东河油田深部调驱技术实验研究

袁泽波，安志杰，魏 静，陈小凯，徐海霞，吕孝明

(1. 塔里木油田公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000； 2. 辽河油田公司钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010；3. 新疆科力新技术发展股份有限公司，新疆 克拉玛依 834000)

东河油田深部调驱技术实验研究

袁泽波1，安志杰2，魏 静3，陈小凯2，徐海霞1，吕孝明2

(1. 塔里木油田公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000； 2. 辽河油田公司钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010；3. 新疆科力新技术发展股份有限公司，新疆 克拉玛依 834000)

针对东河油田油藏地层压力高、温度高和地层水矿化度高的特点，选用耐温耐盐聚合物 SD7000研究并优化了适合该油藏的凝胶调驱体系，该体系配方为聚合物0.6%+高温交联剂0.3%+稳定剂0.08%+性能改进剂0.04%。评价了温度、矿化度、pH值三个因素对凝胶体系成胶性能的影响，结果表明：随着温度的升高，成胶时间变短，凝胶粘度先变大后变小；对pH值适用范围广，pH值在8～10时，成胶时间较短，凝胶粘度较大；随着钙离子浓度的增加，成胶时间变短，凝胶粘度基本不变；室内封堵实验表明，该凝胶体系封堵率达98%以上，具有一定的堵水作用。该研究对东河油田进一步提高水驱采收率提供了理论基础和技术支持，具有重要的指导意义。

东河油田；调驱体系；优化；凝胶粘度；封堵性能

近年来，深部调驱技术由于其作用距离远、调驱彻底、有效期长等特点被各大油田作为降水增油的一项重要技术广泛采用，成为各大油田水驱中后期提高采收率和产量接替的重要手段[1-3]。塔里木东河油田油藏为断背斜构造，油层埋深5 700～5 840 m，油层最厚120 m，地层倾角4.5～12°，内部断层断距10～15 m，为块状底水油藏；油藏原始地层压力62.38 MPa，地层温度为140 ℃，地层水矿化度为23 ×104mg·L-1，地层平均孔隙度23.4%，平均渗透率73×10-3μm2，原油粘度5～13 mPa·s，属高温、高盐、高压油藏。目前，预调驱生产井组日产液436.6 t，日产油117.02 t，综合含水73.19%；但是部分受效井存在见水快，产量递减快的问题，急需对该井组注水井进行深部调驱，改善其吸水剖面，提高生产井原油采收率。本文通过一系列室内实验，研制并优化了适合该油藏的凝胶调驱体系。

1 实验部分

1.1 实验仪器

电子分析天平（0.0001 g）、岩心流动试验仪、数显恒温箱、循环水真空泵、Brookfield DVⅢ粘度计、JJ-1型搅拌器、精密压力表、电子pH计、贝雷岩心（Φ2.5 cm×30 cm，渗透率100～500×10-3μm2）、安瓿瓶、酒精喷灯、高压釜等。

1.2 实验材料

抗温耐盐聚合物SD7000（分子量1 200万，水解度 14.5%，固含量 92.35%）、高温交联剂、稳定剂、性能改进剂、亚硫酸钠、油田注入水（矿化度18×104mg·L-1）等。

表1 注入水水质分析Table 1 The analysis of injection water quality

2 实验方法

2.1 成胶时间和粘度测定

采用目视级别法[4]定性测定成胶强度；粘度用Brookfiedl DV-Ⅲ粘度计在转速为6 r/min的条件下测定，数值稳定后，取3次数值得平均值。

2.2 封堵性能评价

将贝雷岩心抽真空饱和注入水，测孔隙体积，水驱稳定后测初始渗透率，注入0.3 PV堵剂，观察并记录注入压力，评价其注入能力；在贝雷岩心中注入一定体积堵剂，侯凝一定时间，用地层水驱替，直至压力稳定不变，计算其封堵率[5,6]。

