聚合物凝膠調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)研究與先導(dǎo)性試驗(yàn)

張宇

（遼河油田建設(shè)工程公司,遼寧盤(pán)錦124010）

聚合物凝膠調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)研究與先導(dǎo)性試驗(yàn)

張宇

（遼河油田建設(shè)工程公司,遼寧盤(pán)錦124010）

牛心坨油田為裂縫-孔隙雙重介質(zhì)低孔低滲邊水稠油油藏。針對(duì)下層系水淹、水竄問(wèn)題嚴(yán)重，以往調(diào)堵效果差的問(wèn)題，在查明了調(diào)驅(qū)體系不穩(wěn)定的原因基礎(chǔ)上，開(kāi)展了聚合物凝膠調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)研究，確定了聚合物凝膠調(diào)驅(qū)配方體系：0.2%～0.3%聚合物，0.18%～0.2%交聯(lián)劑，0.03%～0.05%穩(wěn)定劑B。并對(duì)調(diào)驅(qū)體系和施工參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，開(kāi)展了先導(dǎo)性試驗(yàn)，取得了良好的增油降水效果，為低滲裂縫性油藏的注水開(kāi)發(fā)后期提供了新途徑。

聚合物凝膠；調(diào)驅(qū)；提高采收率；牛心坨油田

牛心坨油田位于遼寧省臺(tái)安縣東北15km處，開(kāi)發(fā)目的層為新生界下第三系沙河街組四段牛心坨油層，油藏埋深1500～2200m，平均油層有效厚度41.5m，探明含油面積5.4km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量1328× 104t。經(jīng)過(guò)二十多年的注水開(kāi)發(fā)，區(qū)塊已進(jìn)入中高含水期快速遞減階段，年產(chǎn)油下降1.5～2×104t，綜合含水已達(dá)94%，區(qū)塊采出程度高于46%，油井含水上升速度快等問(wèn)題已成為制約區(qū)塊發(fā)展的主要矛盾。針對(duì)這一情況，2011年在牛心坨油田開(kāi)展了聚合物凝膠調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)研究與試驗(yàn)，并取得了良好的增油降水效果。

1 區(qū)塊概況及存在問(wèn)題

1.1 區(qū)塊概況

牛心坨油田為裂縫-孔隙雙重介質(zhì)低孔低滲邊水稠油油藏。儲(chǔ)層巖性為碎屑巖、含鈣泥質(zhì)砂礫巖及碳酸鹽巖。儲(chǔ)層物性較差，平均孔隙度11.3%，平均滲透率26.7×10-3μm2，物性平面變化大，中部平均滲透率為70.6×10-3μm2，好于北部和東部。動(dòng)用含油面積5.4km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量1328×104t，標(biāo)定采收率21.6%，可采儲(chǔ)量286.7×104t。

牛心坨原油具有“三高”特點(diǎn)，即黏度高、凝固點(diǎn)高、相對(duì)密度高，兼有稠油、高凝油的雙重特性。地層原油黏度76.3mPa·s，地面脫氣原油黏度400～2000mPa·s，凝固點(diǎn)36～40℃，地面脫氣原油密度0.89～0.92g·cm-3。

1.2 區(qū)塊存在問(wèn)題

1.2.1 區(qū)塊注水井組大部井進(jìn)入高含水期2005年以來(lái)牛心坨油層綜合含水已達(dá)77%以上，下層系水淹水竄問(wèn)題十分嚴(yán)重。牛心坨油層共有28口注水井，目前一線井綜合含水在70%以上的注水井有17口，占總注水井的60.7%，其中綜合含水80%以上的注水井有7口，占總注水井?dāng)?shù)的25%。因此實(shí)現(xiàn)下層系穩(wěn)油控水是區(qū)塊高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。

圖1 下層系及合采區(qū)無(wú)因次采油速度、綜合含水變化Fig.1Dimensionless oil recovery rate and integrated water-cut change of lower interval and commingling production area

一，目前主要采取C/O比和硼中子測(cè)井進(jìn)行水淹層段測(cè)試，但這兩種測(cè)試手段對(duì)于低滲透裂縫性稠油油藏符合率低。二是油藏具有厚層塊狀特點(diǎn)，隔層發(fā)育狀況差，加之油層高角度裂縫較發(fā)育，油井采用壓裂投產(chǎn)逐層上返方式開(kāi)采，即使發(fā)現(xiàn)水淹層段，堵水難度大。

