一种新型的耐温耐盐调驱体系室内评价

叶　恒，薛　杰，刘家乐，冯　磊

(1.中国石油天然气股份有限公司 北京油气调控中心，北京　100007；2.斯伦贝谢长和油田工程有限公司, 陕西西安　710021；3.中石油煤层气有限责任公司 忻州分公司，山西 忻州　036600)



一种新型的耐温耐盐调驱体系室内评价

叶恒1，薛杰2，刘家乐1，冯磊3

(1.中国石油天然气股份有限公司 北京油气调控中心，北京100007；2.斯伦贝谢长和油田工程有限公司, 陕西西安710021；3.中石油煤层气有限责任公司 忻州分公司，山西 忻州036600)

摘要：随着低渗油田开发比重的增加，常规的高分子调剖剂常表现出注入能力不佳等缺点，促使小分子调剖剂成为了一个新的堵水调剖发展方向.此外，在我国的一些油田中，油藏往往表现出高温高矿化度的特征，要求调剖剂也必须要适应高温高矿化度的条件.因此，本文对常规的聚合物调剖体系进行了改良，加入大量的无机盐小分子,形成了一种新型的调驱体系.通过室内实验，对该新型的调驱体系的耐温性、耐盐性以及热稳定等方面进行了研究和性能评价.评价了该体系不同温度、不同矿化度和不同时间下该体系的沉淀量的变化情况，证明了该体系在高温高矿化度下的稳定性.随后进行了岩心实验,证明了该体系良好的封堵性、耐冲刷性和提采效果.

关键词：耐温；耐盐；调驱；提高采收率

0引言

在现今，我国大部分油田已进入了高含水期开发阶段：含水率大部分已超过80%，开采经济效益显著降低[1].调剖堵水技术作为二次采油和三次采油中的增产、稳产措施早已被人们所认识[2].但是常规的调剖技术含有较多聚丙烯酰胺[3]，因此具有注入性能不佳、调剖范围不够远和耐温耐盐性不佳等缺点，制约了它们在较低渗油藏和高温高盐油藏中的应用[4-6].为了克服这些缺点，本文研究了一种新型的调驱体系，它拥有良好的注入性和较远的调剖距离，并且能够将调剖和驱油结合起来.为了验证该体系的实用性，通过室内实验评价了其耐温耐盐性，并通过驱替实验评价了该体系的封堵性和提高采收率的效果.

1基本原理

由于无机堵剂适合用于高温高盐油藏的调剖[7]，因此本文在常规的聚合物调剖体系中使用无机堵剂进行改良.在调驱体系中以无机盐类为主，聚合物为辅.无机盐的主要成分是水玻璃，它价格低廉，来源广泛[8]，它在高温高矿化度条件下能够生成沉淀，进行堵水[9].

该新型的调驱体系的作用机理与常规的堵塞调驱机理不同.由硅酸盐交联形成的单一中等柔软网状结构与共聚物辅剂形成的复杂络合结构使得该调驱体系具有独特的双网络结构[10].解决了常规凝胶类调驱无法形成有效封堵的难题[11].

该体系的封堵机理具有沉淀型调驱体系的作用特征，FHNJ-1主剂中的SiO32-易于与水中的H+发生化学反应形成沉淀，如式(1)所示.此外，该体系又具有聚合物类调驱体系的堵塞特点，络合结构与图1相似.因此该体系在地下是综合多种作用特征的结果.

SiO32-+2H+=H2SiO3↓

(1)

图1　复杂络合结构

该体系中，分子力的作用使微粒吸附在地层岩石表面形成凝胶涂层，使高渗透通道的孔隙度减小，因此封堵了高渗水窜通道，使后续注水能够流向其他含油饱和度较高的流道，能够使水驱采收率增加.凝胶涂层还能有效的降低高渗通道的渗流能力,更好的提高了液流转向的能力.其中的絮凝沉降作用又体现了颗粒沉淀类与聚合物凝胶类调堵剂的封堵机理.此外，该新型调驱体系的分子量比普通的聚合物调驱体系小很多，具有更低的基液粘度(17.5mPa·s).在较低渗透油藏调剖堵水现场施工时，更容易进入地层深部驱替油藏.综上分析，该体系既能调剖堵水又能驱油，因此称之为调驱体系[12].图2为该新型调驱体系.

