高溫高鹽油藏增黏型聚合物驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)——以衛(wèi)58塊為例

董炳陽

（中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南濮陽 457000）

化學(xué)驅(qū)油技術(shù)是目前最有效的三次采油技術(shù)之一，技術(shù)類型以聚合物驅(qū)和復(fù)合驅(qū)為主[1–2]，聚合物驅(qū)在大慶油田和勝利油田得到了工業(yè)化推廣應(yīng)用[3–5]。部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）具有水溶性良好、原料易得和成本低廉等特點(diǎn)，成為應(yīng)用最廣泛的三次采油用聚合物[6]。但隨著三次采油轉(zhuǎn)向高溫高鹽油藏，現(xiàn)有的HPAM已難以滿足應(yīng)用要求，目前國際上針對(duì)高溫高鹽油藏有可控自由基聚合物和溫敏鹽敏型聚合物兩個(gè)新的發(fā)展方向[7–8]，其中，溫敏鹽敏型聚合物可適應(yīng)更寬的溫度和礦化度范圍。國內(nèi)關(guān)于高溫高鹽油藏聚合物驅(qū)研究較多，但主要集中在聚合物分子的耐溫抗鹽改性、交聯(lián)聚合物、疏水締合聚合物等方面[9–13]，而對(duì)于利用油藏的高溫高鹽特性，將其對(duì)聚合物的副作用轉(zhuǎn)化為正作用，通過增加聚合物溶液黏度的溫敏鹽敏型聚合物體系，以此用于高溫高鹽油藏提高采收率的研究在國內(nèi)外文獻(xiàn)中鮮有報(bào)道。

中原油田東濮老區(qū)各油藏大都具有30多年的注水開發(fā)歷程，目前整體處于高含水、高采出程度、接近水驅(qū)廢棄油藏邊緣階段，并且其“三高”（高溫、高鹽、高鈣鎂離子）特點(diǎn)限制了化學(xué)驅(qū)技術(shù)的發(fā)展，急需一種新的驅(qū)動(dòng)方法提高開發(fā)效果。本文以衛(wèi)58塊高溫高鹽油藏為例，開展增黏型聚合物驅(qū)油研究，為中原油田高溫高鹽油藏水驅(qū)后的高效開發(fā)提供技術(shù)支持。

1 油藏儲(chǔ)層物性

衛(wèi)58塊油藏是中原油田淺層中滲普通稠油油藏的典型代表，油藏埋深1 537～1 648 m，滲透率318×10–3μm2，地層水礦化度12.5×104mg/L，地層溫度70 ℃，地下原油黏度40.6 mPa·s，地質(zhì)儲(chǔ)量261×104t，標(biāo)定采收率24.9%，該區(qū)塊自試注以來，經(jīng)過注采井網(wǎng)完善、井網(wǎng)加密調(diào)整、常規(guī)調(diào)剖以及周期注水、井網(wǎng)損壞油水井利用率下降等階段后，水流優(yōu)勢(shì)通道基本形成，水動(dòng)力滯留區(qū)相對(duì)固定，采出程度已接近水驅(qū)采收率，常規(guī)方法已很難大幅度提高采出程度。目前采油速度0.32%，采出程度22.59%，綜合含水96.09%，自然遞減10.74%，綜合遞減5.08%，已達(dá)水驅(qū)廢棄油藏邊緣。

2 增黏型聚合物性能

2.1 實(shí)驗(yàn)儀器及材料

實(shí)驗(yàn)儀器：Brookfield DV–Ⅲ黏度計(jì)（ULA轉(zhuǎn)子，6 rpm）、干燥箱、物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置（揚(yáng)州華寶石油儀器有限公司）。

實(shí)驗(yàn)材料：增黏型聚合物（工業(yè)品）、實(shí)驗(yàn)用水均為油田模擬水。

2.2 溶解性

參考衛(wèi)58塊現(xiàn)場(chǎng)水水質(zhì)分析資料，用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為99.5%NaCl、CaCl2、MgCl2溶液配制成礦化度為12.5×104mg/L的模擬水，過濾后存放于密閉容器內(nèi)。將增黏型聚合物干粉溶解在該模擬水中，配制濃度為2 000 mg/L的聚合物溶液，觀察增黏型聚合物的溶解性。在室溫條件下，于攪拌的模擬水旋渦中慢慢加入增黏型聚合物干粉，攪拌3 h，再靜置24 h后，發(fā)現(xiàn)該聚合物溶液溶解均勻。從室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方面驗(yàn)證了增黏型聚合物在污水中具有較好的溶解性，為此在先導(dǎo)試驗(yàn)中可用高礦化度水直接配制，以節(jié)約開發(fā)成本。

