勝坨油田高溫高鹽油藏疏水締合聚合物驅油先導試驗研究

張書棟

(中國石化股份有限公司勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015)

勝利油田三次化學驅資源評價結果表明，勝利油田適合化學驅的地質儲量16.05×108t。其中Ⅲ類高溫高鹽油藏覆蓋地質儲量5.10×108t，占總資源量的31.8%，資源十分豐富。但目前礦場應用的常規聚合物在Ⅲ類油藏的高溫高鹽條件下黏度會大幅降低，不能滿足油藏的要求。因此，要求開展適合Ⅲ類油藏的耐溫抗鹽聚合物驅油技術攻關研究[1-4]。疏水締合聚合物是在大分子鏈中引入耐溫抗鹽單體和少量長鏈疏水側基，提高聚合物的表觀黏度和耐溫抗鹽性能，是高溫高鹽油藏化學驅的發展方向[5]。

1　試驗區選區

試驗區選區是進行先導試驗的一個重要環節，在一定程度上決定了先導試驗的油藏物質基礎，根據聚合物驅特點和勝利油田已開發聚合物驅試驗的經驗[3]，試驗區選區遵循以下選擇原則：先導試驗區具有一定的代表性，能代表勝利油田Ⅲ類高溫高鹽油藏條件；試驗區采用常規井網開采，具有一定的推廣前景；地質條件較好，油層發育良好，連通性好；井網完善，油水對應關系好，井況良好，有中心受效油井。結合油藏特點、開發動態及聚合物實施配套性等進行綜合分析研究，確定在勝坨油田T28斷塊中部沙二段82-83砂層開展先導試驗。

試驗區油層埋深2 050～2 200 m，發育82和83含油小層，平均孔隙度27%，平均滲透率927×10-3μm2，滲透率變異系數為0.7，地下原油黏度40 mPa·s，原始地層水礦化度27 400 mg/L，目前注入水礦化度19 634 mg/L，Ca2+和Mg2+濃度503 mg/L，油層溫度85 ℃，屬中孔、中滲、高溫高鹽油藏。試驗區含油面積0.88 km2，有效厚度12.6 m，地質儲量173×104t；設計注聚井6口, 受效油井12口，中心受效油井2口。試驗區自1965年8月投入開發，目前已進入特高含水階段，截止2010年3月，試驗區綜合含水97.3%，采出程度31.5%，注入壓力12.0 MPa，預測水驅采收率35.4%。

2　驅油體系室內實驗研究

新型疏水締合聚合物是以超高相對分子質量部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)為基礎，在大分子鏈段中引入一定量耐溫抗鹽單體2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和少量高效締合單體側基而形成的改性疏水締合型聚丙烯酰胺(DH)，AMPS和締合單體的引入大大提高了HPAM的耐溫抗鹽性能和增黏性能[6]。考察了DH和常規聚合物8#(HPAM)的高溫高鹽增黏性能、熱穩定性和驅油效果。

2.1　實驗條件

水：T28配水間注入污水，水型CaCl2，礦化度19 634 mg/L，Ca2++Mg2+濃度503 mg/L，Na++K+濃度7 047 mg/L，HCO3-濃度591 mg/L，Cl-濃度11 493 mg/L。

油：T28地下原油，黏度40 mPa·s。

溫度：85 ℃。

2.2　高溫高鹽條件下的增黏性能

用T28注入污水分別配制不同濃度的DH和8#聚合物溶液，在85 ℃下，分別考察DH和8#聚合物的增黏性能，結果見圖1。改性疏水締合型聚合物的增黏性遠高于常規聚合物，這是由于高溫高鹽條件下，常規聚合物出現碳鏈斷裂、分子結構改變等，使聚合物黏度大幅削弱甚至徹底喪失；而改性疏水締合型聚合物由于在大分子鏈中引入耐溫抗鹽AMPS和締合單體，大幅提高了HPAM的增黏性能[7]。 鑒于試驗區地下原油黏度40 mPa·s，按照水油黏度比大于1/2計算，要達到較好的驅油效果，聚合物溶液黏度應大于20 mPa·s。從圖1看出，DH濃度為1 200 mg/L時，黏度達20 mPa·s，濃度為1 500 mg/L的DH即可滿足試驗區對聚合物黏度的需要。

圖1　聚合物的增黏性能

2.3　熱穩定性能

T28斷塊試驗區的油藏溫度為85 ℃，為保證驅油效果，要求驅油用聚合物在高溫條件下具有良好的穩定性，使聚合物在高溫油藏中能保持長期增黏性能。實驗用T28注入污水，配制濃度為2 000 mg/L的8#聚合物，1 500 mg/L的DH聚合物，在85 ℃，剪切速率7.35 s-1條件下，測定不同老化時間后聚合物的黏度，結果見表2。