图2　新型调驱体系样品图

2主要实验仪器与试剂

(1)实验仪器：NDJ-79型旋转粘度计(上海昌吉地质仪器有限公司)；DF-101S集热式恒温加热磁力搅拌器(巩义市予华仪器有限责任公司)；HSY2-SP恒温水浴(北京科伟永兴仪器有限公司)；多功能岩心流动仪(山东中石大石仪科技有限公司)；电子天平(北京赛多利斯仪器公司)；各种玻璃器具(成都蜀牛化学仪器厂).

(2)实验试剂：硅酸盐FHNJ-1(分析纯，天津市致远化学试剂有限公司)、PMN(分析纯，无锡蓝波化学品有限公司)，氢氧化钠(分析纯，天津市致远化学试剂有限公司)、氯化钙(分析纯，天津市致远化学试剂有限公司)、氯化钠(分析纯，天津市红岩化学试剂厂).

该种调驱体系是A、B两种不同的溶液反应制得，其中A溶液是一种硅酸盐FHNJ-1(主要成分为水玻璃)和丙烯酰胺与丙烯腈共聚物(PMN)的混合溶液；B溶液是两种无机盐氢氧化钠和氯化钙的混合溶液.

3耐温耐盐性以及热稳定性室内评价

耐温耐盐室内评价主要采用静态评价法[13].

3.1耐温性室内评价

通过单因素试验，确定了最优的配方，其中A溶液中主剂FHNJ-1的浓度为4.0%，辅剂PMN的浓度为0.3%；B溶液中两种无机盐的浓度均为0.4%，其余为蒸馏水.常温下，分别在安培瓶中按照比例配制A和B溶液各30mL.随后将A和B混合.配置方法如下：

(1)对于溶液A，通过浓度分别计算得到主剂、辅剂、水的质量.使用电子天平分别秤取主剂和辅剂的量.使用量筒量取相应量的水，随后将其加入烧杯中.在投入辅剂PMN前预先高速搅拌蒸馏水，待其形成漩涡时，再将辅剂PMN颗粒均匀地“播撒”在漩涡中，继续搅拌至全部溶解后方可静置.常温条件下，完全溶解约需2h.随后加入称量好的主剂，搅拌均匀.即为溶液A.

(2)对于溶液B，同理计算好氢氧化钠和氯化钙的量，用天平秤取试剂的量，用量筒量取对应水量.随后将量好的水加入烧杯中，并将试剂分别加入烧杯，晃动烧杯，使其均匀混合.即为溶液B.

(3)将B溶液用玻璃棒引流至A溶液，用玻璃棒搅拌使其均匀混合，得到该新型调驱体系.

3.1.1耐温性评价实验方法

(1)按照上述浓度配制调驱体系溶液；

(2)溶液的加热：分别对实验组进行编号，通过恒温水浴在不同的温度条件下(50 ℃、60 ℃、70 ℃、80 ℃、90 ℃、100 ℃)静置24h；

(3)过滤称量，记录沉淀量并分析.

3.1.2耐温性评价实验结果与分析

将实验结果绘制成曲线，如图3所示.该体系在高温下观察到白色的硅酸盐沉淀.由图3可知，50 ℃到100 ℃的范围内，产生的沉淀量整体随着温度的增加而缓慢增加.这说明，在100 ℃内，调驱体系不会因为地层温度的增加而导致沉淀量大幅度减小，从而影响封堵效果.另一方面，观察发现各个实验组在不同的温度条件下，颜色、形态无明显变化.综上所述，该新型的调驱体系的耐温性较强，100 ℃以内，不会因为地温增加而失效.因此，该体系在高温下，沉淀量较大，具有很好的耐温性，可以在高温油藏有效的封堵大孔道，提高注入水的波及体积，最终提高原油采收率.

图3　不同温度条件下该调驱体系的沉淀量曲线

3.2耐盐性室内评价

3.2.1矿化度影响实验评价方法

(1)配制调驱体系溶液；

(2)配制模拟地层水：在蒸馏水中加入氯化钠配制不同矿化度的地层水(50 000mg/L、90 000mg/L、100 000mg/L、150 000mg/L)；

(3)将配制好的调驱体系液按照质量比1∶1与模拟地层水混合；

(4)加热：分别对实验组进行编号，通过恒温水浴在不同的温度条件下(50 ℃、60 ℃、70 ℃、80 ℃、90 ℃、100 ℃)静置24h；

(5)过滤称量，记录沉淀量并分析.

