張書(shū)棟

(中國(guó)石化股份有限公司勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng) 257015)

勝利油田三次化學(xué)驅(qū)資源評(píng)價(jià)結(jié)果表明，勝利油田適合化學(xué)驅(qū)的地質(zhì)儲(chǔ)量16.05×108t。其中Ⅲ類高溫高鹽油藏覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量5.10×108t，占總資源量的31.8%，資源十分豐富。但目前礦場(chǎng)應(yīng)用的常規(guī)聚合物在Ⅲ類油藏的高溫高鹽條件下黏度會(huì)大幅降低，不能滿足油藏的要求。因此，要求開(kāi)展適合Ⅲ類油藏的耐溫抗鹽聚合物驅(qū)油技術(shù)攻關(guān)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(zhǎng)鏈?zhǔn)杷畟?cè)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(xué)驅(qū)的發(fā)展方向[5]。

1　試驗(yàn)區(qū)選區(qū)

試驗(yàn)區(qū)選區(qū)是進(jìn)行先導(dǎo)試驗(yàn)的一個(gè)重要環(huán)節(jié)，在一定程度上決定了先導(dǎo)試驗(yàn)的油藏物質(zhì)基礎(chǔ)，根據(jù)聚合物驅(qū)特點(diǎn)和勝利油田已開(kāi)發(fā)聚合物驅(qū)試驗(yàn)的經(jīng)驗(yàn)[3]，試驗(yàn)區(qū)選區(qū)遵循以下選擇原則：先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)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(yàn)區(qū)采用常規(guī)井網(wǎng)開(kāi)采，具有一定的推廣前景；地質(zhì)條件較好，油層發(fā)育良好，連通性好；井網(wǎng)完善，油水對(duì)應(yīng)關(guān)系好，井況良好，有中心受效油井。結(jié)合油藏特點(diǎn)、開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)及聚合物實(shí)施配套性等進(jìn)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(kāi)展先導(dǎo)試驗(yàn)。

試驗(yàn)區(qū)油層埋深2 050～2 200 m，發(fā)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(shù)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(yàn)區(qū)含油面積0.88 km2，有效厚度12.6 m，地質(zhì)儲(chǔ)量173×104t；設(shè)計(jì)注聚井6口, 受效油井12口，中心受效油井2口。試驗(yàn)區(qū)自1965年8月投入開(kāi)發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水階段，截止2010年3月，試驗(yàn)區(qū)綜合含水97.3%，采出程度31.5%，注入壓力12.0 MPa，預(yù)測(cè)水驅(qū)采收率35.4%。

2　驅(qū)油體系室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

新型疏水締合聚合物是以超高相對(duì)分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)為基礎(chǔ)，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(cè)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(guī)聚合物8#(HPAM)的高溫高鹽增黏性能、熱穩(wěn)定性和驅(qū)油效果。

2.1　實(shí)驗(yàn)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(jié)果見(jiàn)圖1。改性疏水締合型聚合物的增黏性遠(yuǎn)高于常規(guī)聚合物，這是由于高溫高鹽條件下，常規(guī)聚合物出現(xiàn)碳鏈斷裂、分子結(jié)構(gòu)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(yàn)區(qū)地下原油黏度40 mPa·s，按照水油黏度比大于1/2計(jì)算，要達(dá)到較好的驅(qū)油效果，聚合物溶液黏度應(yīng)大于20 mPa·s。從圖1看出，DH濃度為1 200 mg/L時(shí)，黏度達(dá)20 mPa·s，濃度為1 500 mg/L的DH即可滿足試驗(yàn)區(qū)對(duì)聚合物黏度的需要。

圖1　聚合物的增黏性能

2.3　熱穩(wěn)定性能

T28斷塊試驗(yàn)區(qū)的油藏溫度為85 ℃，為保證驅(qū)油效果，要求驅(qū)油用聚合物在高溫條件下具有良好的穩(wěn)定性，使聚合物在高溫油藏中能保持長(zhǎng)期增黏性能。實(shí)驗(yàn)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(cè)定不同老化時(shí)間后聚合物的黏度，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2　聚合物的熱穩(wěn)定性能

從表2可看出，隨著老化時(shí)間延長(zhǎng)，DH黏度先增加后減小，而8#聚合物黏度呈減小趨勢(shì)；老化70 d后DH的黏度還遠(yuǎn)高于8#聚合物，DH的黏度保留率99.4%，遠(yuǎn)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(yīng)加劇，由于Na+，K+等無(wú)機(jī)陽(yáng)離子對(duì)HPAM中增黏的羧酸根基團(tuán)(—COO-)的靜電屏蔽作用，HPAM線團(tuán)卷曲，導(dǎo)致黏度大幅降低；Ca2+，Mg2+等高價(jià)金屬陽(yáng)離子易與—COO-絡(luò)合而生成沉淀，增黏效果降低；在高溫條件下，HPAM中—CONH2進(jìn)一步水解生成—COO-，還可能發(fā)生HPAM斷鏈，在油藏中無(wú)機(jī)鹽及高價(jià)金屬離子伴存的條件下，HPAM的黏度又會(huì)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(cè)基，大大提高了其穩(wěn)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(zhǎng)期滲流過(guò)程中具有較高的黏度[8]。

