一種新型的耐溫耐鹽調驅體系室內評價

葉　恒，薛　杰，劉家樂，馮　磊

(1.中國石油天然氣股份有限公司 北京油氣調控中心，北京　100007；2.斯倫貝謝長和油田工程有限公司, 陜西西安　710021；3.中石油煤層氣有限責任公司 忻州分公司，山西 忻州　036600)

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一種新型的耐溫耐鹽調驅體系室內評價

葉恒1，薛杰2，劉家樂1，馮磊3

(1.中國石油天然氣股份有限公司 北京油氣調控中心，北京100007；2.斯倫貝謝長和油田工程有限公司, 陜西西安710021；3.中石油煤層氣有限責任公司 忻州分公司，山西 忻州036600)

摘要：隨著低滲油田開發(fā)比重的增加，常規(guī)的高分子調剖劑常表現(xiàn)出注入能力不佳等缺點，促使小分子調剖劑成為了一個新的堵水調剖發(fā)展方向.此外，在我國的一些油田中，油藏往往表現(xiàn)出高溫高礦化度的特征，要求調剖劑也必須要適應高溫高礦化度的條件.因此，本文對常規(guī)的聚合物調剖體系進行了改良，加入大量的無機鹽小分子,形成了一種新型的調驅體系.通過室內實驗，對該新型的調驅體系的耐溫性、耐鹽性以及熱穩(wěn)定等方面進行了研究和性能評價.評價了該體系不同溫度、不同礦化度和不同時間下該體系的沉淀量的變化情況，證明了該體系在高溫高礦化度下的穩(wěn)定性.隨后進行了巖心實驗,證明了該體系良好的封堵性、耐沖刷性和提采效果.

關鍵詞：耐溫；耐鹽；調驅；提高采收率

0引言

在現(xiàn)今，我國大部分油田已進入了高含水期開發(fā)階段：含水率大部分已超過80%，開采經濟效益顯著降低[1].調剖堵水技術作為二次采油和三次采油中的增產、穩(wěn)產措施早已被人們所認識[2].但是常規(guī)的調剖技術含有較多聚丙烯酰胺[3]，因此具有注入性能不佳、調剖范圍不夠遠和耐溫耐鹽性不佳等缺點，制約了它們在較低滲油藏和高溫高鹽油藏中的應用[4-6].為了克服這些缺點，本文研究了一種新型的調驅體系，它擁有良好的注入性和較遠的調剖距離，并且能夠將調剖和驅油結合起來.為了驗證該體系的實用性，通過室內實驗評價了其耐溫耐鹽性，并通過驅替實驗評價了該體系的封堵性和提高采收率的效果.

1基本原理

由于無機堵劑適合用于高溫高鹽油藏的調剖[7]，因此本文在常規(guī)的聚合物調剖體系中使用無機堵劑進行改良.在調驅體系中以無機鹽類為主，聚合物為輔.無機鹽的主要成分是水玻璃，它價格低廉，來源廣泛[8]，它在高溫高礦化度條件下能夠生成沉淀，進行堵水[9].

該新型的調驅體系的作用機理與常規(guī)的堵塞調驅機理不同.由硅酸鹽交聯(lián)形成的單一中等柔軟網狀結構與共聚物輔劑形成的復雜絡合結構使得該調驅體系具有獨特的雙網絡結構[10].解決了常規(guī)凝膠類調驅無法形成有效封堵的難題[11].

該體系的封堵機理具有沉淀型調驅體系的作用特征，F(xiàn)HNJ-1主劑中的SiO32-易于與水中的H+發(fā)生化學反應形成沉淀，如式(1)所示.此外，該體系又具有聚合物類調驅體系的堵塞特點，絡合結構與圖1相似.因此該體系在地下是綜合多種作用特征的結果.

SiO32-+2H+=H2SiO3↓

(1)

圖1　復雜絡合結構

該體系中，分子力的作用使微粒吸附在地層巖石表面形成凝膠涂層，使高滲透通道的孔隙度減小，因此封堵了高滲水竄通道，使后續(xù)注水能夠流向其他含油飽和度較高的流道，能夠使水驅采收率增加.凝膠涂層還能有效的降低高滲通道的滲流能力,更好的提高了液流轉向的能力.其中的絮凝沉降作用又體現(xiàn)了顆粒沉淀類與聚合物凝膠類調堵劑的封堵機理.此外，該新型調驅體系的分子量比普通的聚合物調驅體系小很多，具有更低的基液粘度(17.5mPa·s).在較低滲透油藏調剖堵水現(xiàn)場施工時，更容易進入地層深部驅替油藏.綜上分析，該體系既能調剖堵水又能驅油，因此稱之為調驅體系[12].圖2為該新型調驅體系.

