無機凝膠在高鹽油藏的調驅效果及工藝參數優化
——以吐哈雁木西油田為例*

2019-12-27 02:15:14尹玉川盧祥國呂金龍那日蘇曹偉佳

油田化學 2019年4期

徐浩，鄭銳，尹玉川，黃鵬，盧祥國，呂金龍，那日蘇，曹偉佳

（1.中國石油吐哈油田分公司采油工程院，新疆鄯善 838200；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）

0 前言

雁木西油田位于新疆吐魯番盆地，由四個局部圈閉組成，屬于勝南-雁木西構造帶，其中雁6 塊為油田主力注水開發區域，發育有第三系和白堊系兩套層系，屬于中孔中滲油藏，儲層非均質性十分嚴重。第三系儲層地面原油具有密度低、黏度低和凝固點低等特點。地層水水型為CaCl2型，礦化度115500數 191800 mg/L，Ca2+、Mg2+離子濃度超過7000 mg/L，為高礦化度CaCl2型原生地層水。目前，雁木西油田主力層系綜合含水超過93%，采出程度低于20%，“穩油控水”形勢十分嚴峻，亟待采取大幅度提高采收率技術。聚合物驅油技術已經成為高含水油田提高采收率的重要措施之一［1-5］，但雁木西油田注入水的礦化度和Ca2+和Mg2+濃度較高，現有普通聚合物和抗鹽聚合物在雁木西油田注入水中的分散和熟化效果較差，且滯留和液流轉向能力也較差，聚合物驅難以取得較好的技術經濟效益。近年來，無機凝膠調驅技術由于具有耐溫耐鹽能力強、注入性好、無毒環保和藥劑費用低等特點，在高鹽高溫油藏調整吸液剖面實踐中受到廣泛重視并在試驗中取得明顯的增油降水效果［6-9］。為滿足雁木西油田提高采收率技術需求，本文以雁木西油田儲層地質特征和流體性質為模擬對象，開展了高鹽油藏無機凝膠主劑斷塞尺寸、注入方式、注入輪次及表面活性劑的調驅效果及工藝參數優化實驗研究，另外進行了調驅劑及其組合方式對增油降水效果的影響實驗研究，并對其進行經濟效果評價。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

“高分”聚合物，相對分子質量1900×104，固含量88%，大慶煉化公司；有機鉻交聯劑，實驗室自制，有效含量1.52%；硅酸鈉，有效含量80%，國藥集團化學試劑有限公司；非離子型表面活性劑DWS，有效含量35%，大連戴維斯科技有限公司。實驗用水為雁木西油田注入水和軟化水，軟化水是通過向注入水中添加氫氧化鈉-碳酸鈉來消除注入水中鈣鎂離子而得到的水。注入水的礦化度151453 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）：K++Na+51433、Ca2+6915、Mg2+393、HCO3-59、Cl-92524、SO42-129。實驗用油為雁木西油田原油，黏度6 mPa·s（55℃）。實驗巖心為石英砂環氧樹脂膠結人造巖心［10-11］，幾何尺寸：高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。其中巖心Ⅰ：高滲層 Kg=800×10-3μm2，中滲層 Kg=200×10-3μm2，低滲層Kg=50 ×10-3μm2。巖心Ⅱ：層內非均質巖心，包括高低二個滲透層，高滲層Kg=800×10-3μm2，中滲層Kg=200×10-3μm2，高滲透層中包含一個特高滲透條帶，它是通過在高滲透層中鉆孔和填砂而形成（見圖1）。

圖1 巖心結構實物圖

實驗裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、和中間容器等。除平流泵外，其它部分置于55℃恒溫箱內（見圖2）。

圖2 實驗設備及流程示意圖

1.2 驅油實驗

驅油實驗具體步驟如下：（1）常溫下巖心抽空飽和地層水，確定孔隙體積；（2）油藏溫度55℃下油驅水，確定含油飽和度；（3）油藏溫度55℃下水驅到含水率98%，確定水驅采收率；（4）按照實驗方案設計內容進行調剖或調驅，確定采收率。實驗注入速率0.3 mL/min，實驗溫度為目標油藏溫度55℃，實驗過程中每30 min 記錄1 次注入壓力、計量一次含水率和采收率。

