高溫高礦化度油藏聚合物調驅技術研究

張運來，盧祥國，孫雙，潘凌，朱國華

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；2.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；3.中國石油渤海鉆探泥漿公司，天津 300280；4.中國石化江蘇油田分公司地質科學研究院，江蘇 揚州 225009）

高溫高礦化度油藏聚合物調驅技術研究

張運來1，盧祥國2，孫雙3，潘凌4，朱國華4

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；2.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；3.中國石油渤海鉆探泥漿公司，天津 300280；4.中國石化江蘇油田分公司地質科學研究院，江蘇 揚州 225009）

江蘇油田具有高溫、高礦化度和非均質性嚴重等特征，目前油田已處于特高含水開發階段中后期，迫切需要采取進一步提高原油采收率的技術措施。近年來，隨著Cr3+/HPAM凝膠調驅技術的日益成熟，開發出適合高溫、高礦化度油藏的Cr3+/HPAM凝膠，已具備了物質和技術基礎。針對江蘇油田開發的實際需求，利用儀器檢測和現代物理模擬方法，對適合江蘇油田流體性質和油藏特征的Cr3+/HPAM凝膠配方進行了篩選，并對凝膠在多孔介質內的流動特性和調驅效果進行了實驗研究。結果表明，聚鉻比、聚合物質量濃度和巖心滲透率是影響凝膠注入的主要因素，“調剖+聚合物驅”要比單一的聚合物驅增油效果好。

高溫高礦化度油藏；Cr3+/HPAM凝膠；流動性質；調驅效果

對于特高含水開發階段中后期的油藏而言，改善水驅開發效果的重要途徑是擴大波及體積，而聚合物驅就是擴大波及體積、改善水驅開發效果的一項有效措施［1］。江蘇油田油藏溫度高、注入水礦化度高，對聚合物溶液黏度影響十分嚴重，單純聚合物驅難以獲得較好的增油效果［2-3］。Cr3+/HPAM凝膠具有抗鹽抗溫能力強、成膠速度快、封堵效果好及藥劑成本低等特點，在國內油田調驅應用中取得了較好效果。近年來，在改善Cr3+/HPAM凝膠性能和拓寬其應用范圍方面受到了石油科技工作者的高度關注［4-12］。

1 油田開發現狀和地質特征

1.1 開發現狀

據江蘇油田2006年底的油田開發單元統計，共有81個單元屬于中高滲砂巖油藏開發單元，這些單元主要分布在真武、富民、徐家莊、邵伯、曹莊、陳堡、周莊、黃玨、馬家嘴等油田，共有地質儲量7 509×104t，占全油田儲量的40.5%。這部分油藏物性較好，天然能量較充足，多數滲透率大于200×10-3μm2，大多利用天然能量加注水開發。

在81個單元中，只有25個單元還在利用天然能量開發，這些單元中，有許多處于高含水階段，如真武、富民等老油田，已在含水率90%以上長期低效生產，儲層的采出程度也較高。因此，應用化學驅正是提高油田采收率的潛力所在。

1.2 地質特征

江蘇油田中高滲油藏除個別為小型整裝油藏外，多數為復雜構造斷塊油藏，構造形態由多個斷塊組成，油藏內斷層發育，構造破碎，含油層位具有多套油水系統，有的層系具有層狀特征，而有的層系具有復雜小斷塊的特征。

儲層多為砂巖儲層，主要為中砂巖—細砂巖，物性一般為中孔中滲，部分油田縱向上儲層間滲透率級差較大，油層之間滲透率級差可達10～20倍。儲層黏土礦物體積分數分布范圍為1%～19%，主要分布為4%～7%，平均5.6%。儲層原油黏度0.1～78.9 mPa·s，有半數屬于低黏度油藏，但也有少數高黏度油藏的單元，原油性質中等。油藏埋深從淺層至中深層均有，多為2 000 m左右的中深層油藏。

2 實驗條件

2.1 實驗用品

聚合物為大慶煉化公司生產的“大慶抗鹽”（相對分子質量3 600×104，固體體積分數88.45%）。交聯劑為有機鉻，有效質量分數為2.7%。實驗用水為室內模擬配制水，礦化度24 000 mg/L，地層水水質分析結果如表1所示。