圖2　新型調驅體系樣品圖

2主要實驗儀器與試劑

(1)實驗儀器：NDJ-79型旋轉粘度計(上海昌吉地質儀器有限公司)；DF-101S集熱式恒溫加熱磁力攪拌器(鞏義市予華儀器有限責任公司)；HSY2-SP恒溫水浴(北京科偉永興儀器有限公司)；多功能巖心流動儀(山東中石大石儀科技有限公司)；電子天平(北京賽多利斯儀器公司)；各種玻璃器具(成都蜀?；瘜W儀器廠).

(2)實驗試劑：硅酸鹽FHNJ-1(分析純，天津市致遠化學試劑有限公司)、PMN(分析純，無錫藍波化學品有限公司)，氫氧化鈉(分析純，天津市致遠化學試劑有限公司)、氯化鈣(分析純，天津市致遠化學試劑有限公司)、氯化鈉(分析純，天津市紅巖化學試劑廠).

該種調驅體系是A、B兩種不同的溶液反應制得，其中A溶液是一種硅酸鹽FHNJ-1(主要成分為水玻璃)和丙烯酰胺與丙烯腈共聚物(PMN)的混合溶液；B溶液是兩種無機鹽氫氧化鈉和氯化鈣的混合溶液.

3耐溫耐鹽性以及熱穩(wěn)定性室內評價

耐溫耐鹽室內評價主要采用靜態(tài)評價法[13].

3.1耐溫性室內評價

通過單因素試驗，確定了最優(yōu)的配方，其中A溶液中主劑FHNJ-1的濃度為4.0%，輔劑PMN的濃度為0.3%；B溶液中兩種無機鹽的濃度均為0.4%，其余為蒸餾水.常溫下，分別在安培瓶中按照比例配制A和B溶液各30mL.隨后將A和B混合.配置方法如下：

(1)對于溶液A，通過濃度分別計算得到主劑、輔劑、水的質量.使用電子天平分別秤取主劑和輔劑的量.使用量筒量取相應量的水，隨后將其加入燒杯中.在投入輔劑PMN前預先高速攪拌蒸餾水，待其形成漩渦時，再將輔劑PMN顆粒均勻地“播撒”在漩渦中，繼續(xù)攪拌至全部溶解后方可靜置.常溫條件下，完全溶解約需2h.隨后加入稱量好的主劑，攪拌均勻.即為溶液A.

(2)對于溶液B，同理計算好氫氧化鈉和氯化鈣的量，用天平秤取試劑的量，用量筒量取對應水量.隨后將量好的水加入燒杯中，并將試劑分別加入燒杯，晃動燒杯，使其均勻混合.即為溶液B.

(3)將B溶液用玻璃棒引流至A溶液，用玻璃棒攪拌使其均勻混合，得到該新型調驅體系.

3.1.1耐溫性評價實驗方法

(1)按照上述濃度配制調驅體系溶液；

(2)溶液的加熱：分別對實驗組進行編號，通過恒溫水浴在不同的溫度條件下(50 ℃、60 ℃、70 ℃、80 ℃、90 ℃、100 ℃)靜置24h；

(3)過濾稱量，記錄沉淀量并分析.

3.1.2耐溫性評價實驗結果與分析

將實驗結果繪制成曲線，如圖3所示.該體系在高溫下觀察到白色的硅酸鹽沉淀.由圖3可知，50 ℃到100 ℃的范圍內，產生的沉淀量整體隨著溫度的增加而緩慢增加.這說明，在100 ℃內，調驅體系不會因為地層溫度的增加而導致沉淀量大幅度減小，從而影響封堵效果.另一方面，觀察發(fā)現(xiàn)各個實驗組在不同的溫度條件下，顏色、形態(tài)無明顯變化.綜上所述，該新型的調驅體系的耐溫性較強，100 ℃以內，不會因為地溫增加而失效.因此，該體系在高溫下，沉淀量較大，具有很好的耐溫性，可以在高溫油藏有效的封堵大孔道，提高注入水的波及體積，最終提高原油采收率.

圖3　不同溫度條件下該調驅體系的沉淀量曲線

3.2耐鹽性室內評價

3.2.1礦化度影響實驗評價方法

(1)配制調驅體系溶液；

(2)配制模擬地層水：在蒸餾水中加入氯化鈉配制不同礦化度的地層水(50 000mg/L、90 000mg/L、100 000mg/L、150 000mg/L)；

(3)將配制好的調驅體系液按照質量比1∶1與模擬地層水混合；

(4)加熱：分別對實驗組進行編號，通過恒溫水浴在不同的溫度條件下(50 ℃、60 ℃、70 ℃、80 ℃、90 ℃、100 ℃)靜置24h；

(5)過濾稱量，記錄沉淀量并分析.

