勝坨油田高溫高鹽油藏超高分子疏水締合聚合物注入試驗

張新英

（中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015）

勝坨油田高溫高鹽油藏超高分子疏水締合聚合物注入試驗

張新英

（中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營 257015）

針對高溫高鹽油藏增加可采儲量的需要，開展了超高分子疏水締合聚合物驅油技術研究，通過礦場單井注入試驗，考察了超高分子疏水締合聚合物的增黏能力、污水適應性，評價了超高分子疏水締合聚合物在高溫高鹽油藏中的注入性能及應用效果。單井試注礦場動態反應良好，注入壓力上升了4.0 MPa，增加了流動阻力系數，注水井吸水剖面得到改善，對應油井見到初步的降水增油效果，表明超高分子疏水締合聚合物驅是適用于高溫高鹽油藏的一種提高采收率的新技術。

超高分子疏水締合聚合物；阻力系數；高溫高鹽油藏；勝坨油田

勝利油田適合化學驅的高溫高鹽油藏地質儲量5.1億噸，資源非常豐富，但由于這類資源地層溫度高（大于80℃），地層水礦化度高（大于20 000 mg／L），目前礦場運用的常規聚合物在高溫高鹽條件下黏度會大幅度降低甚至完全喪失，很難滿足高溫高鹽油藏提高采收率的要求。超高分子疏水締合聚合物是在大分子鏈段中引入耐溫抗鹽單體和少量長鏈疏水側基，從而提高了聚合物的表觀黏度和耐溫抗鹽性能。室內研究結果表明，在高溫高鹽條件下，超高分子疏水締合聚合物仍能保持較高的黏度、有效的擴大波及體積，可以大幅度地提高油藏的采收率。通過開展礦場單井注入試驗，考察超高分子疏水締合聚合物在高溫高鹽油藏條件下的增黏性能、抗剪切能力、污水適應能力及注入性能，為勝坨油田坨28沙二段8砂層組超高分子疏水締合聚合物驅先導試驗積累經驗，提供技術指導［1］。

1 試驗井組概況

依據超高分子疏水締合聚合物耐溫抗鹽的特點，篩選T28斷塊沙二82-83單元的8X567井組進行超高分子疏水締合聚合物的單井試注試驗。試驗井組含油面積0.16 km2，有效厚度12.6 m，地質儲量32.2×104t。8X567井為注入井，受效油井4口，井距225～286 m，油水井對應狀況良好。

試驗井組原始地層水礦化度27 400 mg／L，目前注入水礦化度19 634 mg／L，Ca2＋、Mg2＋含量503 mg／L，地下原油黏度40 mPa·s，原始油層壓力20 MPa，飽和壓力 10.9 MPa，目前地層壓力 14.1 MPa。原始地層溫度為87℃，試驗井組油藏溫度高、地層礦化度高，是典型的高溫高鹽油藏。

2 驅油體系及單井試驗方案

2.1 驅油體系評價

針對勝坨油田T28斷塊試驗區油藏溫度高、礦化度高的特點，室內研發合成了超高分子疏水締合聚合物驅油體系。此聚合物是以超高分子量HPAM為基礎，在大分子鏈段中引入一定量耐溫抗鹽單體（AMPS）和少量高效締合單體而形成的疏水締合型聚丙烯酰胺。疏水單體及耐溫抗鹽單體的加入，使得超高分子締合聚合物在高溫高鹽的溶液中形成具有一定強度且可逆的物理“交聯”的超分子結構，從而使聚合物在較低濃度下具有高黏度及較強的抗剪切能力，實現其在高溫高鹽條件下的穩定性［2］。

在試驗區的油藏溫度（85℃）下，用試驗區的污水配制聚合物溶液。對超高分子疏水締合聚合物和普通聚合物的增黏性能進行對比測試（表1），結果表明，超高分子疏水締合聚合物的增黏性高于常規聚合物的增黏性。

表1 不同濃度的聚合物增黏性能對比

用試驗區的污水配制濃度1 500 mg／L的超高分子疏水締合聚合物溶液和濃度為2 000 mg／L的常規聚合物溶液，在試驗區油藏溫度85℃，考察兩種聚合物的老化穩定性能［3］（圖1）。由圖1可以看出，超高分子疏水締合聚合物的黏度高于普通聚合物的黏度，老化60天后超高分子疏水締合聚合物的黏度保留率99.5%，遠高于普通聚合物的黏度保留率67.2%。這表明超高分疏水締合聚合物黏度穩定性較好。

圖1 聚合物的熱穩定性對比

2.2 單井試注方案

礦場試驗方案分兩個階段注入，采用污水配注母液，污水稀釋的注入方式。第一個階段注入濃度為1 500 mg／L的聚合物，第二階段注入濃度為2 000 mg／L的聚合物，設計單井配注量120 m3／d。

2010年8月9日開始注入締合聚合物溶液，2011年4月16日結束試注試驗。累積注入超高分子疏水締合聚合物溶液2.53×104m3，平均注入濃度1 650 mg／L，累積注入聚合物干粉42.1 t。

