渤海水驱稠油油田定位封窜与强化冷采组合技术研究

2019-12-03张云宝刘义刚黎慧代磊阳薛宝庆

当代化工 2019年4期

张云宝刘义刚黎慧代磊阳薛宝庆

摘要：针对渤海水驱稠油油田水驱开发矛盾突出，进行了定位封堵与强化冷采组合技术研究。以黏度、分子聚集态和采收率为评价指标，进行了定位封窜剂和冷采剂的基本性能评价，开展了增油效果实验研究。结果表明：定位封窜剂成胶效果受黏土矿物和原油的影响较小，较聚合物凝胶具有整体均匀无孔隙结构的微观聚集态，冷采剂黏度低，受黏土矿物影响较小，降黏率97%以上。随储层非均质性增强和原油黏度的降低，不同注入体系的最终采收率均增大，与单一常规聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂体系和“常规聚合物凝胶+冷采剂”组合技术作用效果相比，“定位封窜剂+冷采剂”组合技术增油效果最好，采收率增值最大。

关键词：稠油油田; 定位封窜剂; 冷采剂; 组合技术; 增油效果; 物理模拟

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2019）04-0746-05

Abstract： In view of problems of water flooding contradictions， the positioning profile control-strengthening cold production combination technology was studied. The properties of positioning channel blocking agent and cold production agent were evaluated using the viscosity， molecular aggregation state and recovery as indicators， and experimental study on oil increasing effect was carried out. The experimental results showed that clay minerals and crude oil had less influence on the gelling effect of the positioning channel blocking agent， and it possessed overall uniform and compact molecular aggregation compared with the conventional polymer gel. Cold production agent had low viscosity， and was less affected by clay minerals， its viscosity reduction rate reached more than 97%. With increase of core heterogeneity and decrease of the crude oil viscosity， the ultimate recovery of different injection system increased. And the “positioning channel blocking agent+ cold production agent” system had the best effect of oil increment and the maximum recovery value among the different injection systems.

Key words： Heavy oilfields; Positioning channel blocking agent; Cold production agent; Combination technology; Oil increment effect; Physical simulation

渤海油田稠油储量占70%，主要采取水驱和聚合物驱开发方式，开发初期取得了较好的效果，但随着油藏开发的深入，部分井组或区块逐渐出现注入水和聚合物窜逸现象，致使阶段开发效果受到影响[1-3]。针对上述问题，本文进行调堵技术与强化冷采组合技术研究。国内外针对调堵体系和相关技术进行了大量的研究与应用，自“九五”以来，以凝胶体系为代表的调剖技术研究在我国受到了广泛的关注[4-6]。

强化冷采技术使水相增黏、油相降黏，通过定位封堵与强化冷采技术有效结合，对于提高稠油油藏阶段开发效果具有重要意义[7]。

1 实验部分

1.1 实验材料与仪器

实验材料：“速溶”聚合物，相对分子质量为2 000×104，有效含量為88%，由胜利油田生产;有机铬交联剂，Cr3+有效含量为2.7%，由中海石油天津分公司提供;封窜剂（改性淀粉类），工业品;顶替剂（改性淀粉类），工业品;强化冷采剂，工业品;实验用水为SZ36-1油田注入水，矿化度9 047.6 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：Ca2+ 568.9 mg/L、Mg2+ 228.9 mg/L、Na+ 2 551.9 mg/L、HCO3- 190.6 mg/L、Cl- 5 470.7 mg/L、SO42- 36.6 mg/L;实验用油为模拟油，由SZ36-1原油与煤油按一定比例混合配制而成，65℃时黏度分别为75、175、300、400、540 mPa·s;实验用黏土中蒙脱土、伊利土和高岭土比例为3.26%、81.52%和15.22%;实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结层内非均质岩心，渗透率见表1。

实验仪器：DV-Ⅱ型布氏黏度仪，美国Brookfield公司生产;HitachiS-3400N扫描电镜，日本东京日立公司生产;2PB00C型平流泵，北京星达科技发展有限公司生产;岩心夹持器，液体自动收集装置，恒温箱，中间容器，具塞磨口瓶等。

