渤海水驅(qū)稠油油田定位封竄與強化冷采組合技術(shù)研究

張云寶 劉義剛 黎慧 代磊陽 薛寶慶

摘 ?????要：針對渤海水驅(qū)稠油油田水驅(qū)開發(fā)矛盾突出，進行了定位封堵與強化冷采組合技術(shù)研究。以黏度、分子聚集態(tài)和采收率為評價指標，進行了定位封竄劑和冷采劑的基本性能評價，開展了增油效果實驗研究。結(jié)果表明：定位封竄劑成膠效果受黏土礦物和原油的影響較小，較聚合物凝膠具有整體均勻無孔隙結(jié)構(gòu)的微觀聚集態(tài)，冷采劑黏度低，受黏土礦物影響較小，降黏率97%以上。隨儲層非均質(zhì)性增強和原油黏度的降低，不同注入體系的最終采收率均增大，與單一常規(guī)聚合物凝膠、定位封竄劑、冷采劑體系和“常規(guī)聚合物凝膠+冷采劑”組合技術(shù)作用效果相比，“定位封竄劑+冷采劑”組合技術(shù)增油效果最好，采收率增值最大。

關(guān) ?鍵 ?詞：稠油油田; 定位封竄劑; 冷采劑; 組合技術(shù); 增油效果; 物理模擬

中圖分類號：TE 357 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）04-0746-05

Abstract： In view of problems of water flooding contradictions， the positioning profile control-strengthening cold production combination technology was studied. The properties of positioning channel blocking agent and cold production agent were evaluated using the viscosity， molecular aggregation state and recovery as indicators， and experimental study on oil increasing effect was carried out. The experimental results showed that clay minerals and crude oil had less influence on the gelling effect of the positioning channel blocking agent， and it possessed overall uniform and compact molecular aggregation compared with the conventional polymer gel. Cold production agent had low viscosity， and was less affected by clay minerals， its viscosity reduction rate reached more than 97%. With increase of core heterogeneity and decrease of the crude oil viscosity， the ultimate recovery of different injection system increased. And the “positioning channel blocking agent+ cold production agent” system had the best effect of oil increment and the maximum recovery value among the different injection systems.

Key words： Heavy oilfields; Positioning channel blocking agent; Cold production agent; Combination technology; Oil increment effect; Physical simulation

渤海油田稠油儲量占70%，主要采取水驅(qū)和聚合物驅(qū)開發(fā)方式，開發(fā)初期取得了較好的效果，但隨著油藏開發(fā)的深入，部分井組或區(qū)塊逐漸出現(xiàn)注入水和聚合物竄逸現(xiàn)象，致使階段開發(fā)效果受到影響[1-3]。針對上述問題，本文進行調(diào)堵技術(shù)與強化冷采組合技術(shù)研究。國內(nèi)外針對調(diào)堵體系和相關(guān)技術(shù)進行了大量的研究與應用，自“九五”以來，以凝膠體系為代表的調(diào)剖技術(shù)研究在我國受到了廣泛的關(guān)注[4-6]。

強化冷采技術(shù)使水相增黏、油相降黏，通過定位封堵與強化冷采技術(shù)有效結(jié)合，對于提高稠油油藏階段開發(fā)效果具有重要意義[7]。

1 ?實驗部分

1.1 ?實驗材料與儀器

實驗材料：“速溶”聚合物，相對分子質(zhì)量為2 000×104，有效含量為88%，由勝利油田生產(chǎn);有機鉻交聯(lián)劑，Cr3+有效含量為2.7%，由中海石油天津分公司提供;封竄劑（改性淀粉類），工業(yè)品;頂替劑（改性淀粉類），工業(yè)品;強化冷采劑，工業(yè)品;實驗用水為SZ36-1油田注入水，礦化度9 047.6 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）：Ca2+ 568.9 mg/L、Mg2+ 228.9 mg/L、Na+ 2 551.9 mg/L、HCO3- 190.6 mg/L、Cl- 5 470.7 mg/L、SO42- 36.6 mg/L;實驗用油為模擬油，由SZ36-1原油與煤油按一定比例混合配制而成，65℃時黏度分別為75、175、300、400、540 mPa·s;實驗用黏土中蒙脫土、伊利土和高嶺土比例為3.26%、81.52%和15.22%;實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)層內(nèi)非均質(zhì)巖心，滲透率見表1。

實驗儀器：DV-Ⅱ型布氏黏度儀，美國Brookfield公司生產(chǎn);HitachiS-3400N掃描電鏡，日本東京日立公司生產(chǎn);2PB00C型平流泵，北京星達科技發(fā)展有限公司生產(chǎn);巖心夾持器，液體自動收集裝置，恒溫箱，中間容器，具塞磨口瓶等。

