)油、水交互存在，該類井無法進行分層堵水，這部分剩余油難以有效動用。正、負電性聚合物選擇性控水技術(shù)為上述井的控水挖潛提供了一套有效的技術(shù)方法，應(yīng)用前景廣闊。

5 結(jié)論

(1)正、負電性聚合物能在巖石表面吸附形成了多層吸附膜，這種多層吸附膜在水相中伸展，在油相中被壓縮，具有親水憎油特性。

(2)正、負電性聚合物在石英砂表面的吸附量與正、負電性聚合物的質(zhì)量濃度成正比，按先正后負交替注入5輪次后，填砂管水相封堵率高達95.51%，而油相封堵率僅為20.70%，表明正、負電性聚合物具有良好的選擇性控水性能。

(3)現(xiàn)場試驗11井次，有效率100%，施工安全性好，措施成功率高，為河南油田特高含水開采期厚油層層內(nèi)選擇性控水和剩余油挖潛提供了新的技術(shù)方法。

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