3.2.2礦化度影響實驗評價結果與分析

將實驗結果繪制成曲線，如圖4所示.由圖4可知，在實驗環(huán)境下，一方面，對于給定溫度，隨著礦化度的增加，生成的沉淀量的變化幅度很??；另一方面，當溫度逐漸上升時，沉淀量整體呈增加的趨勢，與之前的結論一致.由此可以得出，礦化度對沉淀量的影響有限，該調驅體系的耐鹽性能較好.

圖4　不同礦化度條件下該調驅體系的沉淀量曲線

3.3熱穩(wěn)定性室內評價

調驅體系存在著失效的問題.在惡劣的地層條件下可能會破壞該調驅體系的化學分子鏈或使沉淀量大幅度減少，破壞提采效果.因次調驅體系的熱穩(wěn)定性值得關注.

3.3.1熱穩(wěn)定性實驗評價方法

(1)試驗配制樣品共計10份；

(2)將10份樣品靜置于90 ℃的恒溫水浴中；

(3)不同的實驗組放置不同的時間，隨后取出并測量對應的沉淀量，記錄分析.

3.3.2熱穩(wěn)定性評價結果與分析

將實驗結果繪制成曲線，如圖5所示.由圖5可以看出，在180天的過程中，該調驅體系所產生的沉淀量整體上呈穩(wěn)定狀態(tài)，變化幅度小，因此該調驅體系在高溫下能夠保持較長時間的穩(wěn)定性，表現(xiàn)出熱穩(wěn)定性較好的特征.

圖5　體系在設定溫度下放置不同時間的沉淀量圖

4調驅體系在多孔介質中的性能評價

為了驗證該調驅體系是否真實有效，使用了多功能巖心流動儀進行巖心實驗(裝置示意圖如圖6所示)，研究該新型調驅體系的封堵性能和提高原油采收率效果.

圖6　巖心驅替裝置示意圖

4.1調驅體系在多孔介質中的封堵性評價

阻力系數(shù)是指相同流速下，堵劑流過巖心的壓差與清水流經同一巖心的壓力差的比值.它是度量凝膠流度控制和降低滲透率能力的重要參數(shù)[14].封堵率是指堵劑封堵前后水相滲透率的差值與該巖心原始水相滲透率的比值，反映了巖心封堵后水相滲透率的降低程度.而突破壓力和耐沖刷性反應了調驅體系的有效時間.因此選擇這些參數(shù)作為評價封堵性的指標.

4.1.1實驗方法

(1)清洗巖心，烘干；

(2)連接抽真空飽和水裝置，巖心抽真空并飽和地層水;

(3)連接驅替裝置，進行單管實驗，溫度設置為90 ℃，用地層水驅替，通過驅替設備采集的各參數(shù)，計算水相滲透率和注入壓差；

(4)利用雙液法，分段塞向巖心中交替注入小分子材料調驅體系中的A和B溶液，調驅體系注入量為1PV；

(5)老化24h；

(6)注水并計算對應的滲透率;

(7)分析實驗結果；

(8)采取同樣的方法對相似的另一巖心用其他的一種硅酸鹽調剖體系做實驗，并對比效果.

實驗所用巖心的基本性質如表1所示.其中：巖心1#為使用新型調驅體系的實驗組，2#為對比組.

表1　巖心基本性質

4.1.2實驗結果與分析

將采集到的數(shù)據(jù)進行計算整理，如表2所示.

表2　封堵性評價記錄表

根據(jù)實驗結果，利用下列公式計算封堵性能.

阻力系數(shù)(Fr)計算公式如下：

Fr=ΔPp/ΔPw

(2)

式(2)中：ΔPp為一定流速下堵劑注入過程中的驅替壓差；ΔPw為相同清水注入過程的流動壓差.

封堵率(E)計算公式如下：

E=(K1-K2)/K1

(3)

式(3)中：K1為注堵水劑前的水相滲透率；K2為注堵水劑后的水相滲透率.

突破壓力梯度(Pm)計算公式如下：

(4)

式(4)中：Pmin為水驅形成突破的最小壓力，L為巖心的長度.

由表3可以看出，該新型調剖體系的阻力系數(shù)為53，封堵率為92.79%，突破壓力梯度為17.28MPa/m，遠優(yōu)于對比組.