3.2.2矿化度影响实验评价结果与分析

将实验结果绘制成曲线，如图4所示.由图4可知，在实验环境下，一方面，对于给定温度，随着矿化度的增加，生成的沉淀量的变化幅度很小；另一方面，当温度逐渐上升时，沉淀量整体呈增加的趋势，与之前的结论一致.由此可以得出，矿化度对沉淀量的影响有限，该调驱体系的耐盐性能较好.

图4　不同矿化度条件下该调驱体系的沉淀量曲线

3.3热稳定性室内评价

调驱体系存在着失效的问题.在恶劣的地层条件下可能会破坏该调驱体系的化学分子链或使沉淀量大幅度减少，破坏提采效果.因次调驱体系的热稳定性值得关注.

3.3.1热稳定性实验评价方法

(1)试验配制样品共计10份；

(2)将10份样品静置于90 ℃的恒温水浴中；

(3)不同的实验组放置不同的时间，随后取出并测量对应的沉淀量，记录分析.

3.3.2热稳定性评价结果与分析

将实验结果绘制成曲线，如图5所示.由图5可以看出，在180天的过程中，该调驱体系所产生的沉淀量整体上呈稳定状态，变化幅度小，因此该调驱体系在高温下能够保持较长时间的稳定性，表现出热稳定性较好的特征.

图5　体系在设定温度下放置不同时间的沉淀量图

4调驱体系在多孔介质中的性能评价

为了验证该调驱体系是否真实有效，使用了多功能岩心流动仪进行岩心实验(装置示意图如图6所示)，研究该新型调驱体系的封堵性能和提高原油采收率效果.

图6　岩心驱替装置示意图

4.1调驱体系在多孔介质中的封堵性评价

阻力系数是指相同流速下，堵剂流过岩心的压差与清水流经同一岩心的压力差的比值.它是度量凝胶流度控制和降低渗透率能力的重要参数[14].封堵率是指堵剂封堵前后水相渗透率的差值与该岩心原始水相渗透率的比值，反映了岩心封堵后水相渗透率的降低程度.而突破压力和耐冲刷性反应了调驱体系的有效时间.因此选择这些参数作为评价封堵性的指标.

4.1.1实验方法

(1)清洗岩心，烘干；

(2)连接抽真空饱和水装置，岩心抽真空并饱和地层水;

(3)连接驱替装置，进行单管实验，温度设置为90 ℃，用地层水驱替，通过驱替设备采集的各参数，计算水相渗透率和注入压差；

(4)利用双液法，分段塞向岩心中交替注入小分子材料调驱体系中的A和B溶液，调驱体系注入量为1PV；

(5)老化24h；

(6)注水并计算对应的渗透率;

(7)分析实验结果；

(8)采取同样的方法对相似的另一岩心用其他的一种硅酸盐调剖体系做实验，并对比效果.

实验所用岩心的基本性质如表1所示.其中：岩心1#为使用新型调驱体系的实验组，2#为对比组.

表1　岩心基本性质

4.1.2实验结果与分析

将采集到的数据进行计算整理，如表2所示.

表2　封堵性评价记录表

根据实验结果，利用下列公式计算封堵性能.

阻力系数(Fr)计算公式如下：

Fr=ΔPp/ΔPw

(2)

式(2)中：ΔPp为一定流速下堵剂注入过程中的驱替压差；ΔPw为相同清水注入过程的流动压差.

封堵率(E)计算公式如下：

E=(K1-K2)/K1

(3)

式(3)中：K1为注堵水剂前的水相渗透率；K2为注堵水剂后的水相渗透率.

突破压力梯度(Pm)计算公式如下：

(4)

式(4)中：Pmin为水驱形成突破的最小压力，L为岩心的长度.

由表3可以看出，该新型调剖体系的阻力系数为53，封堵率为92.79%，突破压力梯度为17.28MPa/m，远优于对比组.

