无机凝胶在高盐油藏的调驱效果及工艺参数优化<br/>——以吐哈雁木西油田为例*

无机凝胶在高盐油藏的调驱效果及工艺参数优化
——以吐哈雁木西油田为例*

2019-12-27尹玉川卢祥国吕金龙那日苏曹伟佳

油田化学 2019年4期

徐浩，郑锐，尹玉川，黄鹏，卢祥国，吕金龙，那日苏，曹伟佳

（1.中国石油吐哈油田分公司采油工程院，新疆鄯善 838200；2.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆163318）

0 前言

雁木西油田位于新疆吐鲁番盆地，由四个局部圈闭组成，属于胜南-雁木西构造带，其中雁6 块为油田主力注水开发区域，发育有第三系和白垩系两套层系，属于中孔中渗油藏，储层非均质性十分严重。第三系储层地面原油具有密度低、黏度低和凝固点低等特点。地层水水型为CaCl2型，矿化度115500数 191800 mg/L，Ca2+、Mg2+离子浓度超过7000 mg/L，为高矿化度CaCl2型原生地层水。目前，雁木西油田主力层系综合含水超过93%，采出程度低于20%，“稳油控水”形势十分严峻，亟待采取大幅度提高采收率技术。聚合物驱油技术已经成为高含水油田提高采收率的重要措施之一［1-5］，但雁木西油田注入水的矿化度和Ca2+和Mg2+浓度较高，现有普通聚合物和抗盐聚合物在雁木西油田注入水中的分散和熟化效果较差，且滞留和液流转向能力也较差，聚合物驱难以取得较好的技术经济效益。近年来，无机凝胶调驱技术由于具有耐温耐盐能力强、注入性好、无毒环保和药剂费用低等特点，在高盐高温油藏调整吸液剖面实践中受到广泛重视并在试验中取得明显的增油降水效果［6-9］。为满足雁木西油田提高采收率技术需求，本文以雁木西油田储层地质特征和流体性质为模拟对象，开展了高盐油藏无机凝胶主剂断塞尺寸、注入方式、注入轮次及表面活性剂的调驱效果及工艺参数优化实验研究，另外进行了调驱剂及其组合方式对增油降水效果的影响实验研究，并对其进行经济效果评价。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

“高分”聚合物，相对分子质量1900×104，固含量88%，大庆炼化公司；有机铬交联剂，实验室自制，有效含量1.52%；硅酸钠，有效含量80%，国药集团化学试剂有限公司；非离子型表面活性剂DWS，有效含量35%，大连戴维斯科技有限公司。实验用水为雁木西油田注入水和软化水，软化水是通过向注入水中添加氢氧化钠-碳酸钠来消除注入水中钙镁离子而得到的水。注入水的矿化度151453 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：K++Na+51433、Ca2+6915、Mg2+393、HCO3-59、Cl-92524、SO42-129。实验用油为雁木西油田原油，黏度6 mPa·s（55℃）。实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［10-11］，几何尺寸：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。其中岩心Ⅰ：高渗层 Kg=800×10-3μm2，中渗层 Kg=200×10-3μm2，低渗层Kg=50 ×10-3μm2。岩心Ⅱ：层内非均质岩心，包括高低二个渗透层，高渗层Kg=800×10-3μm2，中渗层Kg=200×10-3μm2，高渗透层中包含一个特高渗透条带，它是通过在高渗透层中钻孔和填砂而形成（见图1）。

图1 岩心结构实物图

实验装置主要包括平流泵、压力传感器、和中间容器等。除平流泵外，其它部分置于55℃恒温箱内（见图2）。

图2 实验设备及流程示意图

1.2 驱油实验

驱油实验具体步骤如下：（1）常温下岩心抽空饱和地层水，确定孔隙体积；（2）油藏温度55℃下油驱水，确定含油饱和度；（3）油藏温度55℃下水驱到含水率98%，确定水驱采收率；（4）按照实验方案设计内容进行调剖或调驱，确定采收率。实验注入速率0.3 mL/min，实验温度为目标油藏温度55℃，实验过程中每30 min 记录1 次注入压力、计量一次含水率和采收率。

2 结果与讨论

2.1 主剂段塞尺寸对增油降水效果的影响

主剂段塞尺寸对调驱增油降水效果影响实验结果见表1，驱替方案为：水驱98%+无机凝胶等分成6份，分6轮次交替注入+后续水驱98%，方案1-1中的无机凝胶为0.04 PV 主剂+0.01 PV 隔离液+0.04 PV 注入水+0.01 PV 隔离液，方案 1-2 中的无机凝胶为 0.06 PV 主剂+0.015 PV 隔离液+0.06 PV 注入水+0.015 PV 隔离液；方案1-3 中的无机凝胶为0.08 PV主剂+0.02 PV隔离液+0.08 PV注入水+0.02 PV 隔离液；方案1-4 中的无机凝胶为0.1 PV 主剂+0.025 PV 隔离液+0.1 PV 注入水+0.025 PV 隔离液。上述主剂均为0.03 mol/L 的硅酸钠溶液（如无特殊说明，下同），隔离液为纯化水。从表1可以看出，随着主剂段塞尺寸的增加，采收率呈现“先增后降”变化趋势。当主剂段塞尺寸为0.06数0.08 PV 时，反应所生成的无机凝胶不仅对岩心高渗层实现了有效封堵，同时对中低渗透层的伤害程度也较低，液流转向效果较好，主剂段塞尺寸为0.06 PV 时采收率的增幅可达11.19%。