表3　封堵性能計算結果

此外，注入調驅體系并后續(xù)水驅突破后，由于水的沖刷，注入地層中的調驅體系會漸漸被沖散，與生產液一起被采出.因此通過后續(xù)對巖心注入大量的水，并測量其注入壓力和滲透率，判斷該調驅體系的耐沖刷能力.結果如表4所示.對于該調驅體系的巖心實驗，后續(xù)注水直至25PV的過程中，沖刷壓力和滲透率仍基本保持恒定，而對比組的滲透率下降很快.因此，該調驅體系耐沖刷能力強.

表4　水突破后壓力梯度記錄表

綜上所述，通過封堵性評價，該調驅體系表現(xiàn)出了良好的封堵性和耐沖刷能力.

4.2調驅體系在多孔介質中的驅油效果評價

4.2.1實驗方法

(1)清洗、烘干并對巖心稱重.抽真空并飽和地層水，求出孔隙度；

(2)80 ℃下注入模擬油樣，驅替至不出水后再繼續(xù)注入1PV模擬油，計算原始含油飽和度；

(3)水驅油，直至含水率為98%，計算驅替效率；

(4)同速注入5PV調驅體系溶液，老化24h，后續(xù)注水至含水率為98%，計算驅替效率增值.

4.2.2實驗結果

對兩塊相似的巖心分別進行單管實驗，巖心幾何性質如表5所示，實驗結果如表6所示.

表5　巖心幾何參數(shù)記錄表

表6　實驗數(shù)據(jù)記錄表

實驗結果說明，在真實巖心中注入該新型調驅體系的驅油實驗，提高驅油效率程度為10%以上，因此該調驅體系有良好的驅油效果.

5結論

(1)創(chuàng)造性地提出并研制新型調驅體系，以小分子材料為主，聚合物為輔.該種調驅體系是A、B兩種不同的溶液反應制得，其中A溶液是一種硅酸鹽(主要成分為水玻璃)和丙烯酰胺與丙烯腈共聚物的混合溶液；B溶液是兩種無機鹽的混合溶液.該體系具有雙網絡結構，能起到調驅的作用.并且該調驅體系所選用的配方試劑便宜、無毒性、實驗室易合成.

(2)從調驅體系的耐溫性、耐鹽性、熱穩(wěn)定性等方面做了室內評價.該體系反應迅速，在溫度為100 ℃和礦化度為150 000mg/L的條件下，該體系性質穩(wěn)定，并且在90 ℃條件下穩(wěn)定時間大于6個月；此外，該體系基液粘度小(17.5mPa·s)，注入性強.

(3)在多孔介質中的封堵性實驗和物理模擬驅油實驗表明了該體系阻力系數(shù)為53，封堵率為92.79%，突破壓力梯度為17.28MPa·m-1，提高驅油效率的程度大于10%.因此該體系具有較好的封堵率和提采效果.

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【責任編輯：蔣亞儒】

Labresearchonanewtemperatureandsaltresistantdisplacementcontrolagent

YEHeng1,XUEJie2,LIUJia-le1,FENGLei3

(1.PetroChinaBeijingOil&GasPipelineControlCentre,Beijing100007，China；2.SCPOilfieldServicesCo.，Ltd.,Xi′an710021,China; 3.PetroChinaCoalbedMethaneCompanyLimitedXinzhouBranchCompany,Xinzhou036600,China)

Abstract:With the increase of the development of low permeability reservoirs, the conventional polymerprofile control agents show many disadvantages such as the unfavorable injectivity,so that the micro molecule system becomes a new tendency to control profiles. Besides,some reservoirs often have the characteristic of high temperature and high salinity,thus the profile control agents should be adaptive to these conditions.According to the conventional polymer control agents,this paper creates a new molecule profile/displacement control agent,by adding amount of inorganic molecules into the profile control agent.And this agent can combine the effect of profile control and oil displacement.According to lab evaluation,this paper studied the temperature and salinity resistance and thermal stability of this agent.The precipitation amount of this agent at the different temperatures,salinities and time spans were analyzed,which demonstrates the agent has relative favorable temperature and salt resistance.And to judge its practical effects of enhanced oil recovery (EOR),plugging ability,and washout resistance,some core experiments were conducted at high temperature and high salinity condition,the result shows satisfactory effects.

Key words:temperature resistance; salinity resistance; profile/displacement control agent; EOR

*收稿日期:2016-04-18

作者簡介:葉恒(1990-)，男，四川瀘州人,助理工程師，研究方向：提高采收率和油藏工程

文章編號：1000-5811(2016)04-0115-05

中圖分類號：TE359

文獻標志碼：A