沈德梅 ,李萬春 ,金冬麗 ,谷春雷 ,羅 玉 ,趙玉鵬

(中國石化河南油田分公司第一采油廠 ,河南桐柏 474780)

雙河油田Ⅶ上層系耐溫抗鹽交聯(lián)聚合物驅(qū)試驗(yàn)效果及認(rèn)識(shí)

沈德梅 ,李萬春 ,金冬麗 ,谷春雷 ,羅 玉 ,趙玉鵬

(中國石化河南油田分公司第一采油廠 ,河南桐柏 474780)

雙河油田Ⅶ上層系于 2006年 8月開展單井交聯(lián)聚合物驅(qū)試驗(yàn),試驗(yàn)結(jié)果在地下具有良好的成膠性和對(duì)現(xiàn)場注入系統(tǒng)的適應(yīng)性,遂將試驗(yàn)區(qū)擴(kuò)大至 5個(gè)井組,在注入壓力上升快的情況下,又開展了低度交聯(lián)聚合物驅(qū)試驗(yàn),試驗(yàn)證明,低度交聯(lián)聚合物驅(qū)在 94℃高溫下具有良好的成膠性和改善吸水剖面的能力,而且提高了流體的流動(dòng)性;試驗(yàn)區(qū)注入 0.18 PV時(shí)對(duì)應(yīng)油井開始見效,高溫抗鹽交聯(lián)聚合物驅(qū)試驗(yàn)取得了初期成功。

雙河油田Ⅶ上層系 ;高溫 ;交聯(lián)聚合物驅(qū) ;低度交聯(lián)聚合物驅(qū)

雙河油田Ⅶ上層系位于泌陽凹陷西南部雙河鼻狀構(gòu)造的西北部,為一完整的由東南向西北抬起的單斜構(gòu)造。油層主體部位屬于河口壩微相,儲(chǔ)層成分主要為粗砂巖,原生粒間孔隙發(fā)育。平均有效厚度 16.41 m,孔隙度 18.0%,滲透率 0.587μm2,滲透率級(jí)差43.95,變異系數(shù)為0.773,油層溫度9 3.7℃,地下原油粘度2.3mPa·s,地層水總礦化度13 087 mg/L,氯離子含量 4 985 mg/L。

1 開展試驗(yàn)的目的和意義

據(jù)河南油田三次采油潛力資源評(píng)價(jià)結(jié)果,目前三采技術(shù)(聚合物驅(qū)、交聯(lián)聚合物驅(qū))覆蓋的儲(chǔ)量為1 0040.6萬 t,一類油藏3904.2萬 t,二類油藏3 215.3萬 t(聚合物驅(qū)和交聯(lián)聚合物驅(qū)均可以動(dòng)用),三類油藏 2 921.1萬 t(由于聚合物驅(qū)適應(yīng)溫度范圍 ＜85℃,只有交聯(lián)聚合物驅(qū)可以動(dòng)用),其中一類油藏優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量已全部動(dòng)用,73.3%的儲(chǔ)量單元已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū),只有 15.5%的儲(chǔ)量單元處于產(chǎn)量上升期,導(dǎo)致三采區(qū)塊產(chǎn)量總趨勢(shì)下降。耐溫抗鹽交聯(lián)聚合物驅(qū)技術(shù)是聚合物驅(qū)技術(shù)的完善和發(fā)展,可實(shí)現(xiàn)二、三類油藏三次采油的產(chǎn)量接替。為此首先在Ⅶ上層系優(yōu)選 1口井進(jìn)行單井注入試驗(yàn),以實(shí)現(xiàn)檢驗(yàn)高溫交聯(lián)聚合物驅(qū)油體系的可注入性、地下成膠性和對(duì)注入系統(tǒng)的適應(yīng)性等目的。

2 單井注入試驗(yàn)階段認(rèn)識(shí)

2.1 方案設(shè)計(jì)情況

試驗(yàn)單井選擇位于主體區(qū)的注水井 T7-117進(jìn)行高溫交聯(lián)聚合物單井試驗(yàn),單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量28.12萬 t,控制孔隙體積 5.062×105m3。方案設(shè)計(jì)為兩個(gè)段塞,第一段塞交聯(lián)聚合物配方為 HPAM濃度1500～2000mg/L加上交聯(lián)劑濃度1000～1 500 mg/L,設(shè)計(jì)注入孔隙體積 0.022 PV;第二段塞交聯(lián)聚合物配方為 HPAM濃度為 500～600 mg/L加上交聯(lián)劑濃度為 300～350 mg/L,設(shè)計(jì)注入孔隙體積 0.072 PV。

