聚合物凝胶调驱提高采收率技术研究与先导性试验

张宇

（辽河油田建设工程公司,辽宁盘锦124010）

聚合物凝胶调驱提高采收率技术研究与先导性试验

张宇

（辽河油田建设工程公司,辽宁盘锦124010）

牛心坨油田为裂缝-孔隙双重介质低孔低渗边水稠油油藏。针对下层系水淹、水窜问题严重，以往调堵效果差的问题，在查明了调驱体系不稳定的原因基础上，开展了聚合物凝胶调驱提高采收率技术研究，确定了聚合物凝胶调驱配方体系：0.2%～0.3%聚合物，0.18%～0.2%交联剂，0.03%～0.05%稳定剂B。并对调驱体系和施工参数进行了优化，开展了先导性试验，取得了良好的增油降水效果，为低渗裂缝性油藏的注水开发后期提供了新途径。

聚合物凝胶；调驱；提高采收率；牛心坨油田

牛心坨油田位于辽宁省台安县东北15km处，开发目的层为新生界下第三系沙河街组四段牛心坨油层，油藏埋深1500～2200m，平均油层有效厚度41.5m，探明含油面积5.4km2，石油地质储量1328× 104t。经过二十多年的注水开发，区块已进入中高含水期快速递减阶段，年产油下降1.5～2×104t，综合含水已达94%，区块采出程度高于46%，油井含水上升速度快等问题已成为制约区块发展的主要矛盾。针对这一情况，2011年在牛心坨油田开展了聚合物凝胶调驱提高采收率技术研究与试验，并取得了良好的增油降水效果。

1 区块概况及存在问题

1.1 区块概况

牛心坨油田为裂缝-孔隙双重介质低孔低渗边水稠油油藏。储层岩性为碎屑岩、含钙泥质砂砾岩及碳酸盐岩。储层物性较差，平均孔隙度11.3%，平均渗透率26.7×10-3μm2，物性平面变化大，中部平均渗透率为70.6×10-3μm2，好于北部和东部。动用含油面积5.4km2，石油地质储量1328×104t，标定采收率21.6%，可采储量286.7×104t。

牛心坨原油具有“三高”特点，即黏度高、凝固点高、相对密度高，兼有稠油、高凝油的双重特性。地层原油黏度76.3mPa·s，地面脱气原油黏度400～2000mPa·s，凝固点36～40℃，地面脱气原油密度0.89～0.92g·cm-3。

1.2 区块存在问题

1.2.1 区块注水井组大部井进入高含水期2005年以来牛心坨油层综合含水已达77%以上，下层系水淹水窜问题十分严重。牛心坨油层共有28口注水井，目前一线井综合含水在70%以上的注水井有17口，占总注水井的60.7%，其中综合含水80%以上的注水井有7口，占总注水井数的25%。因此实现下层系稳油控水是区块高效开发的关键。

图1 下层系及合采区无因次采油速度、综合含水变化Fig.1Dimensionless oil recovery rate and integrated water-cut change of lower interval and commingling production area

一，目前主要采取C/O比和硼中子测井进行水淹层段测试，但这两种测试手段对于低渗透裂缝性稠油油藏符合率低。二是油藏具有厚层块状特点，隔层发育状况差，加之油层高角度裂缝较发育，油井采用压裂投产逐层上返方式开采，即使发现水淹层段，堵水难度大。

1.2.4 常规调剖措施效果日益变差牛心坨油田为低孔中低渗裂缝性油藏，压裂投产井占90%以上，因此受裂缝及原始微裂缝影响，油水关系复杂。随着调剖轮数的增加，以及井组采出程度的提高，残余油零散分布，进一步动用难度大。近几年实施的深部调剖稳油控水效果逐年变差，争需寻求新的稳油控水技术手段。

2 聚合物凝胶调驱体系的研究

1.2.2 水窜通道的存在降低了水驱效果牛心坨油藏原油粘度高，注水指进现象较稀油严重，水驱效果差；加之牛心坨油层非均质性强，注入水对油层的长期冲刷，使注水井和生产井之间产生了特高渗透层，大大降低了水驱油效果。