1.2.4 常規(guī)調(diào)剖措施效果日益變差牛心坨油田為低孔中低滲裂縫性油藏，壓裂投產(chǎn)井占90%以上，因此受裂縫及原始微裂縫影響，油水關(guān)系復(fù)雜。隨著調(diào)剖輪數(shù)的增加，以及井組采出程度的提高，殘余油零散分布，進(jìn)一步動(dòng)用難度大。近幾年實(shí)施的深部調(diào)剖穩(wěn)油控水效果逐年變差，爭(zhēng)需尋求新的穩(wěn)油控水技術(shù)手段。

2 聚合物凝膠調(diào)驅(qū)體系的研究

1.2.2 水竄通道的存在降低了水驅(qū)效果牛心坨油藏原油粘度高，注水指進(jìn)現(xiàn)象較稀油嚴(yán)重，水驅(qū)效果差；加之牛心坨油層非均質(zhì)性強(qiáng)，注入水對(duì)油層的長(zhǎng)期沖刷，使注水井和生產(chǎn)井之間產(chǎn)生了特高滲透層，大大降低了水驅(qū)油效果。

1.2.3 高含水油井找堵水難度大一是測(cè)試手段單

針對(duì)2010年坨33-35井大劑量化學(xué)調(diào)剖施工過(guò)程中對(duì)化學(xué)調(diào)剖劑進(jìn)行了跟蹤取樣及性能評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)，部分樣品出現(xiàn)成膠強(qiáng)度不高，或成膠4個(gè)月后又發(fā)生水化降解的情況。針對(duì)該情況，采取了提高聚合物濃度、加入除氧劑等措施，但未見(jiàn)到明顯效果。

該問(wèn)題的出現(xiàn)，造成調(diào)剖施工后未達(dá)到預(yù)期效果，并影響到牛心坨油田第二輪調(diào)驅(qū)工作的開(kāi)展。為此，通過(guò)對(duì)各種影響因素的分析實(shí)驗(yàn)，找到主要影響因素，為下一步聚合物凝膠調(diào)驅(qū)配方體系的研究工作提供依據(jù)[1]。

表1 調(diào)剖劑性能影響因素Tab.1Influencing factors of profile control agent

2.1 聚合物調(diào)驅(qū)體系性能影響因素分析

（1）配方體系該井調(diào)剖采用酚醛樹(shù)脂交聯(lián)弱凝膠體系，性能穩(wěn)定可靠。將粘度調(diào)整到2000～3000mPa·s，聚合物濃度1.6‰～2.0‰。施工過(guò)程中，曾將濃度提高到3‰～4‰，交聯(lián)劑濃度提高到4‰，成膠情況有所改善，但未完全解決破膠問(wèn)題。

（2）產(chǎn)品質(zhì)量采用的聚合物為海瀾化工生產(chǎn)，分子量1200～1600萬(wàn)，交聯(lián)劑為酚醛樹(shù)脂，均由化學(xué)工業(yè)公司統(tǒng)一采購(gòu)，經(jīng)檢測(cè)合格。

（3）機(jī)械剪切施工采用堵水調(diào)剖智能泵注系統(tǒng)。該設(shè)備為單柱塞往復(fù)泵，具有通徑大、剪切小的特點(diǎn)。錦16塊化學(xué)驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)曾作了降粘率實(shí)驗(yàn)，調(diào)剖劑體系從配液罐至井底的粘度損失率小于10%，該設(shè)備能夠滿足調(diào)剖施工要求。

（4）攪拌時(shí)間按照施工設(shè)計(jì)要求，注入速度為50m3·d-1，每罐調(diào)剖劑的攪拌時(shí)間在2h以上，滿足均勻攪拌和熟化的要求。

（5）取樣方法調(diào)剖劑配制好后，從配液罐中倒入注入罐中，在注入罐中完成取樣。樣品混合均勻，具有代表性。

（6）水質(zhì)檢測(cè)

①含氧量檢測(cè)：通過(guò)用比色管法現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，顯示配制用水的含氧值均在1～5×10-6正常范圍內(nèi)，不會(huì)對(duì)調(diào)驅(qū)劑產(chǎn)生不利影響。

