張運(yùn)來，盧祥國(guó)，孫雙，潘凌，朱國(guó)華

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452；2.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318；3.中國(guó)石油渤海鉆探泥漿公司，天津 300280；4.中國(guó)石化江蘇油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009）

高溫高礦化度油藏聚合物調(diào)驅(qū)技術(shù)研究

張運(yùn)來1，盧祥國(guó)2，孫雙3，潘凌4，朱國(guó)華4

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452；2.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318；3.中國(guó)石油渤海鉆探泥漿公司，天津 300280；4.中國(guó)石化江蘇油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009）

江蘇油田具有高溫、高礦化度和非均質(zhì)性嚴(yán)重等特征，目前油田已處于特高含水開發(fā)階段中后期，迫切需要采取進(jìn)一步提高原油采收率的技術(shù)措施。近年來，隨著Cr3+/HPAM凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)的日益成熟，開發(fā)出適合高溫、高礦化度油藏的Cr3+/HPAM凝膠，已具備了物質(zhì)和技術(shù)基礎(chǔ)。針對(duì)江蘇油田開發(fā)的實(shí)際需求，利用儀器檢測(cè)和現(xiàn)代物理模擬方法，對(duì)適合江蘇油田流體性質(zhì)和油藏特征的Cr3+/HPAM凝膠配方進(jìn)行了篩選，并對(duì)凝膠在多孔介質(zhì)內(nèi)的流動(dòng)特性和調(diào)驅(qū)效果進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究。結(jié)果表明，聚鉻比、聚合物質(zhì)量濃度和巖心滲透率是影響凝膠注入的主要因素，“調(diào)剖+聚合物驅(qū)”要比單一的聚合物驅(qū)增油效果好。

高溫高礦化度油藏；Cr3+/HPAM凝膠；流動(dòng)性質(zhì)；調(diào)驅(qū)效果

對(duì)于特高含水開發(fā)階段中后期的油藏而言，改善水驅(qū)開發(fā)效果的重要途徑是擴(kuò)大波及體積，而聚合物驅(qū)就是擴(kuò)大波及體積、改善水驅(qū)開發(fā)效果的一項(xiàng)有效措施［1］。江蘇油田油藏溫度高、注入水礦化度高，對(duì)聚合物溶液黏度影響十分嚴(yán)重，單純聚合物驅(qū)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(qiáng)、成膠速度快、封堵效果好及藥劑成本低等特點(diǎn)，在國(guó)內(nèi)油田調(diào)驅(qū)應(yīng)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(yīng)用范圍方面受到了石油科技工作者的高度關(guān)注［4-12］。

1 油田開發(fā)現(xiàn)狀和地質(zhì)特征

1.1 開發(fā)現(xiàn)狀

據(jù)江蘇油田2006年底的油田開發(fā)單元統(tǒng)計(jì)，共有81個(gè)單元屬于中高滲砂巖油藏開發(fā)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(zhì)儲(chǔ)量7 509×104t，占全油田儲(chǔ)量的40.5%。這部分油藏物性較好，天然能量較充足，多數(shù)滲透率大于200×10-3μm2，大多利用天然能量加注水開發(fā)。

在81個(gè)單元中，只有25個(gè)單元還在利用天然能量開發(fā)，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(zhǎng)期低效生產(chǎn)，儲(chǔ)層的采出程度也較高。因此，應(yīng)用化學(xué)驅(qū)正是提高油田采收率的潛力所在。

1.2 地質(zhì)特征

江蘇油田中高滲油藏除個(gè)別為小型整裝油藏外，多數(shù)為復(fù)雜構(gòu)造斷塊油藏，構(gòu)造形態(tài)由多個(gè)斷塊組成，油藏內(nèi)斷層發(fā)育，構(gòu)造破碎，含油層位具有多套油水系統(tǒng)，有的層系具有層狀特征，而有的層系具有復(fù)雜小斷塊的特征。

