高温高矿化度油藏深部调驱体系性能评价及应用*

钟万有，赵 波，韩世寰，贺承祖，余建波，李玉金，张文辉

（新疆科力新技术发展股份有限公司，新疆克拉玛依834000）

国内大部分超高温、超高矿化度油藏已进入注水开发后期，油藏层内和层间矛盾逐渐凸出。受油藏非均质性以及开发因素等影响，剩余油分布更加复杂与分散，大量剩余油分布在注水未波及的低渗带与微孔喉中。微球、体膨颗粒、涂层、无机颗粒等［1-7］调驱剂具有耐高温和耐高矿化度特性，但矿场试验中存在注入困难，无法对地层进行深部处理等问题。聚合物类调驱剂具有良好的注入性能，可有效解决颗粒型调驱剂存在的问题，但在高温、高矿化度下，存在溶解性差，凝胶脆、稳定性差等问题［8-17］。相对金属离子型凝胶和酚醛凝胶，目前报道较多的耐温、耐盐聚乙烯亚胺凝胶体系在性能上有很大的突破［18-20］，但在高矿化度和150℃下的稳定性不超过30 d，依然无法满足青海、塔里木等特殊油藏的高温、高矿化度环境（地层温度≥120℃，矿化度≥20×104mg/L）。因此，亟待研发一种适用于深井、超高温、超高矿化度的新型调驱体系。本文报道的新型调驱体系由耐温耐盐聚合物SD6800［21-22］、高温交联剂［23］、改进剂和稳定剂组成。SD6800和高温交联剂交联形成凝胶，改进剂、稳定剂起协同作用进一步改善凝胶稳定性。研究了调驱剂的耐温性、注入性、流动性、封堵性、耐冲刷性和驱油性能，并在塔里木油藏进行了矿场试验。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

氯化钠、氯化钙、苯酚、甲醛、聚乙烯亚胺、硫脲、多乙烯多胺、水杨酸钠、六次甲基四胺，分析纯，成都市科龙化学试剂厂；阴离子型耐温耐盐聚合物SD6800，山东盛达公司研发，新疆科力新技术发展股份有限公司生产；模拟盐水为25×104mg/L氯化钠溶液；塔里木现场水，矿化度207664.6 mg/L，水型氯化钙，离子组成（mg/L）为：K++Na+72017.1、Ca2+8381.7、Mg2+368.8、Cl-126790.9、SO42-26.3、HCO3-159.4；单管填砂岩心，φ38 mm×300 mm，孔隙度30%，水测渗透率210×10-3μm2。

BSA2202S电子天平、TQ-1高温高压罐、ZQ-1高温高压驱替设备、FD-240高温烘箱，常州易用科技有限公司；SY312机械搅拌器，上海梅颖蒲仪器仪表制造有限公司；MCR302流变仪，安东帕（上海）商贸有限公司等。

1.2 实验方法

（1）添加剂的制备。①高温交联剂：按照苯酚、甲醛、聚乙烯亚胺摩尔比为1∶3∶1进行缩合反应。将苯酚与聚乙烯亚胺在40℃下混合均匀，保温20 min，然后加入甲醛，控温30℃下反应30 min，升温70℃反应2 h，然后升温至130℃脱水得到高温交联剂，反应方程式见图1。②改进剂：按多乙烯多胺、水杨酸钠、六次甲基四胺摩尔比为1∶1∶2混合，加水溶解，配制固含量为50%的水溶液。③稳定剂：配制硫脲含量为50%的水溶液。

（2）调驱体系的制备。在模拟盐水中加入SD6800、高温交联剂、改进剂、稳定剂，在150℃下进行交联反应，反应方程式见图2。

（3）成胶时间、强度、稳定性评价。按配方配制调驱体系样品，放入高压釜中密封，定期取出样品，监测调驱剂样品黏度的变化。根据调驱剂黏度—时间曲线，黏度拐点所对应的时间为成胶时间［24］；表观黏度达到最大所对应的时间为最终成胶时间；开始水化或脱水对应的时间为稳定时间；强度用调驱剂黏度来表征。在温度90℃、剪切速率10 s-1的条件下测定表观黏度。

（4）调驱剂性能评价。①用塔里木现场水配制调驱剂（1.5%SD6800、SD6800与高温交联剂质量比50∶1、0.2%改进剂、0.1%稳定剂），向单管填砂岩心中连续注入3 PV调驱剂，在150℃烘箱中候凝24 h后，在90℃下进行5 PV后续水驱，考察调驱剂的封堵性能和耐冲刷性能。②压制3个规格为φ25 mm×80 mm、渗透率为200×10-3μm2填砂管岩心。将填砂管模型抽真空6 h，饱和塔里木现场水，测量孔隙度和水测渗透率。将调驱剂在150℃候凝成胶24 h。将3管岩心串联（1号管前面端为测压点1，1号和2号管之间为测压点2，2号和3号管之间为测压点3），90℃下连续注入3 PV调驱剂（注剂速度1 mL/min），考察调驱剂的流动性。③制备4个规格为φ38 mm×300 mm、渗透率具有一定级差的填砂管岩心。将填砂管模型抽真空6 h，饱和塔里木现场水，测量孔隙度和水测渗透率。将4管岩心并联，先进行水驱至含水98%；注入0.1 PV保护段塞（0.5%SD6800溶液）；然后注入调驱体系0.1 PV；后续水驱至含水98%以上；再注入调驱体系0.1 PV，再后续水驱至含水98%以上（注剂速度1 mL/min），考察调驱剂的驱油性能。