②礦化度檢測(cè)：檢測(cè)結(jié)果：所取井口配制水、高二聯(lián)處理后污水的總礦化度、鈣鎂鐵離子濃度、pH值均在正常范圍，不會(huì)對(duì)調(diào)驅(qū)劑產(chǎn)生不利影響；所取高二聯(lián)清水的二價(jià)金屬離子濃度較高，與高二聯(lián)污水混合后，隨著清水摻入量的大小，水質(zhì)產(chǎn)生波動(dòng)，從而對(duì)調(diào)驅(qū)體系產(chǎn)生影響，見(jiàn)表2。

表2 水質(zhì)檢測(cè)情況Tab.2Test result of water quality

2.2 聚合物凝膠調(diào)驅(qū)體系研究

通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研究了影響弱凝膠調(diào)驅(qū)劑的因素，主要對(duì)聚合物濃度、交聯(lián)劑濃度、聚合物分子量、封堵效率評(píng)價(jià)、pH值、在目前地層及注水水質(zhì)條件下成膠穩(wěn)定性等因素進(jìn)行了研究與評(píng)價(jià)[2-4]。

2.2.1 聚合物分子量篩選實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，聚合物的分子量越大，凝膠粘度越大，枝鏈分子增加，凝膠彈性增加幅度上升。綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為，聚合物分子量范圍為1200～1600萬(wàn)之間較優(yōu)。2.2.2聚合物濃度優(yōu)化實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，聚合物濃度升高，粘度增加，交聯(lián)時(shí)間縮短。弱凝膠中聚合物的選擇范圍為0.15%～0.3%。

圖2 聚合物分子量與粘度及儲(chǔ)能模量關(guān)系Fig.2Relationship between polymer molecular weight with viscosityand storage modulus

圖3 聚合物濃度與粘度和時(shí)間的關(guān)系Fig.3Relationship between polymer density with viscosity and time

2.2.3 交聯(lián)劑濃度優(yōu)化

從表3中可看出，交聯(lián)劑濃度增加，凝膠的交聯(lián)反應(yīng)速度提高，交聯(lián)時(shí)間縮短。凝膠粘度增加，當(dāng)交聯(lián)劑濃度超過(guò)0.18%時(shí)，凝膠粘度增加幅度變小。綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為，交聯(lián)劑濃度范圍為0.18%～0.2%較佳。

表3 交聯(lián)劑濃度與粘度、時(shí)間的關(guān)系Tab.3Relationship between cross-linking density with viscosity and time

2.2.4 封堵效率評(píng)價(jià)針對(duì)不同濃度體系分別開(kāi)展了多組巖心封堵試驗(yàn)。下圖是不同凝膠體系通過(guò)巖心模型時(shí)封堵效果對(duì)比，試驗(yàn)結(jié)果如圖4所示，封堵效率在90%以上，表明聚合物凝膠體系在巖心中均能起到較好的封堵效果。

圖4 封堵效率評(píng)價(jià)Fig.4Plugging efficiency assessment

2.2.5 溫度影響

表4 調(diào)驅(qū)劑溫度對(duì)成膠效果的影響Tab.4Profile control temperature influence for gelling effect

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，溫度升高，凝膠粘度增加，交聯(lián)反應(yīng)速度提高，交聯(lián)時(shí)間縮短。在50～80℃之間有較好的交聯(lián)效果，與地層溫度一致。

2.2.6 pH值影響

表5 pH值對(duì)調(diào)驅(qū)劑成膠性能的影響Tab.5pH influence of profile control for gelling effect

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，pH值≥9或≤5時(shí)，出現(xiàn)破膠現(xiàn)象，pH值小于4時(shí)，體系不成膠，pH值在6～8范圍內(nèi)，能夠形成穩(wěn)定的弱凝膠。

2.2.7 礦化度對(duì)于網(wǎng)狀交聯(lián)的聚合物凝膠，礦化度要求低于6000mg·L-1，否則需要抗鹽型聚合物。牛心坨地層水屬于NaHCO3型，目前采出水總礦化度4523mg·L-1，牛心坨注水為高二聯(lián)處理后的污水+清水，經(jīng)過(guò)多次檢測(cè)，總礦度僅為4362.1～4961.2mg·L-1，地層采出水和注入水礦化度均低于弱凝膠對(duì)礦化度的要求。

