東仁溝-韓渠油區注水井深部調驅體系的研究與應用

孫天祥 ，郭永宏

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林 718600）

東-韓油區油藏實際存水率低于標準存水率，油藏的總體水驅開發效果下降，在目前累積注采比為1.47，遠大于1的情況下，目前地層壓力仍小于原始地層壓力，無效注水現象明顯。油藏縱向上注水矛盾突出。統計東-韓油區10口正常注水井吸水剖面，相對吸水量大于30%的層共有15個，占總層數的32%，雖然實施了細分注水，吸水量較小，甚至不吸水的層仍大量存在，749井吸水剖面測試結果表明，射孔注水的5個層中2層為主力吸水層，占全井吸水量的75.44%，而其它幾個層基本不吸水，造成大量儲量得不到動用，油藏平面上注水受效不均勻。在注水過程中縱向矛盾突出的同時，注水平面矛盾也較普遍。同一井組內即存在注水受效而生產井高含水的油井，也存在供液不足而低壓低產的油井。必須改善注水狀況，提高儲量動用程度。根據東-韓油區油藏溫度（63.3℃）及地層水礦化度（延安組15 000～33 000 mg/L）特征，應用深部調驅工藝技術是解決相關問題的有效途徑[1-3]。

1 多元共聚物調驅體系優化

多元共聚物由于共聚了耐溫抗鹽單元，該單元具有增大鏈的剛性，抑制酰胺基的水解，增強水化能力，降低對二價陽離子的敏感性，提高抗水解能力，能滿足深部調驅的需要[4]。

1.1 體系配方

主劑：0.1%～0.5%；交聯劑：0.1%～0.5%；復合穩定劑：0.1%～0.4%；調節劑：0.05%。

實驗條件：定邊采油廠東-韓油區注入水，實驗溫度為 55 ℃[5]。

1.2 深部調驅體系基液性能

1.2.1 基液粘度與濃度的關系 將共聚物制成0.4%的濃度，放置24 h，用定邊采油廠水稀釋成0.3%，0.2%，0.1%，攪拌均勻，然后在NDJ-1型粘度計在6 r/min的轉速下，室溫下測定基液的粘度，結果（見圖1）。

由圖1可知，在實驗濃度內，基液粘度隨濃度的增加而迅速增加，但總體粘度相對較低，利于體系的注入。

圖1 基液濃度與基液粘度的關系

1.2.2 pH值對基液粘度的影響 0.2%的Ⅰ型共聚物與0.2%的交聯劑所制成的堵劑溶液，在不同pH值下的粘度（見圖2）。由圖2可知，pH值在6～8，堵劑粘度最高。

圖2 pH值對堵劑溶液粘度的影響

1.2.3 基液的熱穩定性 濃度為0.2%的Ⅰ型、Ⅱ型共聚物基液配制好后，靜置于22～35℃的室溫條件下，定期取樣在NDJ-1六速旋轉粘度計下0#轉子測其粘度，基液經此一周后，再置于35℃恒溫水浴中進行穩定性試驗，試驗結果（見圖3）。

由圖3可知，用陜北定邊采油廠水配制的共聚物基液在室溫下靜置7天后，粘度分別增加6.13%和7.15%，再在35℃下靜置2 d，基液粘度為17.3 mPa·s和 28.1 mPa·s，與配制時相比，僅增加了 2.3 mPa·s和3.1 mPa·s，可見該體系在室溫條件下具有良好的穩定性，這對方便施工是十分有益的。

1.3 深部調驅體系篩選與評價

圖3 基液常溫下的穩定性

1.3.1 主劑濃度對成膠時間與凝膠粘度的影響 將配好的Ⅰ型共聚物體系放在55℃、70℃下膠凝48 h[5]，測得的體系濃度與凝膠粘度的關系（見圖4、圖5）。

由圖4可知，凝膠粘度均隨其濃度的增加而增加，由圖5可知，在高溫條件下，成膠時間隨堵劑濃度增加而下降的速率顯著高于低溫下的成膠時間下降速率。

圖4 主劑濃度對凝膠粘度的影響

圖5 主劑濃度對成膠時間的影響

1.3.2 交聯劑濃度的優選 用共聚物配成0.2%的溶液，分別與 0.1%、0.15%、0.2%、0.25%、0.3%的交聯劑復配，pH 值 6.8～7.1（不調），55 ℃下，凝膠粘度（見圖6）。由圖6可知：隨著交聯劑用量的增加，體系凝膠粘度增大，其原因是隨著交聯劑用量的增加，體系中交聯基團數也隨之增加，交聯點增多，交聯網絡的包水能力明顯增強，凝膠強度增大，但隨著交聯劑用量的增加，會造成交聯后體系不穩定，發生脫水現象。聚合物與交聯劑的配比可優選為1∶1。