表2　聚合物的熱穩定性能

從表2可看出，隨著老化時間延長，DH黏度先增加后減小，而8#聚合物黏度呈減小趨勢；老化70 d后DH的黏度還遠高于8#聚合物，DH的黏度保留率99.4%，遠高于8#聚合物黏度保留率59.8%。這是由于在高溫高鹽條件下，8#聚合物在水溶液中水解反應加劇，由于Na+，K+等無機陽離子對HPAM中增黏的羧酸根基團(—COO-)的靜電屏蔽作用，HPAM線團卷曲，導致黏度大幅降低；Ca2+，Mg2+等高價金屬陽離子易與—COO-絡合而生成沉淀，增黏效果降低；在高溫條件下，HPAM中—CONH2進一步水解生成—COO-，還可能發生HPAM斷鏈，在油藏中無機鹽及高價金屬離子伴存的條件下，HPAM的黏度又會大幅削弱甚至喪失。DH含有耐溫抗鹽單體AMPS及高效締合單體側基，大大提高了其穩定性，使其在高溫高鹽下仍保持較高的黏度及黏度保留率，保證了聚合物溶液在高溫高鹽油藏長期滲流過程中具有較高的黏度[8]。

2.4　驅油效果

采用DH和8#聚合物進行非均質模型驅油試驗。試驗模型：石英砂充填的管式模型，φ2.5 cm×30 cm，滲透率為1 500×10-3μm2，對填砂雙管模型進行抽真空，飽和T28注入污水，再飽和T28原油；在85 ℃下利用T28注入污水進行水驅，含水98%時注入1 500 mg/L的聚合物溶液0.3 PV，轉水驅，至含水98%以上結束[9]。結果見表3。

表3　聚合物驅油效果比較

從表3看出，DH提高采收率的增加幅度大于常規聚合物，驅油效果由大到小順序DH-3#>DH-2#>DH-1#>8#，DH-3#提高采收率增加幅度最大，比8#聚合物提高采收率增加了4.9%。說明在相同濃度下，高相對分子質量的疏水締合型聚合物驅油效果較常規HPAM好。

3　礦場注入方案優化

礦場注入方案優化主要對疏水締合聚合物DH-3注入濃度、注入量、注入速度、注入方式進行優化，利用VIP數值模擬軟件作為優化工具，綜合考慮提高采收率與財務凈現值指標對方案進行優選[5]。

3.1　注入濃度

固定注入量0.35 PV，考察注入濃度對提高采收率和財務凈現值的影響，結果見圖2。隨著注入濃度增加，提高采收率和財務凈現值均增加，當注入濃度大于1 500 mg/L，提高采收率上升速度減緩，此時財務凈現值達最大。因此，最佳注入濃度為1 500 mg/L。

圖2　注入濃度對提高采收率與財務凈現值的影響

3.2　注入量

固定注入濃度1 500 mg/L，考察注入量對提高采收率和財務凈現值的影響,結果見圖3。隨著注入量增加，提高采收率增加，注入量0.40 PV時，凈現值達最大。因此，最佳注入量為0.40 PV。

圖3　注入量對提高采收率與財務凈現值的影響

3.3　注入方式

根據注入濃度和注入量篩選的結果，固定注入量0.40 PV，設計4種注入方式進行優選,結果見表4。

表4　注入方式的篩選

綜合考慮提高采收率幅度、現場操作和地面工藝設計等因素，推薦選用第3種注入方式。

根據數模優化結果，礦場采用注入污水配制母液、污水稀釋注入聚合物DH-3：0.10 PV×1 800 mg/L+0.30 PV×1 500 mg/L。

數值模擬預測礦場實施后，與常規水驅相比，可提高采收率6.1%，，增產原油10.55×104t，每噸聚合物增油65.5 t。

4　礦場單井試注效果

礦場于2010年9月對試驗區內注入井8X567進行了單井試注，單井配注120 m3，井口濃度1 500 mg/L，井口黏度保持在50 mPa·s以上。到2011年4月底，聚合物注入量0.056 PV，油壓由注入前的8.5 MPa上升至12.1 MPa，阻力系數1.8；對應的油井8X868含水由試注初期97%，下降到目前的93.9%，油井7-86含水由試注初期96.2%，下降到目前的94.1%。

單井試注井區阻力系數的增加、油壓的大幅升高及對應油井的含水下降，表明疏水締合聚合物在地下增大了油層的滲流阻力、改善了油層的滲流狀況，起到了較好的封堵驅油效果[10]。

5　結論

1)室內試驗結果表明，疏水締合聚合物DH在T28油藏條件下增黏能力強，穩定性能好，驅油效果好，能夠滿足高溫高鹽油藏提高采收率的要求。

2)針對T28先導試驗區，在室內研究的基礎上利用數值模擬方法并結合經濟評價結果優化了最佳注入方案，預測可提高采收率6.1%，增產原油10.55×104t。

3)礦場單井試注表明，新型疏水締合聚合物DH能有效地增加流體在地層的滲流阻力，起到了較好的封堵驅油效果。

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