1.2.3 高含水油井找堵水难度大一是测试手段单

针对2010年坨33-35井大剂量化学调剖施工过程中对化学调剖剂进行了跟踪取样及性能评价，实验中发现，部分样品出现成胶强度不高，或成胶4个月后又发生水化降解的情况。针对该情况，采取了提高聚合物浓度、加入除氧剂等措施，但未见到明显效果。

该问题的出现，造成调剖施工后未达到预期效果，并影响到牛心坨油田第二轮调驱工作的开展。为此，通过对各种影响因素的分析实验，找到主要影响因素，为下一步聚合物凝胶调驱配方体系的研究工作提供依据[1]。

表1 调剖剂性能影响因素Tab.1Influencing factors of profile control agent

2.1 聚合物调驱体系性能影响因素分析

（1）配方体系该井调剖采用酚醛树脂交联弱凝胶体系，性能稳定可靠。将粘度调整到2000～3000mPa·s，聚合物浓度1.6‰～2.0‰。施工过程中，曾将浓度提高到3‰～4‰，交联剂浓度提高到4‰，成胶情况有所改善，但未完全解决破胶问题。

（2）产品质量采用的聚合物为海澜化工生产，分子量1200～1600万，交联剂为酚醛树脂，均由化学工业公司统一采购，经检测合格。

（3）机械剪切施工采用堵水调剖智能泵注系统。该设备为单柱塞往复泵，具有通径大、剪切小的特点。锦16块化学驱现场曾作了降粘率实验，调剖剂体系从配液罐至井底的粘度损失率小于10%，该设备能够满足调剖施工要求。

（4）搅拌时间按照施工设计要求，注入速度为50m3·d-1，每罐调剖剂的搅拌时间在2h以上，满足均匀搅拌和熟化的要求。

（5）取样方法调剖剂配制好后，从配液罐中倒入注入罐中，在注入罐中完成取样。样品混合均匀，具有代表性。

（6）水质检测

①含氧量检测：通过用比色管法现场测试，显示配制用水的含氧值均在1～5×10-6正常范围内，不会对调驱剂产生不利影响。

②矿化度检测：检测结果：所取井口配制水、高二联处理后污水的总矿化度、钙镁铁离子浓度、pH值均在正常范围，不会对调驱剂产生不利影响；所取高二联清水的二价金属离子浓度较高，与高二联污水混合后，随着清水掺入量的大小，水质产生波动，从而对调驱体系产生影响，见表2。

表2 水质检测情况Tab.2Test result of water quality

2.2 聚合物凝胶调驱体系研究

通过室内实验，研究了影响弱凝胶调驱剂的因素，主要对聚合物浓度、交联剂浓度、聚合物分子量、封堵效率评价、pH值、在目前地层及注水水质条件下成胶稳定性等因素进行了研究与评价[2-4]。

2.2.1 聚合物分子量筛选实验结果表明，聚合物的分子量越大，凝胶粘度越大，枝链分子增加，凝胶弹性增加幅度上升。综合评价认为，聚合物分子量范围为1200～1600万之间较优。2.2.2聚合物浓度优化实验结果表明，聚合物浓度升高，粘度增加，交联时间缩短。弱凝胶中聚合物的选择范围为0.15%～0.3%。

图2 聚合物分子量与粘度及储能模量关系Fig.2Relationship between polymer molecular weight with viscosityand storage modulus

图3 聚合物浓度与粘度和时间的关系Fig.3Relationship between polymer density with viscosity and time

2.2.3 交联剂浓度优化

从表3中可看出，交联剂浓度增加，凝胶的交联反应速度提高，交联时间缩短。凝胶粘度增加，当交联剂浓度超过0.18%时，凝胶粘度增加幅度变小。综合评价认为，交联剂浓度范围为0.18%～0.2%较佳。

表3 交联剂浓度与粘度、时间的关系Tab.3Relationship between cross-linking density with viscosity and time