圖6 交聯劑濃度與凝膠粘度的關系

1.3.3 穩定劑及其濃度的確定 現場污水中的活性氧、氧化劑和細菌使聚合物降解，尤其是在較高溫度下能使交聯體系的粘度迅速下降，不能保持良好的長期穩定性，但在凝膠體系中加入合適的穩定劑，通過穩定劑優先與氧發生反應，并降低自由基反應活性，從而提高聚合物濃度的穩定性。尤其在高溫高鹽長期熱穩定過程中，可起到保護凝膠的目的，55℃下115 d對凝膠粘度的影響（見表1）。

由表1看出，加入復合穩定劑0.03%～0.05%，能顯著提高交聯體系的熱穩定性。

表1 復合穩定劑濃度對凝膠粘度的影響

1.3.4 溫度對成膠時間及凝膠強度的影響 共聚物，交聯劑各為0.2%的溶液在50～75℃下交聯反應，在不同溫度下其成膠時間和測得的凝膠粘度（見圖7）。

圖7 溫度與凝膠粘度、成膠時間的關系曲線

由圖7可知：隨著溫度升高，凝膠粘度增加，但65℃之后有所下降，但下降的比較平緩。成膠時間隨溫度的升高而縮短，這是由于隨著溫度升高，化學反應速度增加，交聯速度增加，因而反映出膠凝時間縮短。

1.3.5 pH值對調驅劑性能的影響

1.3.5.1 pH值對調驅劑凝膠粘度的影響 共聚物濃度為0.2%+交聯劑0.2%的溶液在55℃下膠凝36 h后，測得凝膠粘度與pH值的關系（見圖8）。

圖8 pH值對堵劑凝膠粘度的影響

由圖8可知，pH值在5～9，凝膠隨著pH值的升高而增加，pH值在6.5以上時，凝膠粘度變化不大。

1.3.5.2 pH值對膠凝時間的影響 共聚物濃度為0.2%+交聯劑0.2%的溶液在70℃下膠凝36 h后，測得成膠時間與pH值的關系[6]（見表2）。

表2 pH值對交聯體系粘度及交聯時間的影響

由表2可知，pH值對成膠時間影響不顯著，pH值為5時，膠凝時間約為48 h；pH值為6～9時，成膠時間為36 h。

1.3.6 抗剪切性 配制2 000 mg/L共聚物交聯體系在速率1 200 r/min的條件下，測定其凝膠體系的粘度、交聯時間[6]（見表3）。

表3 不同剪切時間下的體系粘度

由表3可知，高速剪切后，使體系粘度下降，Ⅰ型共聚物的剪切60 min后基液粘度下降30.0%，體系凝膠粘度下降10%，剪切后體系粘度保持率在90%以上，交聯體系的耐剪切性能使其溶液在到達地層深部時仍能有較高的粘度保持率，有利于擴大波及體積，提高原油采收率。

1.3.7 礦化度對共聚物體系性能的影響 鹽類對體系性能的影響是一個重要的考察指標，室內配制不同礦化度的標準鹽水，對交聯體系的性能進行了實驗考察，體系粘度與礦化度的關系（見圖9）。

由圖9可知，Ⅰ型共聚物交聯體系在55℃溫度下，隨著礦化度的增加，粘度有所下降，但在2 000 mg/L下粘度基本不變，只有礦化度大于5 000 mg/L時體系濃度才會發生較大的下降。

圖9 礦化度對體系粘度的影響（55℃）

1.3.8 地層砂對體系粘度的影響 配制2 000 mg/LⅠ型共聚物交聯體系，觀察其在55℃下對體系的影響[5]。

表4 地層砂對體系粘度的影響（55℃）

由表4可知，聚合物與地層砂在 1∶0.2和1∶0稠度相當，粘度也相當，5 000～6 000 粘彈性尚好；1∶0.5表觀粘度與1∶0.2和1∶0區別不明顯，但稠度明顯小；1∶0.8相對于1∶0.5稠度和粘度明顯下降，說明地層砂對聚合物有一定量的吸附。

1.3.9 原油對體系性能的影響 用陜北油田水配制2 000 mg/LⅠ型共聚物交聯體系，然后把該體系和原油按不同比例混合，觀察其在55℃和70℃下對體系的影響，通過實驗，原油對體系成膠基本沒有影響。

1.3.10 Fe2+、Fe3+對凝膠體系粘度的影響 結合現場施工需要，考慮Fe2+、Fe3+對體系的影響，室內在0.3%的共聚物溶液中分別加入 Fe2+：0、5、10、15、20 mg/L；Fe3+：0、5、10、15、20 mg/L，55 ℃下考察凝膠粘度的變化，結果（見表5）。