2.2 現(xiàn)場試驗(yàn)情況

T7-117井從 2006年 8月 22日開始耐溫抗鹽交聯(lián)聚合物驅(qū)試驗(yàn),主要目的是對(duì)注入井層間和平面非均質(zhì)性進(jìn)行調(diào)整,有效封堵大孔道層段,2006年 11月 16日開始注入第二段塞,主要目的是改善地下油水流度比,對(duì)地層流體進(jìn)行驅(qū)替。

2.2.1 單井注入現(xiàn)場成膠性能良好,達(dá)到設(shè)計(jì)要求

T7-117在第一段塞開始注入高溫調(diào)剖劑體系配方 (HPAM濃度19 0 0mg/L加上交聯(lián)劑濃度1 500 mg/L),井口粘度平均 53.5 mPa·s。由于壓力上升快,調(diào)剖劑配方調(diào)整為HPAM的濃度為1500mg/L加上交聯(lián)劑濃度1250mg/L,井口黏度平均 41.5 mPa·s,現(xiàn)場實(shí)際成膠粘度12 000～49 000 mPa·s之間。

T7-117從 2006年 11月 16日開始注入低濃度配方,井口濃度平均為 575 mg/L,井口粘度平均12.0mPa·s,現(xiàn)場實(shí)際成膠粘度130～200mPa·s,成膠率達(dá) 98.4%,成膠情況較好。

2.2.2 單井試驗(yàn)注入量穩(wěn)定,井口油壓穩(wěn)步上升

T7-117井在第一段塞配注 140 m3/d,井口油壓從8.4MPa上升到1 4.1MPa,注入壓力上升5.7 MPa,注入壓力上升幅度同江河Ⅴ上層系大劑量深度調(diào)剖單井基本上相當(dāng) (1.5～8.7 MPa,平均5.6 MPa),井口注入壓力在可控范圍。第二段塞開始轉(zhuǎn)入低濃度交聯(lián)聚合物驅(qū),注入壓力緩慢上升,井口油壓從 14.1 MPa上升到 15 MPa。

2.2.3 吸水剖面改善明顯,視吸水指數(shù)持續(xù)降低

根據(jù) T7-117井調(diào)剖前后吸水剖面對(duì)比可知,交聯(lián)聚合物體系調(diào)整了層間、層內(nèi)矛盾,強(qiáng)吸水層Ⅶ3被封堵,Ⅶ3得到控制,明顯動(dòng)用了中滲透層Ⅶ2小層。

單井試驗(yàn)過程中 T7-117井的視吸水指數(shù)持續(xù)降低,說明交聯(lián)聚合物溶液已進(jìn)入油層深部并且成膠,在油層內(nèi)部建立了較強(qiáng)的流動(dòng)阻力。

通過 T7-117井單井注入試驗(yàn),可以得出以下結(jié)論,高溫交聯(lián)聚合物體系在Ⅶ上層系高溫油藏條件下,具有良好的可注入性、現(xiàn)場成膠性、對(duì)注入系統(tǒng)的適應(yīng)性,達(dá)到了單井試驗(yàn)的目的。在此基礎(chǔ)上,于 2007年 5月將試驗(yàn)區(qū)擴(kuò)大至 5個(gè)井組。

3 多井組試驗(yàn)情況及認(rèn)識(shí)

3.1 方案設(shè)計(jì)情況

多井組試驗(yàn)區(qū)方案設(shè)計(jì) 5口注聚井,對(duì)應(yīng) 11口采油井,含油面積 0.713 km2,控制地質(zhì)儲(chǔ)量 107.22萬 t,設(shè)計(jì)分兩個(gè)段塞注入：第一段塞設(shè)計(jì)注入體積0.04 PV,初期注入濃度 1 200 mg/L(HPAM濃度) ×(800～1 000)mg/L(交聯(lián)劑濃度),注入過程中若壓力不上升則逐漸調(diào)整到1 800×1 000 mg/L;第二段塞設(shè)計(jì)注入體積 0.348 PV,注入濃度 600 mg/L× 250 mg/L,設(shè)計(jì)注入速度 0.11 PV/a。