3 结果与讨论

为进一步提高水驱采收率，在东河油田的油藏条件下，研究了适合该油藏的聚合物凝胶体系，并对影响其性能的各种因素进行了研究。

3.1 凝胶体系基本配方确定

在东河油藏实验条件下，凝胶体系中聚合物、高温交联剂、稳定剂、性能改进剂四种药剂的质量分数采用四因素三水平的正交实验来确定其质量最佳组合。决定实验所用的四因素三水平和测定结果见表2和表3。

表2 正交实验表Table 2 Orthogonal experiment table

表3 凝胶体系配方确定Table 3 The determination formula of gel system

续表

从表3可以看出，当凝胶体系中聚合物0.6%，高温交联剂0.3%，稳定剂0.08%，性能改进剂0.04%时，达到的胶体粘度较高，从级差的大小来看，聚合物质量浓度的大小，对凝胶体系的粘度影响较大。

3.2 温度对凝胶体系的影响

用注入水按照凝胶配方配制凝胶体系，通过改变成胶环境温度，来评价温度对凝胶体系粘度和成胶时间的影响，实验结果见表4和图1。

表4 温度对凝胶体系的影响Table 4 The effect of temperature on gel system

图1 温度对凝胶体系的影响Fig.1 The effect of temperature on gel system

从图1可以看出：（1）随着温度的升高，凝胶体系的成胶时间先快速减小，后趋于平缓；（2）随着温度的升高，成胶粘度逐渐升高，趋于平稳，继续升高温度，粘度下降；（3）当温度为120 ℃时，成胶时间快速减小，粘度快速上升；原因在于[7]：（1）随着温度的升高，分子热运动加剧，聚合物与交联剂分子相互碰撞发生交联反应的机会增加，使得成胶时间加快；（2）随着温度升高，增加了分子间作用力，交联体系粘度增加；（3）当温度增大到一定值后，聚丙烯酰胺分子发生降解，大分子链断裂，降低了分子间相互缠绕的机会，成胶粘度降低。因此，在东河油田地层温度下，该凝胶可以保持较好的性能。

3.3 pH值对凝胶体系的影响

在温度为140 ℃条件下，用注入水按照凝胶配方配制凝胶体系，通过改变成胶环境的pH值，来评价pH值对凝胶体系粘度和成胶时间的影响，实验结果见表图2。

图2 pH值对凝胶体系的影响Fig.2 The effect of pH on gel system

从图2可以看出，随着pH值增大，成胶时间先减小后增大，成胶粘度先增大后减小；pH值在8～10时，成胶时间较短，凝胶粘度较大。原因在于[7]：pH值较小时，溶液中H+抑制了聚合物大分子线团的伸展，分子链卷曲，流体力学体积减小，交联剂分子和聚合物结合的几率减小，导致成胶时间延长，凝胶粘度不大；pH值较大时，聚合物的酰胺基团水解成羧基，导致水解度较高，溶液中参加反应的酰胺基团较少，导致成胶时间延长，凝胶粘度降低。东河油田注入水pH值为7.2，可以通过调节注入水pH值，满足施工需要。

3.4 矿化度对凝胶体系的影响

在温度为140 ℃条件下，用自来水按照凝胶配方配制凝胶体系，通过改变配制水的矿化度，来评价矿化度对凝胶体系粘度和成胶时间的影响，实验结果见表图3。

从图3可以看出，随着CaCl2浓度的增大，成胶时间先逐渐减小后增大，成胶粘度变化不大。原因在于[8]：在一定浓度范围内，加入无机盐电解质，阳离子压缩聚合物分子的扩散双电层，水化膜变薄，带电基团之间的排斥力减小，聚合物分子可以靠的更近，易于发生分子间交联反应，使得体系成胶时间变短，超过一定浓度后，聚合物分子链过于蜷缩，影响交联，使得体系成胶时间变长，粘度下降。因此，该凝胶体系具有较好的抗盐性能。