2.2.4 封堵效率评价针对不同浓度体系分别开展了多组岩心封堵试验。下图是不同凝胶体系通过岩心模型时封堵效果对比，试验结果如图4所示，封堵效率在90%以上，表明聚合物凝胶体系在岩心中均能起到较好的封堵效果。

图4 封堵效率评价Fig.4Plugging efficiency assessment

2.2.5 温度影响

表4 调驱剂温度对成胶效果的影响Tab.4Profile control temperature influence for gelling effect

实验结果表明，温度升高，凝胶粘度增加，交联反应速度提高，交联时间缩短。在50～80℃之间有较好的交联效果，与地层温度一致。

2.2.6 pH值影响

表5 pH值对调驱剂成胶性能的影响Tab.5pH influence of profile control for gelling effect

实验结果表明，pH值≥9或≤5时，出现破胶现象，pH值小于4时，体系不成胶，pH值在6～8范围内，能够形成稳定的弱凝胶。

2.2.7 矿化度对于网状交联的聚合物凝胶，矿化度要求低于6000mg·L-1，否则需要抗盐型聚合物。牛心坨地层水属于NaHCO3型，目前采出水总矿化度4523mg·L-1，牛心坨注水为高二联处理后的污水+清水，经过多次检测，总矿度仅为4362.1～4961.2mg·L-1，地层采出水和注入水矿化度均低于弱凝胶对矿化度的要求。

2.2.8 稳定剂稳定剂A加入后虽能起到一定的稳定效果，但45d后胶体出现降解；稳定剂B加入浓度达0.03%以上时胶体稳定性可达3个以上。

表6 稳定剂浓度对成胶性能的影响Tab.6Influence of stabilizer density for gelling effect

综合以上实验结果，确定聚合物凝胶调驱配方体系为：（0.2～0.3）%聚合物＋（0.18～0.2）%交联剂+（0.03～0.05）%稳定剂B。

3 聚合物凝胶调驱方案设计

3.1 调驱配方体系及施工参数

（1）聚合物：阴离子聚丙烯酰胺，分子量1200～1600万，水解度22%～26%，使用浓度0.2%～0.3%，凝胶时间1～3d，粘度3000～10000mPa·s。

（2）交联剂：酚醛树脂类，浓度0.18%～0.2%。

（3）稳定剂B：0.03%～0.05%。

（4）pH值：体系pH值6.0～8.0范围内。

采用段塞式施工，分主体段塞+后置段塞进行，主体段塞聚合物使用浓度0.20%～0.25%，酚醛树脂类，浓度0.18%～0.2%，处理半径为22m，后置段塞聚合物使用浓度0.25%～0.3%，酚醛树脂类，浓度0.18%～0.2%。

3.2 施工工艺及参数

施工工艺采用现场配制，利用高性能的地面智能注入系统连续注入方式，改变了以往只能用罐车来回拉运调驱剂、泵车注药的施工方式，解决了排量不能控制、压力不能自动记录、对调驱剂剪切大，施工复杂等系列问题。

（1）施工压力：牛心坨油田注水干线压力为19～20MPa，低于地层破裂压力（牛心坨油田最低破裂压力为25MPa），根据牛心坨历年调剖调驱经验，施工聚合物凝胶调驱压力确定为小于15MPa。

（2）处理半径：依据低渗油藏调驱经验[5]，处理半径近似于井距的1/10～1/8时，措施有效期长，单井组增产量高。牛心坨油田井距为210m，因此，处理半径为20～25m之间。

（3）注入速度：调驱挤注排量太大，会污染低渗层，但挤注排量过小，则调驱剂会沿高渗层主水淹通道进入地层，仅对主水淹通道产生封堵，无法起到扩大后续注水波及系数的作用。按调驱施工经验，以接近日常注水2倍左右的施工排量为最佳。

（4）注入管柱：牛心坨油层储层纵向上发育7个砂岩组，即N1-N7，本次调驱T3335主力目的层为N3-5，井深为1724.4～1837m，厚度81.9m，8层。因牛心坨油层隔夹层不发育，无卡封位置，因此需采用笼统注水管柱进行施工。

