雙河油田Ⅶ上層系耐溫抗鹽交聯聚合物驅試驗效果及認識

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聚合物驅試驗效果及認識

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月開展單井交聯聚合物驅試驗,試驗結果在地下具有良好的成膠性和對現場注入系統的適應性,遂將試驗區擴大至 5個井組,在注入壓力上升快的情況下,又開展了低度交聯聚合物驅試驗,試驗證明,低度交聯聚合物驅在 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性;試驗區注入 0.18 PV時對應油井開始見效,高溫抗鹽交聯聚合物驅試驗取得了初期成功。

雙河油田Ⅶ上層系 ;高溫 ;交聯聚合物驅 ;低度交聯聚合物驅

雙河油田Ⅶ上層系位于泌陽凹陷西南部雙河鼻狀構造的西北部,為一完整的由東南向西北抬起的單斜構造。油層主體部位屬于河口壩微相,儲層成分主要為粗砂巖,原生粒間孔隙發育。平均有效厚度 16.41 m,孔隙度 18.0%,滲透率 0.587μm2,滲透率級差43.95,變異系數為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 開展試驗的目的和意義

據河南油田三次采油潛力資源評價結果,目前三采技術(聚合物驅、交聯聚合物驅)覆蓋的儲量為1 0040.6萬 t,一類油藏3904.2萬 t,二類油藏3 215.3萬 t(聚合物驅和交聯聚合物驅均可以動用),三類油藏 2 921.1萬 t(由于聚合物驅適應溫度范圍 ＜85℃,只有交聯聚合物驅可以動用),其中一類油藏優質儲量已全部動用,73.3%的儲量單元已進入后續水驅,只有 15.5%的儲量單元處于產量上升期,導致三采區塊產量總趨勢下降。耐溫抗鹽交聯聚合物驅技術是聚合物驅技術的完善和發展,可實現二、三類油藏三次采油的產量接替。為此首先在Ⅶ上層系優選 1口井進行單井注入試驗,以實現檢驗高溫交聯聚合物驅油體系的可注入性、地下成膠性和對注入系統的適應性等目的。

2 單井注入試驗階段認識

2.1 方案設計情況

試驗單井選擇位于主體區的注水井 T7-117進行高溫交聯聚合物單井試驗,單井控制地質儲量28.12萬 t,控制孔隙體積 5.062×105m3。方案設計為兩個段塞,第一段塞交聯聚合物配方為 HPAM濃度1500～2000mg/L加上交聯劑濃度1000～1 500 mg/L,設計注入孔隙體積 0.022 PV;第二段塞交聯聚合物配方為 HPAM濃度為 500～600 mg/L加上交聯劑濃度為 300～350 mg/L,設計注入孔隙體積 0.072 PV。

2.2 現場試驗情況

T7-117井從 2006年 8月 22日開始耐溫抗鹽交聯聚合物驅試驗,主要目的是對注入井層間和平面非均質性進行調整,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,對地層流體進行驅替。

2.2.1 單井注入現場成膠性能良好,達到設計要求

T7-117在第一段塞開始注入高溫調剖劑體系配方 (HPAM濃度19 0 0mg/L加上交聯劑濃度1 500 mg/L),井口粘度平均 53.5 mPa·s。由于壓力上升快,調剖劑配方調整為HPAM的濃度為1500mg/L加上交聯劑濃度1250mg/L,井口黏度平均 41.5 mPa·s,現場實際成膠粘度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,現場實際成膠粘度130～200mPa·s,成膠率達 98.4%,成膠情況較好。

2.2.2 單井試驗注入量穩定,井口油壓穩步上升

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剖單井基本上相當 (1.5～8.7 MPa,平均5.6 MPa),井口注入壓力在可控范圍。第二段塞開始轉入低濃度交聯聚合物驅,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,視吸水指數持續降低