2.4　驅(qū)油效果

采用DH和8#聚合物進(jìn)行非均質(zhì)模型驅(qū)油試驗(yàn)。試驗(yàn)?zāi)Ｐ停菏⑸俺涮畹墓苁侥Ｐ?，?.5 cm×30 cm，滲透率為1 500×10-3μm2，對(duì)填砂雙管模型進(jìn)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(jìn)行水驅(qū)，含水98%時(shí)注入1 500 mg/L的聚合物溶液0.3 PV，轉(zhuǎn)水驅(qū)，至含水98%以上結(jié)束[9]。結(jié)果見(jiàn)表3。

表3　聚合物驅(qū)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(guī)聚合物，驅(qū)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(shuō)明在相同濃度下，高相對(duì)分子質(zhì)量的疏水締合型聚合物驅(qū)油效果較常規(guī)HPAM好。

3　礦場(chǎng)注入方案優(yōu)化

礦場(chǎng)注入方案優(yōu)化主要對(duì)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(jìn)行優(yōu)化，利用VIP數(shù)值模擬軟件作為優(yōu)化工具，綜合考慮提高采收率與財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值指標(biāo)對(duì)方案進(jìn)行優(yōu)選[5]。

3.1　注入濃度

固定注入量0.35 PV，考察注入濃度對(duì)提高采收率和財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值的影響，結(jié)果見(jiàn)圖2。隨著注入濃度增加，提高采收率和財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值均增加，當(dāng)注入濃度大于1 500 mg/L，提高采收率上升速度減緩，此時(shí)財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值達(dá)最大。因此，最佳注入濃度為1 500 mg/L。

圖2　注入濃度對(duì)提高采收率與財(cái)務(wù)凈現(xiàn)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(duì)提高采收率和財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值的影響,結(jié)果見(jiàn)圖3。隨著注入量增加，提高采收率增加，注入量0.40 PV時(shí)，凈現(xiàn)值達(dá)最大。因此，最佳注入量為0.40 PV。

圖3　注入量對(duì)提高采收率與財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值的影響

3.3　注入方式

根據(jù)注入濃度和注入量篩選的結(jié)果，固定注入量0.40 PV，設(shè)計(jì)4種注入方式進(jìn)行優(yōu)選,結(jié)果見(jiàn)表4。

表4　注入方式的篩選

綜合考慮提高采收率幅度、現(xiàn)場(chǎng)操作和地面工藝設(shè)計(jì)等因素，推薦選用第3種注入方式。

根據(jù)數(shù)模優(yōu)化結(jié)果，礦場(chǎng)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(shù)值模擬預(yù)測(cè)礦場(chǎng)實(shí)施后，與常規(guī)水驅(qū)相比，可提高采收率6.1%，，增產(chǎn)原油10.55×104t，每噸聚合物增油65.5 t。

4　礦場(chǎng)單井試注效果

礦場(chǎng)于2010年9月對(duì)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)注入井8X567進(jìn)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(shù)1.8；對(duì)應(yīng)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(qū)阻力系數(shù)的增加、油壓的大幅升高及對(duì)應(yīng)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(qū)油效果[10]。

5　結(jié)論

1)室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果表明，疏水締合聚合物DH在T28油藏條件下增黏能力強(qiáng)，穩(wěn)定性能好，驅(qū)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(duì)T28先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，在室內(nèi)研究的基礎(chǔ)上利用數(shù)值模擬方法并結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果優(yōu)化了最佳注入方案，預(yù)測(cè)可提高采收率6.1%，增產(chǎn)原油10.55×104t。

3)礦場(chǎng)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(qū)油效果。

[1]孔祥亭，付百舟，劉春林.油田聚合物驅(qū)潛力評(píng)估方法[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2004,26(67):1-73.

[2]邱坤態(tài),沈德梅. 雙河油田V上層系高溫聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)整做法及效果[J]. 石油天然氣學(xué)報(bào),2008,30(2):553-555.

[3]李梅霞.國(guó)內(nèi)外三次采油現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)[J].當(dāng)代石油石化，2008,16(12):19-25.

[4]張愛(ài)美.勝利油區(qū)聚合物驅(qū)資源分類標(biāo)準(zhǔn)修訂及其評(píng)價(jià)[J].油氣地質(zhì)與采收率,2004,11(5):68-70.

[5]元福卿，張以根，姜顏波，等.勝利油田聚合物驅(qū)作法及效果[J].油田化學(xué)，2001,18(2)：148-151.

[6]夏燕敏，陳安猛，宋曉芳.三次采油用耐溫抗鹽聚合物的研究進(jìn)展[J].廣東化工，2009，36(6):92-94.

[7]曹寶格，羅平亞，李華斌，等.疏水締合聚合物溶液粘彈性及流變性研究[J]. 石油學(xué)報(bào)，2006,27(1):85-88.

[8]朱玥珺，張健.水溶性疏水締合聚合物溶液熱穩(wěn)定性研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版,2010,32(5):131-136.

[9]王建，鄭焰，馮玉軍，等.新型締合聚合物驅(qū)油劑性能評(píng)價(jià)[J].油田化學(xué)，1999,16(2):1-8.

[10]魏翠華.勝坨油田高溫高鹽油藏有機(jī)交聯(lián)聚合物驅(qū)試注試驗(yàn)[J].油氣地質(zhì)與采收率，2007,14(5):69-71.