在施工过程中，调驱剂会受到管柱、炮眼、地层的剪切，为避免地层剪切影响，所以由井口到地层这一过程应尽量减少缩径或变径，同时应尽量保证油管和工具内壁的光滑。施工管柱采用φ73mm防腐油管,下带φ100mm喇叭口。

4 现场施工情况及效果

4.1 施工情况

坨33～35共计施工43d，设计注入调剖剂5100m3，目前注入调剖剂3138m3，目前排量3.5m·3min-1，施工压力12 MPa左右。

图5 坨33-35化学调驱施工曲线Fig.5Chemical profile control construction curv

为防止施工压力上升过快，施工前一个星期采用小排量试注，排量在2m3·min-1左右，压力由开泵的7MPa呈稳定缓慢上升到11MPa后，排量调至3.5m3·min-1左右，压力在由11MPa逐渐缓慢上升到12MPa，近期压力稳定在12MPa左右，该井的施工压力上升情况基本符合弱凝胶调驱压力上升的规律。

4.2 措施效果

（1）注水压力变化坨33～35井组调剖前注水量为53.5m3，调剖后平均注水量52.5m3，在措施前后注入量基本不变的情况下，注入压力平均提高了2～3MPa，说明高渗透层得到了有效控制，原来吸水量很低甚至不吸水的层段开始吸水。

（2）增油降水效果截止调驱结束，坨3335一线井组日增油3.8t，综合含水下降5.4%，累计增油10237.1t，取得了良好的增油降水效果。

5 结论

（1）通过多方研究及大量室内试验检测，确定了调驱体系不稳定的原因是：高二联清水的二价金属离子浓度较高，与高二联污水混合后，随着清水掺入量的大小，水质产生波动，从而对调驱体系产生影响。

（2）筛选出了适合牛心坨油田聚合物凝胶调驱体系，有效解决了水质变化带来的调驱剂成胶不稳问题，同时对原有调驱体系和施工参数进行了优化，具有配制简单，施工方便，可泵性好，成胶后体系稳定，不易破胶等优点。

（3）聚合物凝胶调驱技术在牛心坨油田先导性试验应用效果良好，平均日增油3.8t，综合含水下降5.4%，累计增油10237.1t，取得了良好的增油降水效果，为低渗裂缝性油藏的注水后期开发提供了新途径，具有良好的经济效益和应用前景。

［1］白宝君,韩明,李宇乡,等.影响冻胶类堵剂封堵性能的因素分析［J］.油气采收率技术，1997，4（2）:22-30.

［2］陈铁龙,周晓俊,唐伏平,等.弱凝胶调驱提高采收率技术［M］.北京:石油工业出版社,2006.

［3］刘庆旺,范振中,王德金,等.弱凝胶调驱技术［M］.北京:石油工业出版社,2003.

［4］唐孝芬.吴奇.刘戈辉,等.区块整体弱凝胶调驱矿场试验及效果［J］.石油学报，2003，24（4）:58-61.

［5］叶波,等.深部调剖用延迟交联体系研究.钻采工艺,2005,28（3）: 104-107.

Study and pilot test of polymer gel profile control technique for enhanced oil recovery

ZHANG Yu
（Liaohe Oilfield Company,Panjin 124010,China）

Niuxintuo oil field is crack-pore double media low porosity and low permeability side water heavy oil reservoir.Aiming at the problem of the serious watered out and water channeling problem of lower interval,and past poor adjustable blocking effect,after identifying the instability reason of polymer flooding，study of polymer gel profile control technique for enhanced oil recovery has been carried out,polymer gel flooding formula system has been determined:0.2%～0.3%polymer:0.18%～0.2%cross-linking agent,0.03%～0.05%stabilizer B.The pilot test has been implemented based on the optimization of flooding formula system and construction parameters,achieved good stimulation and dewatering effect,and provided new way for water injection development later stage of low permeability fractured reservoir.

polymer gel;profile control;enhanced oil recovery;Niuxintuo oil field

TE39

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170839

2017-03-24

张宇（1982-），男,工程师,本科，辽宁石油化工大学油气储运工程专业,辽河油田建设工程公司,从事油田地面建设工作。