1.2 ?實驗方法

常規(guī)聚合物凝膠（Cr3+/“速溶”聚合物凝膠）中“速溶”聚合物質(zhì)量濃度為4 000 mg/L，聚合物與Cr3+質(zhì)量比（簡稱聚交比）為180：1;定位封竄劑中主劑質(zhì)量濃度為80 000 mg/L、輔劑質(zhì)量濃度為

2 150 mg/L，頂替劑質(zhì)量濃度40 000 mg/L;冷采劑質(zhì)量濃度1000 mg/L;模擬油黏度為175 mPa·s。

1.2.1 ?黏度測試

采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀測試黏度，轉(zhuǎn)速為6 r/min，除特殊說明外測試溫度為65 ℃。

1.2.2 ?分子聚集態(tài)測試

在-70 ℃條件下冷凍升華制樣，樣品噴金，用掃描電鏡選擇典型區(qū)域拍照觀測聚合物分子聚集態(tài)[8]。

1.2.3 ?驅(qū)替實驗

評價措施增油效果采用驅(qū)替實驗裝置，除平流泵和手搖泵外，其他部分均置于油藏溫度65 ℃恒溫箱內(nèi)。具體實驗步驟如下：

①在室溫條件下，巖心需要抽真空飽和地層水，測量孔隙體積和孔隙度;

②在65 ℃條件下，巖心需要飽和模擬油，計算含油飽和度;

③在65 ℃條件下，水驅(qū)至含水率98%，計算水驅(qū)采收率;

④在65 ℃下，注入0.2 PV常規(guī)聚合物凝膠或定位封竄劑，然后相應注入0.1 PV聚合物溶液或頂替段塞，候凝24 h后注入0.64 PV冷采劑，后續(xù)水驅(qū)至含水98%，計算“常規(guī)聚合物凝膠+冷采劑”或“定位封竄劑+冷采劑”組合技術(shù)的采收率。

單一體系采收率增值測定過程中，步驟①、②、③相同，步驟④中注入0.2 PV常規(guī)聚合物凝膠或定位封竄劑，然后相應注入0.1 PV聚合物溶液或頂替段塞，候凝24 h，后續(xù)水驅(qū)至含水98%，計算常規(guī)聚合物凝膠或定位封竄劑單一體系的采收率;注入0.3 PV冷采劑，后續(xù)水驅(qū)至含水98%計算冷采劑的采收率[9]。整個實驗過程注入速度為0.3 mL/min，壓力記錄間隔為30 min。

2 ?結(jié)果與討論

2.1 ?定位封竄劑的成膠性能及其影響因素

2.1.1 ?溫度的影響

在不同的實驗溫度下，測試了定位封竄劑的初始黏度，結(jié)果見表2。由表2可以看出，隨測試溫度升高，定位封竄劑初始黏度呈現(xiàn)“先降后升”變化趨勢。當溫度達到65 ℃時，定位封竄劑交聯(lián)反應速度增大，黏度急劇增加。

2.1.2 ?黏土礦物的影響

定位封竄劑中分別加入5%、10%和15%黏土礦物，混合均勻后裝入具塞磨口瓶內(nèi)，在65 ℃恒溫箱內(nèi)靜置24 h后測試封竄劑黏度，結(jié)果見表3。

2.1.3 ?黏土礦物+原油的影響

定位封竄劑與黏土礦物和原油按“黏土5%+原油5%”、“黏土5%+原油10%”和“黏土10%+原油5%”比例混合均勻，將其保存在具塞磨口瓶內(nèi)，于65 ℃恒溫箱內(nèi)保存24 h后測試封竄劑黏度，結(jié)果見表4。

2.2 ?定位封竄劑的分子聚集態(tài)

將“速溶”聚合物、常規(guī)聚合物凝膠和定位封竄劑稀釋成100 mg/L目的液，冷凍后觀察其微觀結(jié)構(gòu)形態(tài)，結(jié)果見圖1-3[10]。

由圖1和圖2可以看出，“速溶”聚合物大分子呈現(xiàn)局部纏繞分散不均的聚集態(tài)，深部成膠效果下降;常規(guī)聚合物凝膠呈現(xiàn)立體網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，內(nèi)部結(jié)構(gòu)分布不均，作用有效期短。由圖3可以看出定位封竄劑成膠前為小分子鏈，呈現(xiàn)高度均勻分散狀態(tài)，剪切作用對其分子鏈破壞作用較小，使得該體系運移至儲層深部后性能變化很小。定位封竄劑成膠后，呈現(xiàn)整體均勻無孔隙結(jié)構(gòu)聚集態(tài)，作用有效期長。