表1 主剂段塞尺寸对采收率的影响

实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入体积关系曲线见图3。从图3可以看出，水驱阶段，随注入体积的增大，注入压力降低，含水率升高，采收率增大。在调驱剂注入阶段，随主剂的注入体积的增大，注入压力升高，这一方面增加了中低渗透层吸液压差和吸液量，同时也增加了中低渗透层因吸入主剂而产生无机凝胶，从而增大低渗层被伤害的程度。当主剂段塞尺寸为0.06数0.08 PV 时，中低渗透层动用程度较高，含水率下降明显，采收率增幅较大。当主剂段塞尺寸达到0.1 PV时，由于中低渗层污染严重，导致吸液压差明显减小，最终波及体积减小，采收率增幅减小。

2.2 主剂注入方式对增油降水效果的影响

主剂注入方式对调驱增油降水效果影响实验结果见表2。驱替方案为：水驱98%+无机凝胶（0.06 PV 主剂+0.015 PV 隔离液+0.06 PV 注入水+0.015 PV 隔离液）等分成6 份，分6 轮次交替注入+后续水驱98%，其中，方案2-1主剂采用等浓度注入方式，浓度为0.03 mol/L；方案2-2 主剂采用递增浓度注入方式，第1数6 轮次主剂浓度分别为0.015、0.02、0.026、0.032、0.039和0.048 mol/L。从表2可以看出，在主剂用量相同（近）条件下，与各轮次主剂采用“等浓度”注入方式相比较，采用“递增浓度”注入方式的采收率增幅提高了1.53%。采用“递增”注入方式有利于无机凝胶在岩心内实现深部运移，中低渗透层动用程度较高，采收率增幅较大。

实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入体积关系对比曲线见图4。从图4可以看出，与各轮次主剂采用“等浓度”注入方式相比较，尽管采用“递增”浓度注入方式初期注入压力升幅较小，但后续水驱阶段的注入压力反超“等浓度”注入方式的，这延长了中低渗透层在较高吸液压差条件下的吸液时间，增加了中低渗透层吸液量，因而采收率增幅较大。

表2 主剂注入方式对采收率的影响

2.3 注入轮次对增油降水效果的影响

注入轮次对调驱增油降水效果影响实验结果见表3。方案3-1数3-5：水驱98%+无机凝胶（0.06 PV主剂+0.015 PV隔离液+0.06 PV注入水+0.015 PV 隔离液）等分成β份，采用β轮次交替注入+后续水驱98%，其中β=4、5、6、7 和8。从可以看出，随注入轮次增加，采收率呈现“先增后降”变化趋势。当注入轮次为6 时，反应生成的无机凝胶不仅对岩心高渗层实施了有效封堵，同时对中低渗透层伤害程度也较低，因而扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大。

图3 不同主剂段塞尺寸下注入压力、含水率和采收率与注入体积关系

图4 不同主剂注入方式下注入压力、含水率和采收率与注入体积关系

表3 主剂注入轮次对采收率的影响

实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入体积关系曲线见图5。从图5可以看出，随着主剂注入轮次的增加，注入压力逐渐升高。注入压力升高一方面增加了中低渗透层吸液压差，产生有利影响，但另一方面也增大了中低渗透层因吸入主剂而产生的无机凝胶，从而导致低渗层被伤害。当注入轮次超过6时，注入压力明显升高，中低渗透层因吸入主剂生成无机凝胶而被伤害，导致中低渗层的启动压力升高，吸液压差明显减小，最终导致波及体积减小，采收率增幅减小。当注入轮次为5数6时，中低渗透层的动用程度较高，含水率降幅较大，采收率增幅较大。