3.2 試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)情況

試驗(yàn)區(qū)于 2007年 5月開始注入,第一段塞注入配方為 1 200 mg/L(HPAM濃度)×800 mg/L(交聯(lián)劑濃度),由于注入壓力上升很快,于 2008年 11月對(duì)單井注入配方調(diào)整為800～1 000 mg/L(HPAM濃度)×600 mg/L(交聯(lián)劑濃度);第二段塞注入配方為 600 mg/L(HPAM濃度)×250 mg/L(交聯(lián)劑濃度),短期內(nèi)壓力上升仍然很快,若原方案長期注入勢(shì)必難以滿足方案配注的要求。于是于 2008年 3月提出了低度交聯(lián)聚合物區(qū)試驗(yàn)的意見,根據(jù)各單井地層不同物性參數(shù)及現(xiàn)場注入壓力情況,5口井分別制定了不同的調(diào)剖配方,如表 1。在注入過程中針對(duì)單井壓力的變化情況,對(duì)調(diào)剖配方不斷做出適當(dāng)調(diào)整。截至 2009年 4月注入 0.2113 PV,注入壓力 15.2 MPa,平均注入濃度 1 128 mg/L,平均注入粘度 23.0 mPa·s。

3.2.1 現(xiàn)場注入成膠性能較好,達(dá)到設(shè)計(jì)要求

第一段塞現(xiàn)場的成膠粘度在10000～30000 mPa·s,進(jìn)行低度交聯(lián)后,現(xiàn)場成膠粘度在 20～50 mPa·s之間,成膠時(shí)間 7～10 d,在實(shí)驗(yàn)室 95℃高溫下老化 180 d的粘度仍有 30 mPa·s,低度交聯(lián)聚合物在地下形成無規(guī)線團(tuán)結(jié)構(gòu),提高了流動(dòng)性,可滿足現(xiàn)場配注、增強(qiáng)主體段塞的驅(qū)替作用,見表 2。

表 1 2008年 3月試驗(yàn)區(qū) 5口注入井配方調(diào)整一覽

表 2 高溫交聯(lián)聚合物在實(shí)驗(yàn)室 95℃條件下的成膠老化情況

3.2.2 整個(gè)注入過程注入壓力緩慢上升

整個(gè)注入過程在注入濃度不斷調(diào)整的前提下,注入壓力緩慢上升,從注入初期的12.1MPa上升至目前的15.2MPa。說明了低度交聯(lián)聚合物在地下建立流動(dòng)阻力的同時(shí),與高濃度交聯(lián)聚合物相比流動(dòng)性也有所提高。

3.2.3 注入剖面和中滲透層吸水狀況均變好

注入交聯(lián)聚合物以來,高滲透層Ⅶ3小層的注入量得到控制,中滲透層Ⅶ2小層的注入量由25.5%提高到 43.1%得到加強(qiáng),說明注入交聯(lián)聚合物有較好的改善剖面的能力。詳見表 3。

表 3 5口注聚井調(diào)剖過程中吸水剖面對(duì)比表

3.2.4 油井見效情況

試驗(yàn)區(qū)對(duì)應(yīng)受效井 11口,在注入 0.18 PV時(shí)見效 2口井,日產(chǎn)油 13.7 t上升至 21 t,注入過程中油井產(chǎn)出液保持在 100 mg/L以下,無竄流現(xiàn)象。

4 結(jié)論

①高溫交聯(lián)聚合物體系適合Ⅶ上層系高溫油藏條件,具有良好的可注入性、現(xiàn)場成膠性和對(duì)注入系統(tǒng)的適應(yīng)性。②交聯(lián)聚合物驅(qū)具有較強(qiáng)的改善吸水剖面的能力。③低度交聯(lián)聚合物驅(qū)在地下成膠的同時(shí)提高了流動(dòng)性,滿足了現(xiàn)場配注、增強(qiáng)主體段塞的驅(qū)替作用。④Ⅶ上層系高溫交聯(lián)聚合物驅(qū)在注入0.18 PV時(shí)開始見效,試驗(yàn)取得了初步成功,但見效時(shí)間較單純聚合物驅(qū)晚 (雙河Ⅴ上層系聚合物驅(qū)在注入 0.07 PV時(shí)已開始全面見效)。⑤交聯(lián)聚合物驅(qū)具有很強(qiáng)的防竄能力,試驗(yàn)區(qū)在整個(gè)注入過程中產(chǎn)聚濃度較低,無竄流現(xiàn)象。

TQ016

A

1003-3467(2010)16-0060-02

2010-07-21

沈德梅(1977-),從事油田三采采油管理工作,電話：(0377)63843828。