表3　封堵性能计算结果

此外，注入调驱体系并后续水驱突破后，由于水的冲刷，注入地层中的调驱体系会渐渐被冲散，与生产液一起被采出.因此通过后续对岩心注入大量的水，并测量其注入压力和渗透率，判断该调驱体系的耐冲刷能力.结果如表4所示.对于该调驱体系的岩心实验，后续注水直至25PV的过程中，冲刷压力和渗透率仍基本保持恒定，而对比组的渗透率下降很快.因此，该调驱体系耐冲刷能力强.

表4　水突破后压力梯度记录表

综上所述，通过封堵性评价，该调驱体系表现出了良好的封堵性和耐冲刷能力.

4.2调驱体系在多孔介质中的驱油效果评价

4.2.1实验方法

(1)清洗、烘干并对岩心称重.抽真空并饱和地层水，求出孔隙度；

(2)80 ℃下注入模拟油样，驱替至不出水后再继续注入1PV模拟油，计算原始含油饱和度；

(3)水驱油，直至含水率为98%，计算驱替效率；

(4)同速注入5PV调驱体系溶液，老化24h，后续注水至含水率为98%，计算驱替效率增值.

4.2.2实验结果

对两块相似的岩心分别进行单管实验，岩心几何性质如表5所示，实验结果如表6所示.

表5　岩心几何参数记录表

表6　实验数据记录表

实验结果说明，在真实岩心中注入该新型调驱体系的驱油实验，提高驱油效率程度为10%以上，因此该调驱体系有良好的驱油效果.

5结论

(1)创造性地提出并研制新型调驱体系，以小分子材料为主，聚合物为辅.该种调驱体系是A、B两种不同的溶液反应制得，其中A溶液是一种硅酸盐(主要成分为水玻璃)和丙烯酰胺与丙烯腈共聚物的混合溶液；B溶液是两种无机盐的混合溶液.该体系具有双网络结构，能起到调驱的作用.并且该调驱体系所选用的配方试剂便宜、无毒性、实验室易合成.

(2)从调驱体系的耐温性、耐盐性、热稳定性等方面做了室内评价.该体系反应迅速，在温度为100 ℃和矿化度为150 000mg/L的条件下，该体系性质稳定，并且在90 ℃条件下稳定时间大于6个月；此外，该体系基液粘度小(17.5mPa·s)，注入性强.

(3)在多孔介质中的封堵性实验和物理模拟驱油实验表明了该体系阻力系数为53，封堵率为92.79%，突破压力梯度为17.28MPa·m-1，提高驱油效率的程度大于10%.因此该体系具有较好的封堵率和提采效果.

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【责任编辑：蒋亚儒】

Labresearchonanewtemperatureandsaltresistantdisplacementcontrolagent

YEHeng1,XUEJie2,LIUJia-le1,FENGLei3

(1.PetroChinaBeijingOil&GasPipelineControlCentre,Beijing100007，China；2.SCPOilfieldServicesCo.，Ltd.,Xi′an710021,China; 3.PetroChinaCoalbedMethaneCompanyLimitedXinzhouBranchCompany,Xinzhou036600,China)

Abstract:With the increase of the development of low permeability reservoirs, the conventional polymerprofile control agents show many disadvantages such as the unfavorable injectivity,so that the micro molecule system becomes a new tendency to control profiles. Besides,some reservoirs often have the characteristic of high temperature and high salinity,thus the profile control agents should be adaptive to these conditions.According to the conventional polymer control agents,this paper creates a new molecule profile/displacement control agent,by adding amount of inorganic molecules into the profile control agent.And this agent can combine the effect of profile control and oil displacement.According to lab evaluation,this paper studied the temperature and salinity resistance and thermal stability of this agent.The precipitation amount of this agent at the different temperatures,salinities and time spans were analyzed,which demonstrates the agent has relative favorable temperature and salt resistance.And to judge its practical effects of enhanced oil recovery (EOR),plugging ability,and washout resistance,some core experiments were conducted at high temperature and high salinity condition,the result shows satisfactory effects.

Key words:temperature resistance; salinity resistance; profile/displacement control agent; EOR

*收稿日期:2016-04-18

作者简介:叶恒(1990-)，男，四川泸州人,助理工程师，研究方向：提高采收率和油藏工程

文章编号：1000-5811(2016)04-0115-05

中图分类号：TE359

文献标志码：A