2 結果與討論

2.1 主劑段塞尺寸對增油降水效果的影響

主劑段塞尺寸對調驅增油降水效果影響實驗結果見表1，驅替方案為：水驅98%+無機凝膠等分成6份，分6輪次交替注入+后續水驅98%，方案1-1中的無機凝膠為0.04 PV 主劑+0.01 PV 隔離液+0.04 PV 注入水+0.01 PV 隔離液，方案 1-2 中的無機凝膠為 0.06 PV 主劑+0.015 PV 隔離液+0.06 PV 注入水+0.015 PV 隔離液；方案1-3 中的無機凝膠為0.08 PV主劑+0.02 PV隔離液+0.08 PV注入水+0.02 PV 隔離液；方案1-4 中的無機凝膠為0.1 PV 主劑+0.025 PV 隔離液+0.1 PV 注入水+0.025 PV 隔離液。上述主劑均為0.03 mol/L 的硅酸鈉溶液（如無特殊說明，下同），隔離液為純化水。從表1可以看出，隨著主劑段塞尺寸的增加，采收率呈現“先增后降”變化趨勢。當主劑段塞尺寸為0.06數0.08 PV 時，反應所生成的無機凝膠不僅對巖心高滲層實現了有效封堵，同時對中低滲透層的傷害程度也較低，液流轉向效果較好，主劑段塞尺寸為0.06 PV 時采收率的增幅可達11.19%。

表1 主劑段塞尺寸對采收率的影響

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系曲線見圖3。從圖3可以看出，水驅階段，隨注入體積的增大，注入壓力降低，含水率升高，采收率增大。在調驅劑注入階段，隨主劑的注入體積的增大，注入壓力升高，這一方面增加了中低滲透層吸液壓差和吸液量，同時也增加了中低滲透層因吸入主劑而產生無機凝膠，從而增大低滲層被傷害的程度。當主劑段塞尺寸為0.06數0.08 PV 時，中低滲透層動用程度較高，含水率下降明顯，采收率增幅較大。當主劑段塞尺寸達到0.1 PV時，由于中低滲層污染嚴重，導致吸液壓差明顯減小，最終波及體積減小，采收率增幅減小。

2.2 主劑注入方式對增油降水效果的影響

主劑注入方式對調驅增油降水效果影響實驗結果見表2。驅替方案為：水驅98%+無機凝膠（0.06 PV 主劑+0.015 PV 隔離液+0.06 PV 注入水+0.015 PV 隔離液）等分成6 份，分6 輪次交替注入+后續水驅98%，其中，方案2-1主劑采用等濃度注入方式，濃度為0.03 mol/L；方案2-2 主劑采用遞增濃度注入方式，第1數6 輪次主劑濃度分別為0.015、0.02、0.026、0.032、0.039和0.048 mol/L。從表2可以看出，在主劑用量相同（近）條件下，與各輪次主劑采用“等濃度”注入方式相比較，采用“遞增濃度”注入方式的采收率增幅提高了1.53%。采用“遞增”注入方式有利于無機凝膠在巖心內實現深部運移，中低滲透層動用程度較高，采收率增幅較大。

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系對比曲線見圖4。從圖4可以看出，與各輪次主劑采用“等濃度”注入方式相比較，盡管采用“遞增”濃度注入方式初期注入壓力升幅較小，但后續水驅階段的注入壓力反超“等濃度”注入方式的，這延長了中低滲透層在較高吸液壓差條件下的吸液時間，增加了中低滲透層吸液量，因而采收率增幅較大。

表2 主劑注入方式對采收率的影響

2.3 注入輪次對增油降水效果的影響

注入輪次對調驅增油降水效果影響實驗結果見表3。方案3-1數3-5：水驅98%+無機凝膠（0.06 PV主劑+0.015 PV隔離液+0.06 PV注入水+0.015 PV 隔離液）等分成β份，采用β輪次交替注入+后續水驅98%，其中β=4、5、6、7 和8。從可以看出，隨注入輪次增加，采收率呈現“先增后降”變化趨勢。當注入輪次為6 時，反應生成的無機凝膠不僅對巖心高滲層實施了有效封堵，同時對中低滲透層傷害程度也較低，因而擴大波及體積效果較好，采收率增幅較大。

圖3 不同主劑段塞尺寸下注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系

圖4 不同主劑注入方式下注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系

表3 主劑注入輪次對采收率的影響

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系曲線見圖5。從圖5可以看出，隨著主劑注入輪次的增加，注入壓力逐漸升高。注入壓力升高一方面增加了中低滲透層吸液壓差，產生有利影響，但另一方面也增大了中低滲透層因吸入主劑而產生的無機凝膠，從而導致低滲層被傷害。當注入輪次超過6時，注入壓力明顯升高，中低滲透層因吸入主劑生成無機凝膠而被傷害，導致中低滲層的啟動壓力升高，吸液壓差明顯減小，最終導致波及體積減小，采收率增幅減小。當注入輪次為5數6時，中低滲透層的動用程度較高，含水率降幅較大，采收率增幅較大。

