東河油田深部調(diào)驅(qū)技術(shù)實(shí)驗(yàn)研究

袁澤波，安志杰，魏 靜，陳小凱，徐海霞，呂孝明

(1. 塔里木油田公司油氣工程研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000； 2. 遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧 盤錦 124010；3. 新疆科力新技術(shù)發(fā)展股份有限公司，新疆 克拉瑪依 834000)

東河油田深部調(diào)驅(qū)技術(shù)實(shí)驗(yàn)研究

袁澤波1，安志杰2，魏 靜3，陳小凱2，徐海霞1，呂孝明2

(1. 塔里木油田公司油氣工程研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000； 2. 遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧 盤錦 124010；3. 新疆科力新技術(shù)發(fā)展股份有限公司，新疆 克拉瑪依 834000)

針對(duì)東河油田油藏地層壓力高、溫度高和地層水礦化度高的特點(diǎn)，選用耐溫耐鹽聚合物 SD7000研究并優(yōu)化了適合該油藏的凝膠調(diào)驅(qū)體系，該體系配方為聚合物0.6%+高溫交聯(lián)劑0.3%+穩(wěn)定劑0.08%+性能改進(jìn)劑0.04%。評(píng)價(jià)了溫度、礦化度、pH值三個(gè)因素對(duì)凝膠體系成膠性能的影響，結(jié)果表明：隨著溫度的升高，成膠時(shí)間變短，凝膠粘度先變大后變小；對(duì)pH值適用范圍廣，pH值在8～10時(shí)，成膠時(shí)間較短，凝膠粘度較大；隨著鈣離子濃度的增加，成膠時(shí)間變短，凝膠粘度基本不變；室內(nèi)封堵實(shí)驗(yàn)表明，該凝膠體系封堵率達(dá)98%以上，具有一定的堵水作用。該研究對(duì)東河油田進(jìn)一步提高水驅(qū)采收率提供了理論基礎(chǔ)和技術(shù)支持，具有重要的指導(dǎo)意義。

東河油田；調(diào)驅(qū)體系；優(yōu)化；凝膠粘度；封堵性能

近年來，深部調(diào)驅(qū)技術(shù)由于其作用距離遠(yuǎn)、調(diào)驅(qū)徹底、有效期長(zhǎng)等特點(diǎn)被各大油田作為降水增油的一項(xiàng)重要技術(shù)廣泛采用，成為各大油田水驅(qū)中后期提高采收率和產(chǎn)量接替的重要手段[1-3]。塔里木東河油田油藏為斷背斜構(gòu)造，油層埋深5 700～5 840 m，油層最厚120 m，地層傾角4.5～12°，內(nèi)部斷層斷距10～15 m，為塊狀底水油藏；油藏原始地層壓力62.38 MPa，地層溫度為140 ℃，地層水礦化度為23 ×104mg·L-1，地層平均孔隙度23.4%，平均滲透率73×10-3μm2，原油粘度5～13 mPa·s，屬高溫、高鹽、高壓油藏。目前，預(yù)調(diào)驅(qū)生產(chǎn)井組日產(chǎn)液436.6 t，日產(chǎn)油117.02 t，綜合含水73.19%；但是部分受效井存在見水快，產(chǎn)量遞減快的問題，急需對(duì)該井組注水井進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)，改善其吸水剖面，提高生產(chǎn)井原油采收率。本文通過一系列室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研制并優(yōu)化了適合該油藏的凝膠調(diào)驅(qū)體系。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器

電子分析天平（0.0001 g）、巖心流動(dòng)試驗(yàn)儀、數(shù)顯恒溫箱、循環(huán)水真空泵、Brookfield DVⅢ粘度計(jì)、JJ-1型攪拌器、精密壓力表、電子pH計(jì)、貝雷巖心（Φ2.5 cm×30 cm，滲透率100～500×10-3μm2）、安瓿瓶、酒精噴燈、高壓釜等。

1.2 實(shí)驗(yàn)材料

抗溫耐鹽聚合物SD7000（分子量1 200萬，水解度 14.5%，固含量 92.35%）、高溫交聯(lián)劑、穩(wěn)定劑、性能改進(jìn)劑、亞硫酸鈉、油田注入水（礦化度18×104mg·L-1）等。

表1 注入水水質(zhì)分析Table 1 The analysis of injection water quality

2 實(shí)驗(yàn)方法

2.1 成膠時(shí)間和粘度測(cè)定

采用目視級(jí)別法[4]定性測(cè)定成膠強(qiáng)度；粘度用Brookfiedl DV-Ⅲ粘度計(jì)在轉(zhuǎn)速為6 r/min的條件下測(cè)定，數(shù)值穩(wěn)定后，取3次數(shù)值得平均值。