表5 Fe2+、Fe3+對凝膠粘度的影響

表6 55℃與77℃熱穩定性實驗結果

由表5可知，Fe2+對凝膠聚合物的粘度較Fe3+的影響大，在實驗中還發現隨著鐵離子濃度的增大，成膠時間有些延長的現象。

1.3.11 體系耐沖刷性評價 采用180目的石英砂制作試驗用填砂管，人造填砂管，巖心、恒重、抽真空飽和地層水、飽和油、水驅、擠調驅劑（0.5 PV）、再大劑量水驅，直至壓力穩定為止，實驗結果（見圖10）。由圖10可知，體系耐沖刷性良好。

圖10 體系耐沖刷試驗曲線

1.3.12 體系的熱穩定性 配制共聚物濃度為0.2%+交聯劑0.2%的溶液在55℃、70℃下體系的長期穩定性，結果（見表 6）。

由表6可知，70℃下180 d，凝膠頂部稍有析水，但仍然有一定強度；55℃下180 d，凝膠不脫水，強度稍有降低。

1.4 封堵性能評價及提高采收率評價

在實驗中，為了克服人造短巖心在提高采收率實驗中容易出現誤差的特點，以保證實驗數據的準確性，室內用180目的石英砂充填了3塊人造巖心，對這三塊巖心進行了認真測量、恒重、抽真空飽和地層水、飽和油、水驅、擠調驅劑（0.2 PV）、再水驅等工作，計算出了深部調驅體系不同組合形態下的封堵率、突破壓力、提高采收率等重要的參數[6-8]，結果（見表7）。

由表7可知，研制體系調剖效果良好，完全滿足現場需要。

表7 填砂管實驗數據統計表

2 深部調驅礦場試驗

2.1 深部調驅先導性礦場試驗

首先選擇定749井作為深部調驅體系的先導性試驗井組，749井完鉆井深2 038 m，主力開采層位長2：1 924.9～1 948.8 m，地層溫度為55～60℃，孔隙度14.2%，滲透率13.8 mD，共注入深部調驅劑1 310 m3。

2.1.1 調驅井調驅前后吸水剖面變化 調驅前所測吸水剖面結果顯示1 924.0～1 936.0 m，相對吸水僅占14.9%，1 936.0～1 948.8 m井段相對吸水占75.44%，注水主要突進（舌進）在1 938 m和1 948 m兩處；調驅后，該井主要吸水井段轉移至井段1 920.5～1 936.0 m，相對吸水達到了100%，啟動了新注水層1 920.5～1 924.9 m，共4.4 m，同時1 924.9～1 932.4 m井段的吸水也得到了加強，注水在1 938 m和1 948 m兩處的突進（舌進）現象得到了控制。

2.1.2 對應油井增油、降低含水效果 該井對應油井9口（定 1501、748、750（停井）、169、978、689、747、1668、697），從對應油井增油情況看，2007年元月與2006年11月比較，748井月增油7.234 t，169井月增油3.435 t，978 井月增油 12.338 t，689 井月增油 21.399 t，697井月增油4.971 t，而747井和1668井液量和油量均有所下降，初步分析應為水驅方向的轉變。748井含水由88%降至86.3%，169井由37.3%降至35.9%，975井由26.2%降至23.4%，689井由60.2%降至56.3%，697井由80.9%降至80%。

總體效果：12個月井組累計增油595.65 t，降水432.7 m3。

2.2 深部調驅礦場試驗

東韓油區共現場實施完19個井組，施工從2006年10月到2007年10月，統計到2007年12月31日，累計增油5 413.2 t，累計降水4 715.1 m3。

3 結論

（1）研究的交聯共聚物深部調驅體系，能夠滿足東韓油區中深層油藏深部調驅的需要。

（2）19個調驅施工井組，已累計增油5 413.2 t，降水4 715.1 m3，調驅效果明顯。

[1]張燾，蘇龍，劉建東，等.凝膠深部調剖技術研究與發展趨勢[J］.油氣田地面工程，2009，28（4）:27-28.

[2]武海燕，羅憲波，張廷山，等.深部調剖劑研究新進展[J］.特種油氣藏，2005，12（3）:1-3.

[3]賈曉飛，雷光倫，賈曉宇，等.注水井深部調剖技術研究現狀及發展趨勢[J］.特種油氣藏，2009，16（4）:6-12.

[4]周高寧，李金環.深部調剖有機復合交聯劑的研制[J］.天津化工，2007，21（6）:48-49.

[5]張龍勝，邵煥彬，姚洪生，等.特低滲透裂縫油藏深部調剖技術研究與應用[J］.油氣藏評價與開發，2011，1（3）:9-61.

[6]王啟斌，姚峰，李軍珠，等.微裂縫油藏交聯聚合物深度調剖試驗研究[J］.特種油氣藏，2004，11（4）：98-101.

[7]陳智宇，師樹義，李玉娟，等.應用延緩交聯體系進行深部調剖[J］.油氣采收率技術，1995，2（2）:21-24.

[8]馬麗梅，劉鳳珍.薩南開發區預交聯體膨顆粒深度調剖效果分析[J］.大慶石油地質與開發，2004，23（4）:66-67.