2.3 穩(wěn)定性

將增黏型聚合物干粉分別溶解在礦化度為7.0×104mg/L和12.5×104mg/L的模擬水中，配制成濃度為2 000 mg/L的溶液，取出部分溶液先測(cè)其初始黏度，然后將剩余的溶液分別注入12個(gè)50 mL安培瓶中，抽真空、除氧后封口，定期取出，測(cè)定樣品在70 ℃下的黏度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，老化180 d后，在70 ℃條件下，礦化度為12.5×104mg/L增黏型聚合物溶液黏度保持率與礦化度為7.0×104mg/L增黏型聚合物溶液黏度保持率都高于70.0%，說明增黏型聚合物熱穩(wěn)定性較好（表1）。

表1 增黏型聚合物在不同條件下的熱穩(wěn)定性

2.4 黏濃性

聚合物溶液黏濃性通過黏濃曲線來表征，模擬地層條件下（礦化度12.5×104mg/L）不同濃度的增黏型聚合物溶液的黏度（圖1）。從圖中可以看出，在溫度30 ℃和90 ℃下，增黏型聚合物溶液黏度都隨著溶液濃度的升高而增大，且在90 ℃條件下，濃度為2 000 mg/L的聚合物溶液黏度已達(dá)到36.6 mPa·s。因此，增黏型聚合物具有良好的黏濃性。

圖1 礦化度為12.5×104 mg/L下增黏型聚合物溶液黏度–濃度關(guān)系

2.5 黏溫性

目前油藏采出水礦化度為12.5×104mg/L，因此選擇在礦化度為12.5×104mg/L的鹽水中分別配制濃度為2 000，3 000，4 000 mg/L增黏型聚合物溶液。重點(diǎn)分析了溫度為30～90 ℃條件下不同濃度的增黏型聚合物黏度變化情況（圖2）。從圖中可以看出，在30～80 ℃時(shí)，3種溶液的黏度都隨著溫度的增加而增大，呈現(xiàn)出良好的溫增黏特性；而當(dāng)溫度大于80 ℃后，增黏趨勢(shì)減緩甚至減退。研究區(qū)塊油藏溫度為70 ℃，因此，增黏型聚合物能夠滿足需求。

圖2 礦化度為12.5×104 mg/L增黏型聚合物溶液不同濃度下黏度–溫度關(guān)系

2.6 鹽敏性

實(shí)驗(yàn)研究了濃度為2 000 mg/L的增黏型聚合物溶液在礦化度分別為5.0×104，7.0×104，9.0×104，12.5×104mg/L的水中黏度隨溫度的變化情況（圖3）。從圖中可以看出，增黏型聚合物溶液黏度隨溫度的升高而增大；另外在相同溫度下，增黏型聚合物溶液黏度也隨礦化度的升高而增大，呈現(xiàn)出鹽增黏特性，增黏型聚合物在礦化度為12.5×104mg/L條件，黏溫曲線出現(xiàn)“黏度平臺(tái)”，黏度平臺(tái)的出現(xiàn)意味著增黏型聚合物在高溫條件下黏度能保持在較高水平，滿足中原油田的高溫油藏條件。

圖3 濃度為2 000 mg/L增黏型聚合物溶液鹽敏關(guān)系

增黏型聚合物在低濃度區(qū)增黏性較差，但是當(dāng)濃度超過起始低濃度區(qū)后，隨著濃度的增加，黏度也會(huì)增大；當(dāng)超過締合濃度后，增黏型聚合物黏度隨濃度增加的幅度更加明顯。分析研究了礦化度為12.5×104mg/L增黏型聚合物溶液在不同溫度下締合濃度的變化情況（圖4）。從圖中可以看出，當(dāng)濃度達(dá)到500 mg/L時(shí)，增黏型聚合物溶液開始出現(xiàn)締合濃度；當(dāng)濃度超過締合濃度后，分子鏈上的締合基團(tuán)使增黏型聚合物溶液內(nèi)形成了具有一定黏度的締合網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，這些網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)使其表觀黏度快速增加。增黏型聚合物的最小締合濃度隨著溫度和礦化度的變化而變化，在相同礦化度條件下，溫度升高，最小締合濃度減小。

圖4 礦化度為12.5×104 mg/L增黏型聚合物不同溫度下締合濃度

通常聚合物溶液的黏度隨礦化度的增加而降低，這主要是由于地層水中陽離子比水分子的親電性更強(qiáng)，陽離子能優(yōu)先取代水分子，與聚合物分子鏈上的羧基形成電子對(duì)，導(dǎo)致高分子鏈上的負(fù)電荷被屏蔽，從而使高分子聚合物線團(tuán)間的靜電斥力減弱，溶液中的聚合物分子也由之前的伸展?fàn)顟B(tài)逐漸變成卷曲狀態(tài)。分子有效體積的減小和分子線團(tuán)的緊密造成了聚合物溶液黏度下降，但是，增黏型聚合物由于加入了溫敏鹽敏基團(tuán)，聚合物分子間隨溫度的升高而發(fā)生熱誘導(dǎo)締合和鹽誘導(dǎo)締合，從宏觀上表現(xiàn)為黏度隨溫度和礦化度的升高而升高的特性。