2.2.8 穩(wěn)定劑穩(wěn)定劑A加入后雖能起到一定的穩(wěn)定效果，但45d后膠體出現(xiàn)降解；穩(wěn)定劑B加入濃度達(dá)0.03%以上時(shí)膠體穩(wěn)定性可達(dá)3個(gè)以上。

表6 穩(wěn)定劑濃度對(duì)成膠性能的影響Tab.6Influence of stabilizer density for gelling effect

綜合以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果，確定聚合物凝膠調(diào)驅(qū)配方體系為：（0.2～0.3）%聚合物＋（0.18～0.2）%交聯(lián)劑+（0.03～0.05）%穩(wěn)定劑B。

3 聚合物凝膠調(diào)驅(qū)方案設(shè)計(jì)

3.1 調(diào)驅(qū)配方體系及施工參數(shù)

（1）聚合物：陰離子聚丙烯酰胺，分子量1200～1600萬(wàn)，水解度22%～26%，使用濃度0.2%～0.3%，凝膠時(shí)間1～3d，粘度3000～10000mPa·s。

（2）交聯(lián)劑：酚醛樹(shù)脂類，濃度0.18%～0.2%。

（3）穩(wěn)定劑B：0.03%～0.05%。

（4）pH值：體系pH值6.0～8.0范圍內(nèi)。

采用段塞式施工，分主體段塞+后置段塞進(jìn)行，主體段塞聚合物使用濃度0.20%～0.25%，酚醛樹(shù)脂類，濃度0.18%～0.2%，處理半徑為22m，后置段塞聚合物使用濃度0.25%～0.3%，酚醛樹(shù)脂類，濃度0.18%～0.2%。

3.2 施工工藝及參數(shù)

施工工藝采用現(xiàn)場(chǎng)配制，利用高性能的地面智能注入系統(tǒng)連續(xù)注入方式，改變了以往只能用罐車來(lái)回拉運(yùn)調(diào)驅(qū)劑、泵車注藥的施工方式，解決了排量不能控制、壓力不能自動(dòng)記錄、對(duì)調(diào)驅(qū)劑剪切大，施工復(fù)雜等系列問(wèn)題。

（1）施工壓力：牛心坨油田注水干線壓力為19～20MPa，低于地層破裂壓力（牛心坨油田最低破裂壓力為25MPa），根據(jù)牛心坨歷年調(diào)剖調(diào)驅(qū)經(jīng)驗(yàn)，施工聚合物凝膠調(diào)驅(qū)壓力確定為小于15MPa。

（2）處理半徑：依據(jù)低滲油藏調(diào)驅(qū)經(jīng)驗(yàn)[5]，處理半徑近似于井距的1/10～1/8時(shí)，措施有效期長(zhǎng)，單井組增產(chǎn)量高。牛心坨油田井距為210m，因此，處理半徑為20～25m之間。

（3）注入速度：調(diào)驅(qū)擠注排量太大，會(huì)污染低滲層，但擠注排量過(guò)小，則調(diào)驅(qū)劑會(huì)沿高滲層主水淹通道進(jìn)入地層，僅對(duì)主水淹通道產(chǎn)生封堵，無(wú)法起到擴(kuò)大后續(xù)注水波及系數(shù)的作用。按調(diào)驅(qū)施工經(jīng)驗(yàn)，以接近日常注水2倍左右的施工排量為最佳。

（4）注入管柱：牛心坨油層儲(chǔ)層縱向上發(fā)育7個(gè)砂巖組，即N1-N7，本次調(diào)驅(qū)T3335主力目的層為N3-5，井深為1724.4～1837m，厚度81.9m，8層。因牛心坨油層隔夾層不發(fā)育，無(wú)卡封位置，因此需采用籠統(tǒng)注水管柱進(jìn)行施工。

在施工過(guò)程中，調(diào)驅(qū)劑會(huì)受到管柱、炮眼、地層的剪切，為避免地層剪切影響，所以由井口到地層這一過(guò)程應(yīng)盡量減少縮徑或變徑，同時(shí)應(yīng)盡量保證油管和工具內(nèi)壁的光滑。施工管柱采用φ73mm防腐油管,下帶φ100mm喇叭口。