2.2 封堵性能評(píng)價(jià)

將貝雷巖心抽真空飽和注入水，測(cè)孔隙體積，水驅(qū)穩(wěn)定后測(cè)初始滲透率，注入0.3 PV堵劑，觀察并記錄注入壓力，評(píng)價(jià)其注入能力；在貝雷巖心中注入一定體積堵劑，侯凝一定時(shí)間，用地層水驅(qū)替，直至壓力穩(wěn)定不變，計(jì)算其封堵率[5,6]。

3 結(jié)果與討論

為進(jìn)一步提高水驅(qū)采收率，在東河油田的油藏條件下，研究了適合該油藏的聚合物凝膠體系，并對(duì)影響其性能的各種因素進(jìn)行了研究。

3.1 凝膠體系基本配方確定

在東河油藏實(shí)驗(yàn)條件下，凝膠體系中聚合物、高溫交聯(lián)劑、穩(wěn)定劑、性能改進(jìn)劑四種藥劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)采用四因素三水平的正交實(shí)驗(yàn)來確定其質(zhì)量最佳組合。決定實(shí)驗(yàn)所用的四因素三水平和測(cè)定結(jié)果見表2和表3。

表2 正交實(shí)驗(yàn)表Table 2 Orthogonal experiment table

表3 凝膠體系配方確定Table 3 The determination formula of gel system

續(xù)表

從表3可以看出，當(dāng)凝膠體系中聚合物0.6%，高溫交聯(lián)劑0.3%，穩(wěn)定劑0.08%，性能改進(jìn)劑0.04%時(shí)，達(dá)到的膠體粘度較高，從級(jí)差的大小來看，聚合物質(zhì)量濃度的大小，對(duì)凝膠體系的粘度影響較大。

3.2 溫度對(duì)凝膠體系的影響

用注入水按照凝膠配方配制凝膠體系，通過改變成膠環(huán)境溫度，來評(píng)價(jià)溫度對(duì)凝膠體系粘度和成膠時(shí)間的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4和圖1。

表4 溫度對(duì)凝膠體系的影響Table 4 The effect of temperature on gel system

圖1 溫度對(duì)凝膠體系的影響Fig.1 The effect of temperature on gel system

從圖1可以看出：（1）隨著溫度的升高，凝膠體系的成膠時(shí)間先快速減小，后趨于平緩；（2）隨著溫度的升高，成膠粘度逐漸升高，趨于平穩(wěn)，繼續(xù)升高溫度，粘度下降；（3）當(dāng)溫度為120 ℃時(shí)，成膠時(shí)間快速減小，粘度快速上升；原因在于[7]：（1）隨著溫度的升高，分子熱運(yùn)動(dòng)加劇，聚合物與交聯(lián)劑分子相互碰撞發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)的機(jī)會(huì)增加，使得成膠時(shí)間加快；（2）隨著溫度升高，增加了分子間作用力，交聯(lián)體系粘度增加；（3）當(dāng)溫度增大到一定值后，聚丙烯酰胺分子發(fā)生降解，大分子鏈斷裂，降低了分子間相互纏繞的機(jī)會(huì)，成膠粘度降低。因此，在東河油田地層溫度下，該凝膠可以保持較好的性能。

3.3 pH值對(duì)凝膠體系的影響

在溫度為140 ℃條件下，用注入水按照凝膠配方配制凝膠體系，通過改變成膠環(huán)境的pH值，來評(píng)價(jià)pH值對(duì)凝膠體系粘度和成膠時(shí)間的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表圖2。

圖2 pH值對(duì)凝膠體系的影響Fig.2 The effect of pH on gel system

從圖2可以看出，隨著pH值增大，成膠時(shí)間先減小后增大，成膠粘度先增大后減??；pH值在8～10時(shí)，成膠時(shí)間較短，凝膠粘度較大。原因在于[7]：pH值較小時(shí)，溶液中H+抑制了聚合物大分子線團(tuán)的伸展，分子鏈卷曲，流體力學(xué)體積減小，交聯(lián)劑分子和聚合物結(jié)合的幾率減小，導(dǎo)致成膠時(shí)間延長(zhǎng)，凝膠粘度不大；pH值較大時(shí)，聚合物的酰胺基團(tuán)水解成羧基，導(dǎo)致水解度較高，溶液中參加反應(yīng)的酰胺基團(tuán)較少，導(dǎo)致成膠時(shí)間延長(zhǎng)，凝膠粘度降低。東河油田注入水pH值為7.2，可以通過調(diào)節(jié)注入水pH值，滿足施工需要。