2.7 注入性

選擇滲透率為300×10–3μm2的天然巖心開展注入性實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如圖5所示。從圖5a中可以看出，對(duì)于濃度為2 000 mg/L的增黏型聚合物溶液，分別采用30，60，120，300，600，1 200 mL/h的注入速度將其注入巖心，發(fā)現(xiàn)其注入壓力均不超過0.25 MPa，表明增黏型聚合物在不同注入速度下均保持良好的注入性。從圖5b中可以看出，分別將濃度為500，1 000，1 500，2 000 mg/L的增黏型聚合物溶液注入巖心，其注入壓力均不超過0.45 MPa，這表明不同濃度的增黏型聚合物溶液均具有良好的注入性。

圖5 增黏型聚合物在不同濃度及注入速度下的注入壓力隨注入倍數(shù)的變化

3 物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

驅(qū)油實(shí)驗(yàn)主要是使用驅(qū)替儀模擬衛(wèi)58塊地層高溫高壓條件，開展增黏型聚合物驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)，來評(píng)價(jià)增黏型聚合物開發(fā)效果。實(shí)驗(yàn)溫度70 ℃，原油黏度40 mPa·s，利用人造巖心模型在飽和模擬水后，再用模擬油飽和，老化24 h，然后進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。首先水驅(qū)至采出液含水達(dá)95.0%以上，再轉(zhuǎn)注0.50 PV增黏型聚合物溶液，最后轉(zhuǎn)水驅(qū)至采出液含水達(dá)98.0%以上，結(jié)束實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2所示。從表中可以看出，隨著增黏型聚合物溶液濃度的增加，聚合物驅(qū)提高采收率的幅度有所增加，在增黏型聚合物溶液濃度相同條件下，礦化度增大會(huì)導(dǎo)致聚合物溶液黏度增大，從而提高驅(qū)油效率。

表2 增黏型聚合物驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

礦化度為12.5×104mg/L的不同濃度的聚合物驅(qū)驅(qū)油效果如圖6所示，從圖中可以看出，注入0.45 PV濃度為1 000 mg/L增黏型聚合物溶液，聚合物驅(qū)含水下降6.0%，采收率提高7.0%，這說明在低濃度區(qū)域也具有一定的驅(qū)油能力，可降低現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)風(fēng)險(xiǎn)；水驅(qū)1.75 PV后，注入0.50 PV濃度為2 000 mg/L增黏型聚合物溶液，含水下降25.0%，采收率提高13.0%；水驅(qū)1.85 PV后，注入0.50 PV濃度為3 000 mg/L增黏型聚合物溶液，含水下降27.0%，采收率提高15.0%，可形成油墻，這說明增黏型聚合物具有一定的提高驅(qū)油效率性能。

圖6 不同濃度下增黏型聚合物驅(qū)油采收率/含水率隨注入倍數(shù)關(guān)系

綜合考慮增黏型聚合物成本及驅(qū)油實(shí)驗(yàn)效果，認(rèn)為采用濃度為2 000 mg/L的聚合物溶液作為衛(wèi)58塊驅(qū)油劑比較合適。因此，進(jìn)一步對(duì)其進(jìn)行了非均質(zhì)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，以驗(yàn)證其驅(qū)油效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在礦化度為12.5×104mg/L、溫度為70 ℃油藏條件下，水驅(qū)1.82 PV后，注入0.45 PV濃度為2 000 mg/L增黏型聚合物溶液，含水下降15.3%，采收率提高18.3%，說明該濃度的增黏性聚合物具有較好的驅(qū)油效果。

綜上所述，在衛(wèi)58塊油藏條件下（礦化度12.5×104mg/L、溫度70 ℃），增黏型聚合物顯示出良好的溶解性、增黏性、穩(wěn)定性、注入性及較高的驅(qū)油效率，為開展該區(qū)塊增黏型聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)提供了數(shù)據(jù)支撐。

4 結(jié)論

（1）增黏型聚合物具有良好的黏溫性，其黏度具有隨溫度升高而升高、隨礦化度升高而升高的特性，同時(shí)還具有較好的溶解性和穩(wěn)定性，可采用高礦化度注入水直接配制，且高溫老化180 d后，黏度保持率為70%以上。

（2）天然巖心注入性實(shí)驗(yàn)表明，增黏型聚合物在不同注入速度下均保持良好的注入性，不同濃度的增黏型聚合物溶液也均具有良好的注入性。

（3）優(yōu)選濃度為2 000 mg/L的聚合物溶液作為衛(wèi)58塊驅(qū)油劑，水驅(qū)1.82 PV后，注入0.45 PV濃度2 000 mg/L增黏型聚合物溶液，含水率下降15.3%，采收率提高18.3%，增黏性聚合物具有較好的驅(qū)油效果。