4 現(xiàn)場(chǎng)施工情況及效果

4.1 施工情況

坨33～35共計(jì)施工43d，設(shè)計(jì)注入調(diào)剖劑5100m3，目前注入調(diào)剖劑3138m3，目前排量3.5m·3min-1，施工壓力12 MPa左右。

圖5 坨33-35化學(xué)調(diào)驅(qū)施工曲線Fig.5Chemical profile control construction curv

為防止施工壓力上升過(guò)快，施工前一個(gè)星期采用小排量試注，排量在2m3·min-1左右，壓力由開(kāi)泵的7MPa呈穩(wěn)定緩慢上升到11MPa后，排量調(diào)至3.5m3·min-1左右，壓力在由11MPa逐漸緩慢上升到12MPa，近期壓力穩(wěn)定在12MPa左右，該井的施工壓力上升情況基本符合弱凝膠調(diào)驅(qū)壓力上升的規(guī)律。

4.2 措施效果

（1）注水壓力變化坨33～35井組調(diào)剖前注水量為53.5m3，調(diào)剖后平均注水量52.5m3，在措施前后注入量基本不變的情況下，注入壓力平均提高了2～3MPa，說(shuō)明高滲透層得到了有效控制，原來(lái)吸水量很低甚至不吸水的層段開(kāi)始吸水。

（2）增油降水效果截止調(diào)驅(qū)結(jié)束，坨3335一線井組日增油3.8t，綜合含水下降5.4%，累計(jì)增油10237.1t，取得了良好的增油降水效果。

5 結(jié)論

（1）通過(guò)多方研究及大量室內(nèi)試驗(yàn)檢測(cè)，確定了調(diào)驅(qū)體系不穩(wěn)定的原因是：高二聯(lián)清水的二價(jià)金屬離子濃度較高，與高二聯(lián)污水混合后，隨著清水摻入量的大小，水質(zhì)產(chǎn)生波動(dòng)，從而對(duì)調(diào)驅(qū)體系產(chǎn)生影響。

（2）篩選出了適合牛心坨油田聚合物凝膠調(diào)驅(qū)體系，有效解決了水質(zhì)變化帶來(lái)的調(diào)驅(qū)劑成膠不穩(wěn)問(wèn)題，同時(shí)對(duì)原有調(diào)驅(qū)體系和施工參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，具有配制簡(jiǎn)單，施工方便，可泵性好，成膠后體系穩(wěn)定，不易破膠等優(yōu)點(diǎn)。

（3）聚合物凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)在牛心坨油田先導(dǎo)性試驗(yàn)應(yīng)用效果良好，平均日增油3.8t，綜合含水下降5.4%，累計(jì)增油10237.1t，取得了良好的增油降水效果，為低滲裂縫性油藏的注水后期開(kāi)發(fā)提供了新途徑，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和應(yīng)用前景。

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［3］劉慶旺,范振中,王德金,等.弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)［M］.北京:石油工業(yè)出版社,2003.

［4］唐孝芬.吳奇.劉戈輝,等.區(qū)塊整體弱凝膠調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)及效果［J］.石油學(xué)報(bào)，2003，24（4）:58-61.

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Study and pilot test of polymer gel profile control technique for enhanced oil recovery

ZHANG Yu
（Liaohe Oilfield Company,Panjin 124010,China）

Niuxintuo oil field is crack-pore double media low porosity and low permeability side water heavy oil reservoir.Aiming at the problem of the serious watered out and water channeling problem of lower interval,and past poor adjustable blocking effect,after identifying the instability reason of polymer flooding，study of polymer gel profile control technique for enhanced oil recovery has been carried out,polymer gel flooding formula system has been determined:0.2%～0.3%polymer:0.18%～0.2%cross-linking agent,0.03%～0.05%stabilizer B.The pilot test has been implemented based on the optimization of flooding formula system and construction parameters,achieved good stimulation and dewatering effect,and provided new way for water injection development later stage of low permeability fractured reservoir.

polymer gel;profile control;enhanced oil recovery;Niuxintuo oil field

TE39

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170839

2017-03-24

張宇（1982-），男,工程師,本科，遼寧石油化工大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè),遼河油田建設(shè)工程公司,從事油田地面建設(shè)工作。