3 礦場單井試注效果

試注單井注入超高分子疏水締合聚合物驅油體系后，礦場動態反應良好，啟動壓力上升，吸水指數下降，滲流阻力擴大，吸水剖面得到一定的改善，對應的油井有見效的趨勢［4］。

（1）啟動壓力上升，視吸水指數下降，形成有效封堵。根據試注井8X567井的測試資料分析，注入超高分子疏水締合聚合物驅油體系后，該井的啟動壓力上升，視吸水指數降低。2010年8月9日試注井8X567的啟動壓力為2.9 MPa，視吸水指數1.1 m3／（d·MPa·m）；到2011年4月，其啟動壓力升為7.5 MPa，視吸水指數下降到0.6 m3／（d·MPa·m）。超高分疏水締合聚合物驅與水驅相比，啟動壓力上升了4.6 MPa，視吸水指數降低了0.5 m3／（d·MPa·m），下降了45%，這主要是由于注入的超高分子疏水締合聚合物在油藏運移過程中形成了有效的封堵，增加了儲層的流動阻力造成的［5-6］。

（2）滲流阻力增加，油層導流能力降低。用霍爾曲線直線段斜率的變化可以來反映地層導流能力的變化情況。從8X567井的霍爾曲線可以看出（圖2），注入超高分子疏水締合聚合物驅油體系后，曲線的斜率增大了，計算得出霍爾阻力系數為2.05，表明注入油層的超高分子疏水締合聚合物驅油體系在油藏運移過程中增大了流動阻力，明顯降低了油層的導流能力。

圖2 霍爾曲線

（3）吸水剖面改善，縱向波及體積擴大。由于超高分子疏水締合聚合物驅油體系的注入，原來吸水少的部位吸水量增加，縱向各部位吸水更加均勻，緩和了層間及層內矛盾，使得油藏非均質性得到改善。從吸水剖面的測試資料可以看出（表2），試注前，8X567井Es282層相對吸水量占51.2%，Es283層相對吸水量略小；注入超高分子疏水締合聚合物后，Es282層的相對吸水量下降，Es283層相對吸水量增加。注入的驅油體系使得兩層的吸水剖面有所改善，表明驅油體系改善了縱向非均質性［7-9］，擴大了縱向波及體積。

表2 試注前后吸水剖面變化

（4）聚合物在地下保持較高的黏度。試注期間井口聚合物黏度保持50 mPa·s以上，對試注井進行反排取樣分析表明，聚合物經過井筒及雙重炮眼的剪切后，黏度仍能保持在10 mPa·s以上，說明超高分子疏水締合聚合物在高溫高鹽的條件小仍能保持較高的黏度，能有效改變水油流度比。

（5）生產井有降水增油趨勢。從生產井動態看，與試注井對應較好的兩口油井有降水增油趨勢，其中8X868井的含水由注入前的96.8%下降到目前的94.7%，下降了2.1%，日產油量由注入前的2.1 t上升到目前的3.1 t，單井日油增加了1.0 t。

4 結論

（1）超高分子疏水締合聚合物在高溫高鹽油藏條件下增黏性能及穩定性能良好。

（2）在溶液中由于物理交聯形成的高分子結構，使得聚合物溶液高效增黏，在礦場污水暴氧的條件下，黏度一直保持在50 mPa·s以上。

（3）從試注過程中，礦場注入按配注順利注入，表明超高分子疏水締合聚合物污水適應性及注入性能較好。

（4）礦場單井試注表明，超高分子疏水締合聚合物能有效地增加流體在地層的滲流阻力，能有效地擴大波及體積。

［1］ 魏翠華.勝坨油區高溫高鹽油藏聚合物驅礦場先導試驗［J］.鉆采工藝，2008，31（2）：113-114，119.

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Aiming at the need of the high temperature and high salinity reservoir to increase active oil，the technical research on the ultra high molecular weight hydrophobic associative polymer has been carried out.The increasing viscosity ability and sewage adaptability is studied through single well injection test，and the infectivity and applicability of the ultra high molecular weight hydrophobic associative polymer has been evaluated.The results show the single well injection test dynamic feedback is good.After the injection test，the injection pressure is increased 4.0 MPa，the flow resistance factor is increased too，the water injection profile is improved，and the corresponding oil well has achieved preliminary effect.The ultra-high molecular weight hydrophobic associative polymer flooding is a new technology of improving oil recovery in high temperature and high salinity reservoir.

122 Field test of ultra-high molecular weight hydrophobic associative polymer flooding in high temperature and high salinity oil reservoirs

Zhang Xinying（Geoscience Research Institute of Shengli Oilfield Branch Company，Sinopec，Dongying 257015）

ultra-high molecular weight hydrophobic associative polymer；resistance factor；enhanced oil recovery；Shengtuo oilfield

TE357

A

1673-8217（2012）06-0122-03

2012-07-20

張新英，工程師，碩士，1977年生，2005年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，現從事三次采油及提高采收率研究。

國家重大專項（2011ZX05011-004）“高溫高鹽油田化學驅提高采收率技術”。

李金華