實驗儀器包括恒溫箱、布氏黏度計、電子天平、攪拌器、平流泵和中間容器等。流動實驗用巖心為江蘇油田真150井天然柱狀巖心，滲透率為150×10-3μm2。調驅實驗用巖心為石英砂環氧樹脂膠結人造巖心［13］，巖心具有油藏地質特征，模型包括上、中、下3個滲透層，滲透率分別為400×10-3，1 200×10-3，900×10-3μm2。

表1 水質組成分析 mg·L-1

實驗用油為模擬油，由江蘇油田原油與煤油混合而成，70℃條件下與實際油藏原油黏度相等。

2.2 實驗方案和原理

2.2.1 流動特性

Cr3+交聯聚合物凝膠配方組成的“大慶抗鹽”聚合物質量濃度ρp為1 200 mg/L和1 400 mg/L，聚合物質量濃度ρp與鉻離子質量濃度ρ（Cr3+）之比為60∶1、120∶1和180∶1。

流動實驗采用油田模擬水配制聚合物溶液，將聚合物溶液預剪切，黏度保留率60%，然后配制成不同聚鉻比的聚合物凝膠。在油藏溫度條件下，將不同的凝膠體系注入天然巖心中，記錄注入壓力與注入孔隙體積倍數（PV）實驗數據，繪制注入壓力與PV關系曲線。注入壓力越大，表明成膠效果越好。

流動實驗方案如下：

方案1，聚鉻比對聚合物凝膠注入壓力的影響；

方案2，ρp對聚合物凝膠注入壓力的影響。

2.2.2 聚合物凝膠調剖實驗

在具有江蘇油田地質特征的人造非均質巖心上進行調驅實驗，對聚合物凝膠調驅效果和調驅時機進行評價。實驗在70℃條件下進行，首先水驅到含水率90%，然后轉注聚合物溶液或凝膠。

聚合物及聚合物凝膠調驅實驗方案如下：

方案3，0.10 PV凝膠+0.47 PV聚合物；

方案4，0.10 PV聚合物+0.10 PV凝膠+0.37 PV聚合物；

方案 5，0.37 PV聚合物+0.10 PV凝膠+0.10 PV聚合物；

方案6，0.57 PV聚合物。

3 實驗結果

3.1 流動特性

在相同滲透率條件下，不同聚鉻比和聚合物質量濃度的聚合物凝膠注入壓力與孔隙體積倍數的關系見圖1。需要強調指出，聚合物凝膠成膠反應是一個十分復雜的化學反應過程，影響因素不只是聚鉻比和聚合物質量濃度。

從圖1可以看出：1）聚合物凝膠的注入壓力要比聚合物溶液的大得多，這表明聚合物凝膠具有較強的封堵能力；2）在相同聚合物質量濃度（ρp=1 200 mg/L或1 400 mg/L）條件下，聚鉻比對聚合物凝膠成膠效果存在影響。聚鉻比的數值愈大，聚合物凝膠成膠速度愈低，強度愈小，即注入壓力愈低；3）聚合物質量濃度對聚合物凝膠成膠效果存在影響。聚合物質量濃度愈高，聚合物成膠速度越快，聚合物凝膠成膠強度越大，注入壓力愈高。

根據流動實驗可以看出，“大慶抗鹽”聚合物質量濃度為1 200～1 400 mg/L，聚鉻比為60∶1～120∶1時，聚合物凝膠的成膠效果比較好。考慮聚合物質量濃度和聚鉻比對聚合物凝膠注入時的壓力影響，推薦后續調驅實驗采用聚合物凝膠配方組成：ρp為 1 200 mg/L，聚鉻比為120∶1。

圖1 壓力與孔隙體積倍數關系曲線

3.2 調驅效果

3.2.1 采收率

聚合物溶液和凝膠調剖效果及調剖時機對聚合物驅油效果影響實驗結果見表2。從表2可以看出，在化學劑總體段塞尺寸相同的情況下，凝膠調剖及調剖時機對聚合物驅油效果存在影響。

在相同孔隙體積倍數條件下，“調剖+聚合物驅”增油效果好于單純“聚合物驅”。通過方案1、方案2和方案3的比較可以看出，中前期調剖要比中后期增油效果好，這主要利用了聚合物凝膠前期較好的封堵高滲透層，促使后續注入的液體繞流至中低滲透層，達到調剖目的。