儲(chǔ)層多為砂巖儲(chǔ)層，主要為中砂巖—細(xì)砂巖，物性一般為中孔中滲，部分油田縱向上儲(chǔ)層間滲透率級(jí)差較大，油層之間滲透率級(jí)差可達(dá)10～20倍。儲(chǔ)層黏土礦物體積分?jǐn)?shù)分布范圍為1%～19%，主要分布為4%～7%，平均5.6%。儲(chǔ)層原油黏度0.1～78.9 mPa·s，有半數(shù)屬于低黏度油藏，但也有少數(shù)高黏度油藏的單元，原油性質(zhì)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(shí)驗(yàn)條件

2.1 實(shí)驗(yàn)用品

聚合物為大慶煉化公司生產(chǎn)的“大慶抗鹽”（相對(duì)分子質(zhì)量3 600×104，固體體積分?jǐn)?shù)88.45%）。交聯(lián)劑為有機(jī)鉻，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.7%。實(shí)驗(yàn)用水為室內(nèi)模擬配制水，礦化度24 000 mg/L，地層水水質(zhì)分析結(jié)果如表1所示。

實(shí)驗(yàn)儀器包括恒溫箱、布氏黏度計(jì)、電子天平、攪拌器、平流泵和中間容器等。流動(dòng)實(shí)驗(yàn)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(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心［13］，巖心具有油藏地質(zhì)特征，模型包括上、中、下3個(gè)滲透層，滲透率分別為400×10-3，1 200×10-3，900×10-3μm2。

表1 水質(zhì)組成分析 mg·L-1

實(shí)驗(yàn)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(shí)際油藏原油黏度相等。

2.2 實(shí)驗(yàn)方案和原理

2.2.1 流動(dòng)特性

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

流動(dòng)實(shí)驗(yàn)采用油田模擬水配制聚合物溶液，將聚合物溶液預(yù)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(shù)（PV）實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，繪制注入壓力與PV關(guān)系曲線。注入壓力越大，表明成膠效果越好。

流動(dòng)實(shí)驗(yàn)方案如下：

方案1，聚鉻比對(duì)聚合物凝膠注入壓力的影響；

方案2，ρp對(duì)聚合物凝膠注入壓力的影響。

2.2.2 聚合物凝膠調(diào)剖實(shí)驗(yàn)

在具有江蘇油田地質(zhì)特征的人造非均質(zhì)巖心上進(jìn)行調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，對(duì)聚合物凝膠調(diào)驅(qū)效果和調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)進(jìn)行評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)在70℃條件下進(jìn)行，首先水驅(qū)到含水率90%，然后轉(zhuǎn)注聚合物溶液或凝膠。

聚合物及聚合物凝膠調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.1 流動(dòng)特性

在相同滲透率條件下，不同聚鉻比和聚合物質(zhì)量濃度的聚合物凝膠注入壓力與孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系見圖1。需要強(qiáng)調(diào)指出，聚合物凝膠成膠反應(yīng)是一個(gè)十分復(fù)雜的化學(xué)反應(yīng)過程，影響因素不只是聚鉻比和聚合物質(zhì)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(qiáng)的封堵能力；2）在相同聚合物質(zhì)量濃度（ρp=1 200 mg/L或1 400 mg/L）條件下，聚鉻比對(duì)聚合物凝膠成膠效果存在影響。聚鉻比的數(shù)值愈大，聚合物凝膠成膠速度愈低，強(qiáng)度愈小，即注入壓力愈低；3）聚合物質(zhì)量濃度對(duì)聚合物凝膠成膠效果存在影響。聚合物質(zhì)量濃度愈高，聚合物成膠速度越快，聚合物凝膠成膠強(qiáng)度越大，注入壓力愈高。