图3 钙离子浓度对凝胶体系的影响Fig.3 The effect of Ca2+on gel system

3.5 凝胶体系的封堵性能

用油田注入水按照凝胶配方配制凝胶体系，将其注入贝雷岩心中，在温度为140 的水浴中放置，达到成胶时间，测定封堵后不同岩心的渗透率，实验结果见表5。

表5 凝胶体系对岩心的封堵能力Table 5 The plugging capacity of gel system for core

从表5可以看出，该凝胶体系对岩心的封堵率达到98%以上，具有很好的封堵性能。因此，该体系对东河油田的深部调驱井比较适用。

4 结 论

（1）通过正交试验确定并优化了适合东河油田深部调驱的凝胶体系配方：聚合物0.6%+高温交联剂0.3%+稳定剂0.08%+性能改进剂0.04%。

（2）在东河油田地层条件下， 该凝胶体系具有较好的抗温、耐盐性能，现场可以通过调节注入水pH值，调节体系成胶时间和成胶粘度，满足现场施工要求。

（3）在东河油田地层条件下，该凝胶体系具有较好的封堵性能，封堵率达到98%以上，具有很好的堵水作用。

［1］ 武海燕，罗宪波，张廷山，等. 深部调剖剂研究新进展[J]. 特种油气藏，2005，12(3)：1-3.

［2］ 刘玉章，熊春明，罗健辉，等. 高含水油田深部液流转向技术研究[J]. 油田化学，2006，23(3) ：248-250.

［3］ 唐孝芬，刘玉章，向问陶，等. 渤海 SZ36-1油藏深部调剖剂研究与应用[J]. 石油勘探与开发，2005，32(6) ：109-110.

［4］ 刘琳波，戴彩丽，赵娟，等. 影响络合铬冻胶成冻因素研究[J]. 油田化学，2010，27(2) ：153-154.

［5］ 王业飞，熊生春，何英，等．孤岛油田冻胶型深部调剖剂实验研究[J]. 西安石油大学学报(自然科学版)，2006，21(1)：47-48.

［6］ 黎慧，戴彩丽，魏子扬，等．适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂的研究[J]．石油钻采工艺，2014，36(3)：96-97.

［7］ 杨文军，赵光，刘奎，等．耐温耐盐深部调剖体系研究 [J]．断块油气田，2011，18(2)：258-259.

［8］ 戴彩丽，赵娟，姜汉桥，等. 延缓交联体系深部调剖性能的影响因素[J]. 中国石油大学学报（自然科学版），2010，34(1)：151-152.

Experimental Research on the Deep Profile Control Technology for Donghe Oilfield

YUAN Ze-bo1, AN Zhi-jie2, WEI Jing3, CHEN Xiao-kai2, XV Hai-xia1, LV Xiao-ming2

（1. Institute of Oil and Gas Engineering, Traim Oilfield Company, PetroChina, Xinjiang Korla 841000, China；2. Drilling & Production Technology Research Institute, Liaohe Oilfield Company, Liaoning Panjin 124010, China；3. Xinjiang Keli New Technology Development Co., Ltd., Xinjiang Karamay 834000, China）

Based on the reservoir characteristics in Donghe oilfield including high pressure, high temperature and high salinity of formation water,polymer SD7000 was selected to research and optimize profile control agents. The formulation of the agents was polymer 0.6%+high temperature cross-linking agent 0.3%+stabilizer 0.08%+ improver 0.04%. The impact of temperature, salinity and pH value on gelling performance of profile control agents was evaluated. The results showed that the gelation time was shortened, gel viscosity first became larger and then smaller with the increase of temperature; applicable pH value scope of the agents was wide, the gelation time was shorter and gel viscosity was larger when the pH value was 8~10; the gelation time was shortened and gel viscosity was basically unchanged with the increase of concentration of calcium ion. The plugging experiment of the agents indicated that the plugging rate was more than 98%.

Donghe oilfield; profile control agents; optimization; gel viscosity; plugging performance

TE 357

A

1671-0460（2016）12-2763-04

中石油股份公司勘探与生产公司《轮南油田深部调驱提高采收率重大开发试验》，项目号：22131G4010700101。

2016-05-31

袁泽波（1985-），男，四川南充人，工程师，硕士，2011年毕业于西南石油大学油气田开发工程，研究方向：从事提高采收率方面研究工作。E-mail：yzb-tlm@petrochina.com.cn。

安志杰（1983-），男，山西临汾人，工程师，硕士，2010年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程，研究方向：从事提高采收率方面研究工作。E-mail：anzhijie2006@163.com。