1.2 实验方法

常规聚合物凝胶（Cr3+/“速溶”聚合物凝胶）中“速溶”聚合物质量浓度为4 000 mg/L，聚合物与Cr3+质量比（简称聚交比）为180：1;定位封窜剂中主剂质量浓度为80 000 mg/L、辅剂质量浓度为

2 150 mg/L，顶替剂质量浓度40 000 mg/L;冷采剂质量浓度1000 mg/L;模拟油黏度为175 mPa·s。

1.2.1 黏度测试

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试黏度，转速为6 r/min，除特殊说明外测试温度为65 ℃。

1.2.2 分子聚集态测试

在-70 ℃条件下冷冻升华制样，样品喷金，用扫描电镜选择典型区域拍照观测聚合物分子聚集态[8]。

1.2.3 驱替实验

评价措施增油效果采用驱替实验装置，除平流泵和手摇泵外，其他部分均置于油藏温度65 ℃恒温箱内。具体实验步骤如下：

①在室温条件下，岩心需要抽真空饱和地层水，测量孔隙体积和孔隙度;

②在65 ℃条件下，岩心需要饱和模拟油，计算含油饱和度;

③在65 ℃条件下，水驱至含水率98%，计算水驱采收率;

④在65 ℃下，注入0.2 PV常规聚合物凝胶或定位封窜剂，然后相应注入0.1 PV聚合物溶液或顶替段塞，候凝24 h后注入0.64 PV冷采剂，后续水驱至含水98%，计算“常规聚合物凝胶+冷采剂”或“定位封窜剂+冷采剂”组合技术的采收率。

单一体系采收率增值测定过程中，步骤①、②、③相同，步骤④中注入0.2 PV常规聚合物凝胶或定位封窜剂，然后相应注入0.1 PV聚合物溶液或顶替段塞，候凝24 h，后续水驱至含水98%，计算常规聚合物凝胶或定位封窜剂单一体系的采收率;注入0.3 PV冷采剂，后续水驱至含水98%计算冷采剂的采收率[9]。整个实验过程注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔为30 min。

2 结果与讨论

2.1 定位封窜剂的成胶性能及其影响因素

2.1.1 温度的影响

在不同的实验温度下，测试了定位封窜剂的初始黏度，结果见表2。由表2可以看出，随测试温度升高，定位封窜剂初始黏度呈现“先降后升”变化趋势。当温度达到65 ℃时，定位封窜剂交联反应速度增大，黏度急剧增加。

2.1.2 黏土礦物的影响

定位封窜剂中分别加入5%、10%和15%黏土矿物，混合均匀后装入具塞磨口瓶内，在65 ℃恒温箱内静置24 h后测试封窜剂黏度，结果见表3。

2.1.3 黏土矿物+原油的影响

定位封窜剂与黏土矿物和原油按“黏土5%+原油5%”、“黏土5%+原油10%”和“黏土10%+原油5%”比例混合均匀，将其保存在具塞磨口瓶内，于65 ℃恒温箱内保存24 h后测试封窜剂黏度，结果见表4。

2.2 定位封窜剂的分子聚集态

将“速溶”聚合物、常规聚合物凝胶和定位封窜剂稀释成100 mg/L目的液，冷冻后观察其微观结构形态，结果见图1-3[10]。

由图1和图2可以看出，“速溶”聚合物大分子呈现局部缠绕分散不均的聚集态，深部成胶效果下降;常规聚合物凝胶呈现立体网状结构，内部结构分布不均，作用有效期短。由图3可以看出定位封窜剂成胶前为小分子链，呈现高度均匀分散状态，剪切作用对其分子链破坏作用较小，使得该体系运移至储层深部后性能变化很小。定位封窜剂成胶后，呈现整体均匀无孔隙结构聚集态，作用有效期长。