根據(jù)流動(dòng)實(shí)驗(yàn)可以看出，“大慶抗鹽”聚合物質(zhì)量濃度為1 200～1 400 mg/L，聚鉻比為60∶1～120∶1時(shí)，聚合物凝膠的成膠效果比較好。考慮聚合物質(zhì)量濃度和聚鉻比對(duì)聚合物凝膠注入時(shí)的壓力影響，推薦后續(xù)調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)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(shù)關(guān)系曲線

3.2 調(diào)驅(qū)效果

3.2.1 采收率

聚合物溶液和凝膠調(diào)剖效果及調(diào)剖時(shí)機(jī)對(duì)聚合物驅(qū)油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。從表2可以看出，在化學(xué)劑總體段塞尺寸相同的情況下，凝膠調(diào)剖及調(diào)剖時(shí)機(jī)對(duì)聚合物驅(qū)油效果存在影響。

在相同孔隙體積倍數(shù)條件下，“調(diào)剖+聚合物驅(qū)”增油效果好于單純“聚合物驅(qū)”。通過方案1、方案2和方案3的比較可以看出，中前期調(diào)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(xù)注入的液體繞流至中低滲透層，達(dá)到調(diào)剖目的。

3.2.2 機(jī)理分析

如前所述，調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)用巖心包括高、中、低3個(gè)滲透層。在油藏流體性質(zhì)相同條件下，巖石滲透率愈低，其流動(dòng)阻力愈大，吸液?jiǎn)?dòng)壓力愈高。當(dāng)油藏非均質(zhì)性比較嚴(yán)重時(shí)，水驅(qū)階段注入壓力往往略高于（或難以達(dá)到）中低滲透層的吸液?jiǎn)?dòng)壓力，尤其是低滲透層。此外，隨著水驅(qū)過程的進(jìn)行，高滲透層水相滲透率增加，流動(dòng)阻力進(jìn)一步減小，注入壓力還將保持持續(xù)下降態(tài)勢(shì)，這將進(jìn)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(duì)于增加各吸液層吸液壓差、擴(kuò)大波及體積具有十分重要的作用。

表2 采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

與聚合物溶液相比較，聚合物凝膠具有流動(dòng)阻力大和轉(zhuǎn)向能力強(qiáng)等特點(diǎn)。當(dāng)聚合物凝膠作為前置段塞時(shí)，由于高滲層流動(dòng)阻力小，聚合物凝膠就會(huì)首先進(jìn)入高滲層，并在其中發(fā)生滯留，結(jié)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(dá)到擴(kuò)大波及體積和提高采收率的目的。

4 結(jié)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(zhì)性嚴(yán)重等特點(diǎn)，單一聚合物驅(qū)難以取得較好的增油效果。

2）聚合物質(zhì)量濃度和聚鉻比會(huì)影響Cr3+/HPAM凝膠成膠性能和流動(dòng)特性。

3）化學(xué)劑費(fèi)用相近條件下，“調(diào)剖+聚合物”或“聚合物驅(qū)+調(diào)剖+聚合物驅(qū)”比單純聚合物驅(qū)增油效果好。

4）綜合考慮油藏流體性質(zhì)、巖石孔隙結(jié)構(gòu)特征和非均質(zhì)狀況，推薦礦場(chǎng)調(diào)驅(qū)何用“調(diào)剖+聚合物驅(qū)”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(guó)石化江蘇油田分公司“中、高滲透油藏聚合物驅(qū)室內(nèi)評(píng)價(jià)和最佳實(shí)施時(shí)機(jī)研究”項(xiàng)目（06-218）

TE357.46

：A

1005-8907（2012）01-0133-04

2011-04-20；改回日期：2011-11-29。

張運(yùn)來，男，1982年生，2009年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面的工作。E-mail：zhangyl8@ cnooc.com.cn。

張運(yùn)來，盧祥國(guó)，孫雙，等.高溫高礦化度油藏聚合物調(diào)驅(qū)技術(shù)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.