2.3 ?稠油強化冷采體系的黏度及其影響因素

2.3.1 ?冷采劑質(zhì)量濃度的影響

配制不同質(zhì)量濃度的冷采體系，測試其溶液黏度，結(jié)果見表5。

2.3.2 ?黏土含量的影響

冷采體系中分別加入5%和10%的黏土礦物，混合均勻后裝入具塞磨口瓶內(nèi)，將磨口瓶靜置于65℃恒溫箱內(nèi)24 h后測試冷采體系黏度。結(jié)果見表6。

2.4 ?稠油強化冷采體系對原油的降黏作用

將冷采劑溶液以20%比例與不同黏度模擬原油混合至均勻，保存在具塞磨口瓶內(nèi)，保存在 65 ℃恒溫箱內(nèi)，待24 h后測試乳化液的黏度。結(jié)果見表7。

由表7可以看出，冷采劑的降黏作用明顯，不同黏度的模擬原油加入冷采劑后黏度大幅度下降，降黏率均可達97%以上，最高可達99.37%，表明冷采劑對原油的乳化降黏效果顯著。

2.5 ?不同組合方式增油效果對比

2.5.1 ?儲層非均質(zhì)性的影響

在不同非均質(zhì)巖心上進行常規(guī)聚合物凝膠、定位封竄劑、冷采劑單一體系及其組合技術(shù)的驅(qū)替實驗，結(jié)果見表8。

由表8可以看出，隨儲層非均質(zhì)性增強即巖心高滲透層滲透率增加，單一體系以及“常規(guī)聚合物凝膠+冷采劑”和“定位封竄劑+冷采劑”組合技術(shù)的采收率增值和最終采收率均呈現(xiàn)增大趨勢;與單一的注冷采劑、聚合物凝膠、定位封竄劑相比，兩種組合技術(shù)的采收率增值更大。“方案4”和“方案5”呈現(xiàn)同樣變化規(guī)律。原因在于隨著滲透率級差的增大，單獨注冷采劑時容易進入滲流阻力較低的高滲層，但由于高滲透層剩余油含油飽和度較低，注冷采劑采收率增值較小。巖心高滲層滲透率越大，聚合物凝膠越易進入，采收率增幅越大。

2.5.2 ?原油黏度的影響

采用各小層滲透率（高/中/低）分別為6 000×10-3、2 000×10-3、200×10-3 μm2的非均質(zhì)巖心考察原油黏度對常規(guī)聚合物凝膠、定位封竄劑、冷采劑單一體系以及“常規(guī)聚合物凝膠+冷采劑”和“定位封竄劑+冷采劑”組合技術(shù)增油效果的影響，結(jié)果見表9。

由表9可以看出，隨原油黏度增加，常規(guī)聚合物凝膠、定位封竄劑、冷采劑單一體系以及兩種組合技術(shù)的采收率增值均減小，主要原因是隨著被驅(qū)替相黏度增大，驅(qū)替相與被驅(qū)替相之間流度比增大，最終采收率降低。與單獨注冷采劑、常規(guī)聚合物凝膠和定位封竄劑以及“常規(guī)聚合物凝膠+冷采劑”相比，“定位封竄劑+冷采劑”增幅最大，效果最好。

3 ?結(jié) 論

（1）定位封竄體系具有很強的儲層適應性，原油和粘土礦物對其成膠性能影響很小;微觀分子聚集態(tài)對比表明，定位封竄體系相比常規(guī)聚合物凝膠體系具有更強的抗剪切性，能夠?qū)崿F(xiàn)深部定位成膠，成膠后結(jié)構(gòu)緊密使得后續(xù)流體較難突破。

（2）與單一常規(guī)聚合物凝膠、定位封竄劑、冷采劑體系作用效果相比，兩種組合技術(shù)增油效果較好。當原油黏度和儲層非均質(zhì)性相同時，“定位封竄劑+冷采劑”組合技術(shù)的增油效果優(yōu)于“常規(guī)聚合物凝膠+冷采劑”組合技術(shù)的增油效果，采收率增值更大。

（3）“定位封堵+強化冷采”實現(xiàn)了二次采油與三次采油技術(shù)組合，兼有擴大波及體積和降低原油黏度的雙重功能，為海上非均質(zhì)稠油油田高效開發(fā)提供了新的思路，應用前景廣闊。

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