2.3 稠油强化冷采体系的黏度及其影响因素

2.3.1 冷采剂质量浓度的影响

配制不同质量浓度的冷采体系，测试其溶液黏度，结果见表5。

2.3.2 黏土含量的影响

冷采体系中分别加入5%和10%的黏土矿物，混合均匀后装入具塞磨口瓶内，将磨口瓶静置于65℃恒温箱内24 h后测试冷采体系黏度。结果见表6。

2.4 稠油强化冷采体系对原油的降黏作用

将冷采剂溶液以20%比例与不同黏度模拟原油混合至均匀，保存在具塞磨口瓶内，保存在 65 ℃恒温箱内，待24 h后测试乳化液的黏度。结果见表7。

由表7可以看出，冷采剂的降黏作用明显，不同黏度的模拟原油加入冷采剂后黏度大幅度下降，降黏率均可达97%以上，最高可达99.37%，表明冷采剂对原油的乳化降黏效果显著。

2.5 不同组合方式增油效果对比

2.5.1 储层非均质性的影响

在不同非均质岩心上进行常规聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂单一体系及其组合技术的驱替实验，结果见表8。

由表8可以看出，随储层非均质性增强即岩心高渗透层渗透率增加，单一体系以及“常规聚合物凝胶+冷采剂”和“定位封窜剂+冷采剂”组合技术的采收率增值和最终采收率均呈现增大趋势;与单一的注冷采剂、聚合物凝胶、定位封窜剂相比，两种组合技术的采收率增值更大。“方案4”和“方案5”呈现同样变化规律。原因在于随着渗透率级差的增大，单独注冷采剂时容易进入渗流阻力较低的高渗层，但由于高渗透层剩余油含油饱和度较低，注冷采剂采收率增值较小。岩心高渗层渗透率越大，聚合物凝胶越易进入，采收率增幅越大。

2.5.2 原油黏度的影响

采用各小层渗透率（高/中/低）分别为6 000×10-3、2 000×10-3、200×10-3 μm2的非均质岩心考察原油黏度对常规聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂单一体系以及“常规聚合物凝胶+冷采剂”和“定位封窜剂+冷采剂”组合技术增油效果的影响，结果见表9。

由表9可以看出，随原油黏度增加，常規聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂单一体系以及两种组合技术的采收率增值均减小，主要原因是随着被驱替相黏度增大，驱替相与被驱替相之间流度比增大，最终采收率降低。与单独注冷采剂、常规聚合物凝胶和定位封窜剂以及“常规聚合物凝胶+冷采剂”相比，“定位封窜剂+冷采剂”增幅最大，效果最好。

3 结论

（1）定位封窜体系具有很强的储层适应性，原油和粘土矿物对其成胶性能影响很小;微观分子聚集态对比表明，定位封窜体系相比常规聚合物凝胶体系具有更强的抗剪切性，能够实现深部定位成胶，成胶后结构紧密使得后续流体较难突破。

（2）与单一常规聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂体系作用效果相比，两种组合技术增油效果较好。当原油黏度和储层非均质性相同时，“定位封窜剂+冷采剂”组合技术的增油效果优于“常规聚合物凝胶+冷采剂”组合技术的增油效果，采收率增值更大。

（3）“定位封堵+强化冷采”实现了二次采油与三次采油技术组合，兼有扩大波及体积和降低原油黏度的双重功能，为海上非均质稠油油田高效开发提供了新的思路，应用前景广阔。

参考文献：

[1]梁丹，吕鑫，蒋珊珊，等.渤海油田分级组合深部调剖技术[J].石油钻探技术，2015，43（2）：104-109.

[2]赵德喜，于喜艳，郑景珊，等.渤海稠油油田高含水后期二次开发实践[J].石油钻采工艺，2013，35（4）：70-72.

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[4]冯其红，陈先超，孙民笃.聚合物驱后多元调驱体系提高采收率研究[J].油田化学，2012，29（2）：231-235.

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[7]王婷婷. 强化分散体系提高稠油油藏采收率影响因素实验研究[J].当代化工，2016，45（8）：1761-1763.