耐溫耐鹽調驅體系NHTP的評價及應用

馬占旗，黃強強

中海油能源發展工程技術分公司非常規技術研究所 (天津 塘沽 300280)

耐溫耐鹽調驅體系NHTP的評價及應用

馬占旗，黃強強

中海油能源發展工程技術分公司非常規技術研究所 (天津 塘沽 300280)

介紹了一種新的耐溫調驅劑體系NHTP，并對該耐溫調驅劑的調驅性能進行了評價。評價結果表明，該調驅體系在130℃以下、礦化度小于100 000mg/L環境中具有穩定的成膠性能，成膠時間介于8～15 h之間，成膠強度大于21 000mPa·s。5口井現場試驗結果表明NHTP對中高低滲及大孔道油藏均具有良好的堵塞性，在高溫油藏調驅領域具有良好的應用前景。

高溫油藏;調驅性能;聚合物;NHTP

中海油大港南部的小集、舍女寺、段六撥等油田，由于埋藏深，地層滲透率低，溫度高(115℃左右)，地層水礦化度在(2.3～3.2)×104mg/L。高溫、地層水高礦化度降低了聚合物凝膠穩定性，縮短調剖劑有效期。因此，加深耐溫抗鹽聚合物的基礎研究、提高聚合物凝膠對高溫高鹽油藏的適應性是目前聚合物調驅所面臨的主要任務。在聚丙烯酰胺合成過程中，加入耐溫抗鹽單體TMP，可提高聚合物熱穩定性［1-5］，因此，擬采用AM與TMP單體、交聯劑及礦物質研制耐溫耐鹽調驅劑體系NHTP。

1 室內實驗

1.1 調驅劑體系NHTP制備

AM與TMP單體質量百分數約為10%～20%，引發劑質量百分數在0.03%～0.05%之間，反應溫度控制在30～40℃，在中性或偏酸性介質中體系轉化率較高［1-2］。130℃左右選用AM、TMP配比為60:40的耐溫較好［3］，交聯劑從成本及調驅施工的實際考慮選用有機酸A，聚合物加入礦物質PRT耐溫性能和黏度保留率都有所提高［4］。

1.2 評價實驗

模擬油層條件，對調剖劑的成膠性能、耐鹽性能和封堵性能進行綜合評價。

成膠實驗:分別配置質量百分數為0.1%、0.3%、 0.5%聚合物溶液，質量百分數為0.1%、0.2%、0.3%交聯劑有機酸A溶液，養護溫度為100℃做成膠試驗［5］，考察調驅劑的成膠時間、成膠強度。

耐鹽實驗:配置質量百分數為10%的NaCl溶液，將NaCl溶液倒入已成膠的NHTP耐溫耐鹽調驅劑中，放置在100℃下養護［5］，考察NHTP耐溫耐鹽調驅劑膠體形態、強度變化。

封堵實驗:分別制作5根巖心，模擬高、中、低滲油藏，巖心先用地層水飽和，用原油驅替至束縛水狀態，再用水驅至殘余油狀態，測巖心原始水相滲透率，然后注入調驅劑，在130℃下養護3天后測其封堵率，以后每隔20天取出，測巖心封堵率［5］，考察調驅劑封堵性能。

1.3 實驗結果及分析

成膠試驗結果 (表1)表明耐溫聚合物用量為0.3%～0.5%，交聯劑用量 0.2%～0.3%，所形成的調驅劑體系的成膠時間8～15h和成膠強度21 000 mPa·s可以滿足調驅措施要求。

耐鹽試驗結果(表2)表明高濃度鹽水對膠體狀態無大的影響，60天后未發生水解破膠現象，表明該耐溫調驅體系耐鹽性能較好。

封堵試驗結果見表3。該耐溫調驅劑對中、低滲油藏具有良好的堵塞性;對于高滲透或大孔道油藏應采用耐溫調驅劑+礦物質PRT的施工工藝，以提高封堵強度。

表1 NHTP耐溫耐鹽調驅劑體系成膠性能評價實驗

2 現場實驗

采用NHTP體系進行了大港南部ZQZ區塊中高低滲油藏的5口井的調驅實驗，均取得了較好的措施效果，施工成功率100%，措施有效率92%。其中注水井Q24-9調驅有效期已到4年。

Q24-9井注水層位為Es3的18-20號層，3個層的滲透率介于 (39.9～72.9)×10-3μm2，油層溫度為120℃，屬高溫中低滲裂縫型油藏(雙重介質裂縫、孔隙)。該水井對應Q24-5和Q24c 2口生產井，與Q24-5井之間水竄嚴重，注入示蹤跡3天到達該井，采用耐高溫調驅NHTP體系對該井進行調驅，注入耐溫調驅劑1 000m3。措施前水井油壓14.1MPa，日注水量30m3;調驅措施后，油壓升至19.2MPa，日注水量26m3。對應油井Q24c井日產油量由措施前的7.61t上升至措施后的10.2t，截止到目前日產油量仍為7.81t，有效期達到4年。

3 結論

1)NHTP體系是由 0.3%～0.5%耐溫聚合物、0.2%～0.3%有機酸性A交聯劑及礦物質1%PRT組成。

2)NHTP體系在 130℃以下、礦化度小于100 000mg/L環境中具有穩定的成膠性能，成膠時間介于8～15h之間，成膠強度大于21 000mPa·s

3)經過5口井現場試驗證明:NHTP耐溫調驅劑體系具有良好的耐溫耐鹽性，對中高低滲油藏及大孔道均具有良好的堵塞性，在高溫油藏調驅領域具有良好的應用前景。

表2 礦化度對成膠性能的影響

表3 巖心封堵率試驗

［1］Lookhart.et.al.Gellable Agent Compositions and Its Use In-Enhanced［P］.OilRecovery.U.S.Patent 5 143 958.Sep 1st，1992.

［2］Hutchins，R.and Dovan，H.Field app lications of high temperature organic gels forwater control［J］.SPE 35 444，1996.

［3］Matre，b.Gel systems for high temperature reservoirs［J］.SPE 29 013［Z］，1995.

［4］Kvanvik.B.A.et al.An evaluation of stable gel systems for deep injector treatments and high temperature producer treatments［J］.SPE 35 446，1996.

［5］Albonico，P.and Lockhart，T，Divalent ion-resistant polymer gels for high temperature app lications：syneresis inhibiting additives［J］.SPE 25 220，1993.

A profile control oil displacement system NHTP is introduced，and its performance is evaluated.The results show that the system has stable gelling property under lower than 130℃and less than the salinity of 100 000mg/L，gelling time is 8～15h，and gelling viscosity is greater than 21 000mPa·s.The field tests of 5 wells show that NHTP system can effectively block the large pores in heterogeneous reservoirs，and has good high-temperature and high-salinity resistance.

high temperature reservoir;profile control and oil disp lacement performance;polymer;NHTP

立崗

2014-12-24

馬占旗(1979-)，男，主要從事油氣開采及提高采收率工作。