根據 T7-117井調剖前后吸水剖面對比可知,交聯聚合物體系調整了層間、層內矛盾,強吸水層Ⅶ3被封堵,Ⅶ3得到控制,明顯動用了中滲透層Ⅶ2小層。

單井試驗過程中 T7-117井的視吸水指數持續降低,說明交聯聚合物溶液已進入油層深部并且成膠,在油層內部建立了較強的流動阻力。

通過 T7-117井單井注入試驗,可以得出以下結論,高溫交聯聚合物體系在Ⅶ上層系高溫油藏條件下,具有良好的可注入性、現場成膠性、對注入系統的適應性,達到了單井試驗的目的。在此基礎上,于 2007年 5月將試驗區擴大至 5個井組。

3 多井組試驗情況及認識

3.1 方案設計情況

多井組試驗區方案設計 5口注聚井,對應 11口采油井,含油面積 0.713 km2,控制地質儲量 107.22萬 t,設計分兩個段塞注入：第一段塞設計注入體積0.04 PV,初期注入濃度 1 200 mg/L(HPAM濃度) ×(800～1 000)mg/L(交聯劑濃度),注入過程中若壓力不上升則逐漸調整到1 800×1 000 mg/L;第二段塞設計注入體積 0.348 PV,注入濃度 600 mg/L× 250 mg/L,設計注入速度 0.11 PV/a。

3.2 試驗區現場試驗情況

試驗區于 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(交聯劑濃度),由于注入壓力上升很快,于 2008年 11月對單井注入配方調整為800～1 000 mg/L(HPAM濃度)×600 mg/L(交聯劑濃度);第二段塞注入配方為 600 mg/L(HPAM濃度)×250 mg/L(交聯劑濃度),短期內壓力上升仍然很快,若原方案長期注入勢必難以滿足方案配注的要求。于是于 2008年 3月提出了低度交聯聚合物區試驗的意見,根據各單井地層不同物性參數及現場注入壓力情況,5口井分別制定了不同的調剖配方,如表 1。在注入過程中針對單井壓力的變化情況,對調剖配方不斷做出適當調整。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 現場注入成膠性能較好,達到設計要求

第一段塞現場的成膠粘度在10000～30000 mPa·s,進行低度交聯后,現場成膠粘度在 20～50 mPa·s之間,成膠時間 7～10 d,在實驗室 95℃高溫下老化 180 d的粘度仍有 30 mPa·s,低度交聯聚合物在地下形成無規線團結構,提高了流動性,可滿足現場配注、增強主體段塞的驅替作用,見表 2。

表 1 2008年 3月試驗區 5口注入井配方調整一覽

表 2 高溫交聯聚合物在實驗室 95℃條件下的成膠老化情況

3.2.2 整個注入過程注入壓力緩慢上升

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

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,說明注入交聯聚合物有較好的改善剖面的能力。詳見表 3。

表 3 5口注聚井調剖過程中吸水剖面對比表

3.2.4 油井見效情況

試驗區對應受效井 11口,在注入 0.18 PV時見效 2口井,日產油 13.7 t上升至 21 t,注入過程中油井產出液保持在 100 mg/L以下,無竄流現象。

4 結論

①高溫交聯聚合物體系適合Ⅶ上層系高溫油藏條件,具有良好的可注入性、現場成膠性和對注入系統的適應性。②交聯聚合物驅具有較強的改善吸水剖面的能力。③低度交聯聚合物驅在地下成膠的同時提高了流動性,滿足了現場配注、增強主體段塞的驅替作用。④Ⅶ上層系高溫交聯聚合物驅在注入0.18 PV時開始見效,試驗取得了初步成功,但見效時間較單純聚合物驅晚 (雙河Ⅴ上層系聚合物驅在注入 0.07 PV時已開始全面見效)。⑤交聯聚合物驅具有很強的防竄能力,試驗區在整個注入過程中產聚濃度較低,無竄流現象。

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。