耐温耐盐调驱体系NHTP的评价及应用

马占旗，黄强强

中海油能源发展工程技术分公司非常规技术研究所 (天津 塘沽 300280)

耐温耐盐调驱体系NHTP的评价及应用

马占旗，黄强强

中海油能源发展工程技术分公司非常规技术研究所 (天津 塘沽 300280)

介绍了一种新的耐温调驱剂体系NHTP，并对该耐温调驱剂的调驱性能进行了评价。评价结果表明，该调驱体系在130℃以下、矿化度小于100 000mg/L环境中具有稳定的成胶性能，成胶时间介于8～15 h之间，成胶强度大于21 000mPa·s。5口井现场试验结果表明NHTP对中高低渗及大孔道油藏均具有良好的堵塞性，在高温油藏调驱领域具有良好的应用前景。

高温油藏;调驱性能;聚合物;NHTP

中海油大港南部的小集、舍女寺、段六拨等油田，由于埋藏深，地层渗透率低，温度高(115℃左右)，地层水矿化度在(2.3～3.2)×104mg/L。高温、地层水高矿化度降低了聚合物凝胶稳定性，缩短调剖剂有效期。因此，加深耐温抗盐聚合物的基础研究、提高聚合物凝胶对高温高盐油藏的适应性是目前聚合物调驱所面临的主要任务。在聚丙烯酰胺合成过程中，加入耐温抗盐单体TMP，可提高聚合物热稳定性［1-5］，因此，拟采用AM与TMP单体、交联剂及矿物质研制耐温耐盐调驱剂体系NHTP。

1 室内实验

1.1 调驱剂体系NHTP制备

AM与TMP单体质量百分数约为10%～20%，引发剂质量百分数在0.03%～0.05%之间，反应温度控制在30～40℃，在中性或偏酸性介质中体系转化率较高［1-2］。130℃左右选用AM、TMP配比为60:40的耐温较好［3］，交联剂从成本及调驱施工的实际考虑选用有机酸A，聚合物加入矿物质PRT耐温性能和黏度保留率都有所提高［4］。

1.2 评价实验

模拟油层条件，对调剖剂的成胶性能、耐盐性能和封堵性能进行综合评价。

成胶实验:分别配置质量百分数为0.1%、0.3%、 0.5%聚合物溶液，质量百分数为0.1%、0.2%、0.3%交联剂有机酸A溶液，养护温度为100℃做成胶试验［5］，考察调驱剂的成胶时间、成胶强度。

耐盐实验:配置质量百分数为10%的NaCl溶液，将NaCl溶液倒入已成胶的NHTP耐温耐盐调驱剂中，放置在100℃下养护［5］，考察NHTP耐温耐盐调驱剂胶体形态、强度变化。

封堵实验:分别制作5根岩心，模拟高、中、低渗油藏，岩心先用地层水饱和，用原油驱替至束缚水状态，再用水驱至残余油状态，测岩心原始水相渗透率，然后注入调驱剂，在130℃下养护3天后测其封堵率，以后每隔20天取出，测岩心封堵率［5］，考察调驱剂封堵性能。

1.3 实验结果及分析

成胶试验结果 (表1)表明耐温聚合物用量为0.3%～0.5%，交联剂用量 0.2%～0.3%，所形成的调驱剂体系的成胶时间8～15h和成胶强度21 000 mPa·s可以满足调驱措施要求。

耐盐试验结果(表2)表明高浓度盐水对胶体状态无大的影响，60天后未发生水解破胶现象，表明该耐温调驱体系耐盐性能较好。

封堵试验结果见表3。该耐温调驱剂对中、低渗油藏具有良好的堵塞性;对于高渗透或大孔道油藏应采用耐温调驱剂+矿物质PRT的施工工艺，以提高封堵强度。

表1 NHTP耐温耐盐调驱剂体系成胶性能评价实验

2 现场实验

采用NHTP体系进行了大港南部ZQZ区块中高低渗油藏的5口井的调驱实验，均取得了较好的措施效果，施工成功率100%，措施有效率92%。其中注水井Q24-9调驱有效期已到4年。

Q24-9井注水层位为Es3的18-20号层，3个层的渗透率介于 (39.9～72.9)×10-3μm2，油层温度为120℃，属高温中低渗裂缝型油藏(双重介质裂缝、孔隙)。该水井对应Q24-5和Q24c 2口生产井，与Q24-5井之间水窜严重，注入示踪迹3天到达该井，采用耐高温调驱NHTP体系对该井进行调驱，注入耐温调驱剂1 000m3。措施前水井油压14.1MPa，日注水量30m3;调驱措施后，油压升至19.2MPa，日注水量26m3。对应油井Q24c井日产油量由措施前的7.61t上升至措施后的10.2t，截止到目前日产油量仍为7.81t，有效期达到4年。

3 结论

1)NHTP体系是由 0.3%～0.5%耐温聚合物、0.2%～0.3%有机酸性A交联剂及矿物质1%PRT组成。

2)NHTP体系在 130℃以下、矿化度小于100 000mg/L环境中具有稳定的成胶性能，成胶时间介于8～15h之间，成胶强度大于21 000mPa·s

3)经过5口井现场试验证明:NHTP耐温调驱剂体系具有良好的耐温耐盐性，对中高低渗油藏及大孔道均具有良好的堵塞性，在高温油藏调驱领域具有良好的应用前景。

表2 矿化度对成胶性能的影响

表3 岩心封堵率试验

［1］Lookhart.et.al.Gellable Agent Compositions and Its Use In-Enhanced［P］.OilRecovery.U.S.Patent 5 143 958.Sep 1st，1992.

［2］Hutchins，R.and Dovan，H.Field app lications of high temperature organic gels forwater control［J］.SPE 35 444，1996.

［3］Matre，b.Gel systems for high temperature reservoirs［J］.SPE 29 013［Z］，1995.

［4］Kvanvik.B.A.et al.An evaluation of stable gel systems for deep injector treatments and high temperature producer treatments［J］.SPE 35 446，1996.

［5］Albonico，P.and Lockhart，T，Divalent ion-resistant polymer gels for high temperature app lications：syneresis inhibiting additives［J］.SPE 25 220，1993.

A profile control oil displacement system NHTP is introduced，and its performance is evaluated.The results show that the system has stable gelling property under lower than 130℃and less than the salinity of 100 000mg/L，gelling time is 8～15h，and gelling viscosity is greater than 21 000mPa·s.The field tests of 5 wells show that NHTP system can effectively block the large pores in heterogeneous reservoirs，and has good high-temperature and high-salinity resistance.

high temperature reservoir;profile control and oil disp lacement performance;polymer;NHTP

立岗

2014-12-24

马占旗(1979-)，男，主要从事油气开采及提高采收率工作。