2 结果与讨论

2.1 调驱体系性能影响因素

2.1.1 SD6800加量

图1 制备高温交联剂的反应方程式

图2 制备调驱体系交联反应方程式

为应对复杂的地层环境（不同的水流优势通道需要的调驱剂强度不同），需确定SD6800的用量。在SD6800与高温交联剂质量比=50∶1、0.3%改进剂、0.2%稳定剂的条件下，SD6800加量对调驱剂交联时间和强度的影响见表1。随SD6800浓度增加，调驱剂成胶速度加快，表观黏度增加，稳定性变优，强度增强。这是由于SD6800浓度增加，体系包笼水分子的能力增加，使得调驱体系网状结构更为致密，宏观上表现出强度增强；稳定性改善的同时交联反应点增加，分子碰撞几率增大，表现出成胶时间缩短。SD6800的浓度应根据现场地层水窜通道的渗透率来决定。

表1 SD6800加量对调驱剂性能的影响

2.1.2 高温交联剂加量

在1.5%SD6800、0.3%改进剂、0.2%稳定剂的条件下，SD6800与高温交联剂质量比对调驱剂交联时间、强度和弹性的影响如表2和图3所示。由表2可见，随着SD6800与高温交联剂质量比的降低，调驱剂成胶速度加快、强度增强，但稳定性变差。SD6800与高温交联剂质量比过高，调驱剂强度较小，过低则调驱剂易交联过度脱水。SD6800与高温交联剂适宜的质量比为50∶1。

由图3可见，SD6800与高温交联剂质量比≥100∶1时，调驱体系损耗模量（G"）＞储能模量（G'），调驱剂尚未达到临界凝胶点，主要表现出黏性特征；当SD6800与高温交联剂质量比≤50∶1时，调驱体系的G"＜G'，调驱体系逐渐凸显弹性性能，并且以弹性性能为主。SD6800与高温交联剂质量比越小（交联剂越多），调驱体系的网状结构由二维逐步转变为三维，宏观上表现出调驱剂体系的弹性特征越发突出［15］。

表2 SD6800、高温交联剂质量比对调驱剂性能的影响

图3 SD6800与高温交联剂质量比对调驱剂黏弹性曲线的影响

2.1.3 改进剂加量

调驱剂配方主体成份为SD6800和高温交联剂，改进剂主要是为了进一步改善凝胶柔韧性和增加凝胶强度，提高凝胶稳定性。在1.5%SD6800、SD6800与高温交联剂质量比50∶1、0.2%稳定剂的条件下，改进剂加量对调驱剂交联时间和强度的影响如表3所示。无改进剂时，调驱剂强度小，稳定性差，30 d即水化；改进剂的引入可加强调驱剂强度和稳定性，但需控制在一定范围，如果过量，调驱剂易脱水。这是由于改进剂可进一步强化体系网状结构，过量则易导致整个体系缩聚。改进剂最佳加量为0.2%。

表3 改进剂加量对调驱剂性能的影响

2.1.4 稳定剂加量

为节约成本需优化稳定剂用量。在1.5%SD6800、SD6800与高温交联剂质量比50∶1、0.2%改进剂的条件下，稳定剂加量对调驱剂交联时间和强度的影响如表4所示。体系中无稳定剂时，20 d即脱水。稳定剂的引入使凝胶稳定性得到改善，最佳加量为0.1%。由于调驱剂体系中存在氧气，高温下可发生自由基降解反应，稳定剂可与氧自由基等发生反应，阻止降解反应的进行。

表4 稳定剂加量对调驱剂性能的影响

2.1.5 温度

调驱剂最佳配方为：模拟盐水、1.5%SD6800、SD6800与高温交联剂质量比50∶1、0.2%改进剂、0.1%稳定剂。温度对调驱剂交联时间和凝胶强度的影响如图4所示。温度越高，反应速度加快，成胶时间越短［8］。温度越高，调驱剂的强度越大。这是由于高温下可激活高活化能化学键，增加反应点，进一步强化调驱剂的网状结构，提升调驱剂强度。但温度越高调驱剂的稳定性越差，主要有两个原因：其一根据分子运动理论，温度越高，分子运动越剧烈，化学键易断裂，导致调驱剂稳定性差；其二根据晶格动力学，温度升高，晶格形变增大，分子运动更加剧烈，水分子容易脱离晶格束缚，导致调驱剂脱水。