2.4 表面活性劑對增油降水效果的影響

表面活性劑對無機凝膠調驅增油降水效果影響實驗結果見表4。驅替方案為水驅98%+調驅劑+后續水驅98%，其中，方案4-1 的調驅劑為：無機凝膠（0.06 PV主劑+0.015 PV隔離液+0.06 PV注入水+0.015PV隔離液）等分成6份，分6輪次交替注入+后續水驅98%；方案4-2 的調驅劑為：無機凝膠（0.06 PV主劑+0.015 PV隔離液+0.06 PV注入水+0.015 PV隔離液）等分成6份，分6輪次交替注入+0.05 PV表面活性劑溶液（Cs=0.3%，下同）。從表4可以看出，在無機凝膠用量相同條件下，與單一無機凝膠調驅相比較，“無機凝膠+表面活性劑”組合調驅的采收率增幅提高了1.15%。由此可見，“無機凝膠+表面活性劑”組合可以達到擴大波及體積和提高洗油效率雙重目的，因而采收率增幅較大。

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系對比曲線見圖6。從圖6可以看出，在水驅階段，隨注入體積增加，注入壓力下降，含水率升高，采收率增加。在調驅階段，與單純無機凝膠相比，“無機凝膠+表面活性劑”組合的注入壓力及其變化趨勢幾乎未發生變化，表明中低滲透層吸液壓差和吸液量并未增加，但由于表面活性劑溶液提高了所波及區域的洗油效率，因而最終采收率增幅較大。

2.5 調驅劑及其組合方式對增油降水效果的影響

為了模擬真實油藏的注入井和采出井近井地帶存在的高滲條帶，在注入井近井地帶被封堵劑封堵后遠井地帶沒有完全被封堵的情況，選用層內非均質巖心Ⅱ（包括高低二個滲透層，高滲層Kg=800×10-3μm2，中滲層 Kg=200×10-3μm2，高滲透層中包含一個特高滲透條帶），首先用無機地質聚合物凝膠封堵高滲透層中填砂孔眼［12-13］，巖心抽空飽和水，飽和油；鉆掉高滲透層注入端孔眼中無機地質聚合物凝膠10 cm，采出端鉆掉5 cm，孔眼填砂；水驅含水98%；將孔眼中剩余無機地質聚合物凝膠全部鉆掉，重新充填石英砂（含有膠結物的石英砂）；采用“丙烯晴+淀粉”復合凝膠［14-16］封堵10 cm，侯凝24 h；注入不同的調驅劑；后續水驅至含水98%。其中，方案5-1 的調驅劑為：0.1 PV Cr3+聚合物凝膠（聚合物濃度為700 mg/L，聚合物∶Cr3+=180∶1）；方案5-2 的調驅劑為：注入0.1 PV Cr3+聚合物凝膠+0.05 PV 表面活性劑溶液；方案5-3 的調驅劑為：無機凝膠（藥劑和段塞組成見方案1-3）；方案5-4的調驅劑為：無機凝膠（藥劑和段塞組成見方案1-3）+0.05 PV 表面活性劑溶液。

表4 表面活性劑對無機凝膠調驅采收率的影響（主劑段塞尺寸0.06 PV）

圖5 不同主劑注入輪次下注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系

2.5.1 不同調驅劑及其組合方式增油效果對比

Cr3+聚合物凝膠（方案5-1）、“Cr3+聚合物凝膠+表面活性劑”（方案5-2）、無機凝膠（方案5-3）和“無機凝膠+表面活性劑”（方案5-4）的增油效果見表5。從表5可以看出，與單獨Cr3+聚合物凝膠相比，“Cr3+聚合物凝膠+表面活性劑”組合調驅最終采收率較高，采收率增加4.44%。與無機凝膠相比較，“無機凝膠+表面活性劑”組合調驅增油效果較好，采收率增幅3.20%。

圖6 “無機凝膠”及“無機凝膠+表面活性劑”組合的注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系

表5 不同調驅劑的增油效果

2.5.2 技術經濟效果分析

以雁6塊第三系油藏東部區塊為例建立典型地質模型，采用反九點法井網，井距275m×275 m，有效厚度15.3 m，孔隙度22.0%，含油飽和度48.0%，孔隙體積為1018215 m3，原油地質儲量為488743.2 m3。原油期貨價格取50美元/桶，匯率1美元=6.789人民幣元，1 m3原油相當于6.2893桶，原油價格為6.2893×50×6.789 元/m3=2134.9 元/m3。單組井網生產操作成本定為100萬元。依據油田室內評價采收率值與礦場采收率值比例關系，確定此次評價采收率增值=實驗采收率增值×30%。施工藥劑中聚合物、交聯劑、表面活性劑、硅酸鈉的價格分別為1.2、2.5、1.6和0.15萬元/噸。

考慮到各個方案中都使用了無機地質聚合物凝膠和復合凝膠，即便不考慮它們對總費用的貢獻，各個實驗方案間“產出/投入”比大小相對關系也不會發生改變。因此，以下計算僅考慮Cr3+聚合物凝膠、無機凝膠和表面活性劑費用對“產出/投入”比的影響，計算結果見表6。從表6可以看出，與多劑組合調驅方式相比，單劑調驅“產出/投入”比值較大，其中無機凝膠調驅的“產出/投入”比最大，技術經濟效果較好。