3.2.2 機理分析

如前所述，調驅實驗用巖心包括高、中、低3個滲透層。在油藏流體性質相同條件下，巖石滲透率愈低，其流動阻力愈大，吸液啟動壓力愈高。當油藏非均質性比較嚴重時，水驅階段注入壓力往往略高于（或難以達到）中低滲透層的吸液啟動壓力，尤其是低滲透層。此外，隨著水驅過程的進行，高滲透層水相滲透率增加，流動阻力進一步減小，注入壓力還將保持持續下降態勢，這將進一步減小中低滲透層的吸水量。所以，大幅度提高注入壓力對于增加各吸液層吸液壓差、擴大波及體積具有十分重要的作用。

表2 采收率實驗結果

與聚合物溶液相比較，聚合物凝膠具有流動阻力大和轉向能力強等特點。當聚合物凝膠作為前置段塞時，由于高滲層流動阻力小，聚合物凝膠就會首先進入高滲層，并在其中發生滯留，結果造成注入壓力的大幅度提高。中低滲透層，尤其是低滲透層吸液壓差增加，吸液量增大，從而最終達到擴大波及體積和提高采收率的目的。

4 結論

1）江蘇油田具有油藏溫度高、地層水礦化度高、原油黏度低和油層非均質性嚴重等特點，單一聚合物驅難以取得較好的增油效果。

2）聚合物質量濃度和聚鉻比會影響Cr3+/HPAM凝膠成膠性能和流動特性。

3）化學劑費用相近條件下，“調剖+聚合物”或“聚合物驅+調剖+聚合物驅”比單純聚合物驅增油效果好。

4）綜合考慮油藏流體性質、巖石孔隙結構特征和非均質狀況，推薦礦場調驅何用“調剖+聚合物驅”段塞組合方式。聚合物凝膠組成：ρp為1 200～1 400 mg/L，聚鉻比為60∶1～120∶1。

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（編輯 劉麗）

Research on polymer profile control and oil displacement technology in high temperature and high salinity reservoir

Zhang Yunlai1,Lu Xiangguo2,Sun Shuang3,Pan Ling4,Zhu Guohua4
(1.Tianjin Branch of CNOOC,Tianjin 300452,China;2.MOE Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China;3.Mud Company,Bohai Drilling Engineering Co.Ltd.,CNPC,Tianjin 300280,China;4.Institute of Geological Sciences,Jiangsu Oilfield Company,SINOPEC,Yangzhou 225009,China)

At present,the development of Jiangsu Oilfield with the characteristics of high temperature,high salinity and serious heterogeneity has been the late development stage with extra-high water-cut,and there is an urgent need to take further measures to enhance oil recovery.Recently,with the increasingly mature of Cr3+/HPAM gel profile control and displacement technology,the Cr3+/ HPAM technology with material and technical base,which is suitable for high temperature and high salinity,has been developed. Aiming at the actual demand in the development of Jiangsu oilfield,the authors screen the Cr3+/HPAM gel formulations which are fit for the fluid nature and characteristics of Jiangsu oilfield reservoir by using the detection equipment and modern physics simulation, and do some researches on the flow characteristics and displacement effect of gel in porous media.The results show that the ratio of polymer and Cr3+,the polymer concentration and the core permeability are the main factors that affect the ability of gel injection,and the increased oil effect by using the slug composition of profile controls plus polymer flooding is good,which is superior to pure polymer flooding.

high temperature and high salinity reservoir;Cr3+/HPAM gel;flow characteristics;displacement effect

中國石化江蘇油田分公司“中、高滲透油藏聚合物驅室內評價和最佳實施時機研究”項目（06-218）

TE357.46

：A

1005-8907（2012）01-0133-04

2011-04-20；改回日期：2011-11-29。

張運來，男，1982年生，2009年畢業于大慶石油學院，獲碩士學位，現從事油氣田開發方面的工作。E-mail：zhangyl8@ cnooc.com.cn。

張運來，盧祥國，孫雙，等.高溫高礦化度油藏聚合物調驅技術研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（1）：133-136. Zhang Yunlai，Lu Xiangguo，Sun Shuang，et al.Research on polymer profile control and oil displacement technology in high temperature and high salinity reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（1）：133-136.