图4 温度对成胶时间和凝胶强度的影响

2.2 调驱体系性能评价

2.2.1 注入性、封堵性和耐冲刷性能

调驱剂的封堵性能和耐冲刷性能见图5。调驱剂注入过程中，压力持续缓慢上升，注入量达到0.8数1 PV时，压力基本稳定在1.8 MPa，说明其具有良好的注入性能，同时反映出调驱剂在岩心中具有良好的波及系数（高达80%以上）。阻力系数41.9，残余阻力系数46.5，后续水驱突破压力达到3.4 MPa、突破压力梯度达到11.33 MPa/m，说明调驱剂有较好的封堵能力。调驱措施后进行5 PV水驱，水驱压力基本稳定在3 MPa，是调驱措施前水驱压力的46.5倍，说明调驱剂具有良好的耐冲刷性能。

图5 单管岩心驱替实验注入压力随注入量的变化

2.2.2 流动性

图6 串联岩心驱替实验各测压点压力随注入量的变化

由图6可见，向3管串联岩心中注入调驱剂后，3个测压点压力均在不同的时机出现缓慢而均匀的上升。当注入量为3 PV时，3个测压点压力均基本稳定，调驱剂稳定流出，表明该调驱体系在多孔介质中具有较好的流动性，可对地层进行深部调剖。

2.2.3 驱油性能

4管并联岩心驱油实验结果见表5和图7。注调驱剂后产液分配发生变化。高渗层得到有效封堵，中低渗层得到启动，波及体积提高，总体出现含水下降，采收率和注入压力上升。渗透率107.4×10-3、232.8×10-3、349.4×10-3、698.2×10-3μm2岩心的采收率分别提高51.5%、30.1%、11.5%、8.0%。说明调驱体系具有驱油和改善地层的非均质性双重能力。由表5可见，调驱前渗透率698.2×10-3μm2岩心产液百分比高达89.7%。第一次调驱后产液百分比下降至42.7%，下降幅度高达52%，其他相对低渗岩心产液量不同程度的提升；第二次调驱后产液百分比下降至8.4%，降幅高达90.6%，两个低渗岩心产液量再次得到不同程度的提升。进一步说明该调驱剂体系具有良好的调剖、改善地层非均质性能力。

表5 并联岩心注剂前后的产液分配

图7 并联岩心驱油实验的驱油动态曲线

2.3 现场应用

2016年该调驱体系已在塔里木高温、高矿化度油藏进行1井次先导性试验，2016年5数 8月期间现场累计注入104m³调驱剂。

2.3.1 油藏基本概况

塔里木深层油藏为构造完整、轴向近南北的背斜构造砂岩油藏，油层埋深5700数5840 m，油层最厚120 m，地层倾角4.5数12°，油藏内部断层、断距10数15 m，原始地层压力62.38 MPa，压力系数1.12，地层温度142℃，矿化度25×104mg/L。油藏为块状底水油藏，受储层物性及夹层影响，表现为层状开发特征；储层孔隙结构整体为小孔道-特小孔道、细喉-微细喉，且喉道相对均匀，属中低渗油藏，平面和纵向上物性差异大，且夹层、隔层发育不连续；井网井距＞600 m。

塔里木油藏自1990年开始开发，共经历了试采、上产、注采结构优化、产液结构调整和细分层系开发5个阶段。近年来，该区块年均含水上升速率5%，开发形势变差，年均产量递减率15%，目前含水率高达80%。此外油藏存水率、水驱指数急速下降，耗水指数上升，剩余油平面和纵向上分布不均匀。2006数2013年对该区块进行示踪剂监测，累计监测注水井20井次，对应采油井137口，见示踪剂采油井比例仅占21.9%，区块层内、层间矛盾突出，注水极为不均衡。说明有大范围油区尚未波及，为了抑制注入水“窜流”，进一步提高储集层动用程度迫切需要改善地层剖面，提高注水效率，实现增产增效。

2.3.2 矿场实验及措施效果分析

在塔里木油藏注入调驱剂后，注水井井口压力上升2.1 MPa，视吸水指数下降1.1 m³/d·MPa；注水井压力指数（PI）值由措施前的9.82上升至21.83，井筒充满度（FD）值由措施前的0.59上升至0.97，注水正常；原强吸水层CIII_2-1_T、CIII_2-2_T吸水量下降，原弱吸水层CIII_3-1_T、CIII_3-2_T、CIII4及以下吸水能力均不同程度增强，吸水剖面得到有效改善。目前该区块已经有3口一线生产井相继见效，生产井出现不同程度的增油、含水下降等现象。2016年6月开始实施，截至2018年3月生产井累计增油7890 t。

3 结论

调驱体系基础配方为：0.5%数2.0%耐温耐盐高分子SD6800，SD6800与高温交联剂质量比50∶1，0.2%改进剂，0.1%稳定剂。随着SD6800浓度增加，成胶速度加快，表观黏度增大，稳定性提高。随着交联剂或改进剂浓度增加，成胶速度加快，相应的表观黏度增大，交联剂或改进剂浓度过高，调驱体系易交联过度而脱水。调驱体系在150℃、矿化度25×104mg/L环境下可长期稳定60 d以上。调驱体系具有良好的耐温性、耐盐性、流动性、封堵性和耐冲刷性，可有效缓解油藏层内和层间矛盾，封堵高渗通道，改善油藏吸液剖面，提升井口压力，降低视吸水指数。