3.4 礦化度對(duì)凝膠體系的影響

在溫度為140 ℃條件下，用自來水按照凝膠配方配制凝膠體系，通過改變配制水的礦化度，來評(píng)價(jià)礦化度對(duì)凝膠體系粘度和成膠時(shí)間的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表圖3。

從圖3可以看出，隨著CaCl2濃度的增大，成膠時(shí)間先逐漸減小后增大，成膠粘度變化不大。原因在于[8]：在一定濃度范圍內(nèi)，加入無機(jī)鹽電解質(zhì)，陽(yáng)離子壓縮聚合物分子的擴(kuò)散雙電層，水化膜變薄，帶電基團(tuán)之間的排斥力減小，聚合物分子可以靠的更近，易于發(fā)生分子間交聯(lián)反應(yīng)，使得體系成膠時(shí)間變短，超過一定濃度后，聚合物分子鏈過于蜷縮，影響交聯(lián)，使得體系成膠時(shí)間變長(zhǎng)，粘度下降。因此，該凝膠體系具有較好的抗鹽性能。

圖3 鈣離子濃度對(duì)凝膠體系的影響Fig.3 The effect of Ca2+on gel system

3.5 凝膠體系的封堵性能

用油田注入水按照凝膠配方配制凝膠體系，將其注入貝雷巖心中，在溫度為140 的水浴中放置，達(dá)到成膠時(shí)間，測(cè)定封堵后不同巖心的滲透率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 凝膠體系對(duì)巖心的封堵能力Table 5 The plugging capacity of gel system for core

從表5可以看出，該凝膠體系對(duì)巖心的封堵率達(dá)到98%以上，具有很好的封堵性能。因此，該體系對(duì)東河油田的深部調(diào)驅(qū)井比較適用。

4 結(jié) 論

（1）通過正交試驗(yàn)確定并優(yōu)化了適合東河油田深部調(diào)驅(qū)的凝膠體系配方：聚合物0.6%+高溫交聯(lián)劑0.3%+穩(wěn)定劑0.08%+性能改進(jìn)劑0.04%。

（2）在東河油田地層條件下， 該凝膠體系具有較好的抗溫、耐鹽性能，現(xiàn)場(chǎng)可以通過調(diào)節(jié)注入水pH值，調(diào)節(jié)體系成膠時(shí)間和成膠粘度，滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

（3）在東河油田地層條件下，該凝膠體系具有較好的封堵性能，封堵率達(dá)到98%以上，具有很好的堵水作用。

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［4］ 劉琳波，戴彩麗，趙娟，等. 影響絡(luò)合鉻凍膠成凍因素研究[J]. 油田化學(xué)，2010，27(2) ：153-154.

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Experimental Research on the Deep Profile Control Technology for Donghe Oilfield

YUAN Ze-bo1, AN Zhi-jie2, WEI Jing3, CHEN Xiao-kai2, XV Hai-xia1, LV Xiao-ming2

（1. Institute of Oil and Gas Engineering, Traim Oilfield Company, PetroChina, Xinjiang Korla 841000, China；2. Drilling & Production Technology Research Institute, Liaohe Oilfield Company, Liaoning Panjin 124010, China；3. Xinjiang Keli New Technology Development Co., Ltd., Xinjiang Karamay 834000, China）

Based on the reservoir characteristics in Donghe oilfield including high pressure, high temperature and high salinity of formation water,polymer SD7000 was selected to research and optimize profile control agents. The formulation of the agents was polymer 0.6%+high temperature cross-linking agent 0.3%+stabilizer 0.08%+ improver 0.04%. The impact of temperature, salinity and pH value on gelling performance of profile control agents was evaluated. The results showed that the gelation time was shortened, gel viscosity first became larger and then smaller with the increase of temperature; applicable pH value scope of the agents was wide, the gelation time was shorter and gel viscosity was larger when the pH value was 8~10; the gelation time was shortened and gel viscosity was basically unchanged with the increase of concentration of calcium ion. The plugging experiment of the agents indicated that the plugging rate was more than 98%.

Donghe oilfield; profile control agents; optimization; gel viscosity; plugging performance

TE 357

A

1671-0460（2016）12-2763-04

中石油股份公司勘探與生產(chǎn)公司《輪南油田深部調(diào)驅(qū)提高采收率重大開發(fā)試驗(yàn)》，項(xiàng)目號(hào)：22131G4010700101。

2016-05-31

袁澤波（1985-），男，四川南充人，工程師，碩士，2011年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程，研究方向：從事提高采收率方面研究工作。E-mail：yzb-tlm@petrochina.com.cn。

安志杰（1983-），男，山西臨汾人，工程師，碩士，2010年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)工程，研究方向：從事提高采收率方面研究工作。E-mail：anzhijie2006@163.com。