2.4 表面活性剂对增油降水效果的影响

表面活性剂对无机凝胶调驱增油降水效果影响实验结果见表4。驱替方案为水驱98%+调驱剂+后续水驱98%，其中，方案4-1 的调驱剂为：无机凝胶（0.06 PV主剂+0.015 PV隔离液+0.06 PV注入水+0.015PV隔离液）等分成6份，分6轮次交替注入+后续水驱98%；方案4-2 的调驱剂为：无机凝胶（0.06 PV主剂+0.015 PV隔离液+0.06 PV注入水+0.015 PV隔离液）等分成6份，分6轮次交替注入+0.05 PV表面活性剂溶液（Cs=0.3%，下同）。从表4可以看出，在无机凝胶用量相同条件下，与单一无机凝胶调驱相比较，“无机凝胶+表面活性剂”组合调驱的采收率增幅提高了1.15%。由此可见，“无机凝胶+表面活性剂”组合可以达到扩大波及体积和提高洗油效率双重目的，因而采收率增幅较大。

实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入体积关系对比曲线见图6。从图6可以看出，在水驱阶段，随注入体积增加，注入压力下降，含水率升高，采收率增加。在调驱阶段，与单纯无机凝胶相比，“无机凝胶+表面活性剂”组合的注入压力及其变化趋势几乎未发生变化，表明中低渗透层吸液压差和吸液量并未增加，但由于表面活性剂溶液提高了所波及区域的洗油效率，因而最终采收率增幅较大。

2.5 调驱剂及其组合方式对增油降水效果的影响

为了模拟真实油藏的注入井和采出井近井地带存在的高渗条带，在注入井近井地带被封堵剂封堵后远井地带没有完全被封堵的情况，选用层内非均质岩心Ⅱ（包括高低二个渗透层，高渗层Kg=800×10-3μm2，中渗层 Kg=200×10-3μm2，高渗透层中包含一个特高渗透条带），首先用无机地质聚合物凝胶封堵高渗透层中填砂孔眼［12-13］，岩心抽空饱和水，饱和油；钻掉高渗透层注入端孔眼中无机地质聚合物凝胶10 cm，采出端钻掉5 cm，孔眼填砂；水驱含水98%；将孔眼中剩余无机地质聚合物凝胶全部钻掉，重新充填石英砂（含有胶结物的石英砂）；采用“丙烯晴+淀粉”复合凝胶［14-16］封堵10 cm，侯凝24 h；注入不同的调驱剂；后续水驱至含水98%。其中，方案5-1 的调驱剂为：0.1 PV Cr3+聚合物凝胶（聚合物浓度为700 mg/L，聚合物∶Cr3+=180∶1）；方案5-2 的调驱剂为：注入0.1 PV Cr3+聚合物凝胶+0.05 PV 表面活性剂溶液；方案5-3 的调驱剂为：无机凝胶（药剂和段塞组成见方案1-3）；方案5-4的调驱剂为：无机凝胶（药剂和段塞组成见方案1-3）+0.05 PV 表面活性剂溶液。

表4 表面活性剂对无机凝胶调驱采收率的影响（主剂段塞尺寸0.06 PV）

图5 不同主剂注入轮次下注入压力、含水率和采收率与注入体积关系

2.5.1 不同调驱剂及其组合方式增油效果对比

Cr3+聚合物凝胶（方案5-1）、“Cr3+聚合物凝胶+表面活性剂”（方案5-2）、无机凝胶（方案5-3）和“无机凝胶+表面活性剂”（方案5-4）的增油效果见表5。从表5可以看出，与单独Cr3+聚合物凝胶相比，“Cr3+聚合物凝胶+表面活性剂”组合调驱最终采收率较高，采收率增加4.44%。与无机凝胶相比较，“无机凝胶+表面活性剂”组合调驱增油效果较好，采收率增幅3.20%。

图6 “无机凝胶”及“无机凝胶+表面活性剂”组合的注入压力、含水率和采收率与注入体积关系

表5 不同调驱剂的增油效果

2.5.2 技术经济效果分析

以雁6块第三系油藏东部区块为例建立典型地质模型，采用反九点法井网，井距275m×275 m，有效厚度15.3 m，孔隙度22.0%，含油饱和度48.0%，孔隙体积为1018215 m3，原油地质储量为488743.2 m3。原油期货价格取50美元/桶，汇率1美元=6.789人民币元，1 m3原油相当于6.2893桶，原油价格为6.2893×50×6.789 元/m3=2134.9 元/m3。单组井网生产操作成本定为100万元。依据油田室内评价采收率值与矿场采收率值比例关系，确定此次评价采收率增值=实验采收率增值×30%。施工药剂中聚合物、交联剂、表面活性剂、硅酸钠的价格分别为1.2、2.5、1.6和0.15万元/吨。

考虑到各个方案中都使用了无机地质聚合物凝胶和复合凝胶，即便不考虑它们对总费用的贡献，各个实验方案间“产出/投入”比大小相对关系也不会发生改变。因此，以下计算仅考虑Cr3+聚合物凝胶、无机凝胶和表面活性剂费用对“产出/投入”比的影响，计算结果见表6。从表6可以看出，与多剂组合调驱方式相比，单剂调驱“产出/投入”比值较大，其中无机凝胶调驱的“产出/投入”比最大，技术经济效果较好。