馬占旗，黃強(qiáng)強(qiáng)

中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司非常規(guī)技術(shù)研究所 (天津 塘沽 300280)

耐溫耐鹽調(diào)驅(qū)體系NHTP的評(píng)價(jià)及應(yīng)用

馬占旗，黃強(qiáng)強(qiáng)

中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司非常規(guī)技術(shù)研究所 (天津 塘沽 300280)

介紹了一種新的耐溫調(diào)驅(qū)劑體系NHTP，并對(duì)該耐溫調(diào)驅(qū)劑的調(diào)驅(qū)性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。評(píng)價(jià)結(jié)果表明，該調(diào)驅(qū)體系在130℃以下、礦化度小于100 000mg/L環(huán)境中具有穩(wěn)定的成膠性能，成膠時(shí)間介于8～15 h之間，成膠強(qiáng)度大于21 000mPa·s。5口井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明NHTP對(duì)中高低滲及大孔道油藏均具有良好的堵塞性，在高溫油藏調(diào)驅(qū)領(lǐng)域具有良好的應(yīng)用前景。

高溫油藏;調(diào)驅(qū)性能;聚合物;NHTP

中海油大港南部的小集、舍女寺、段六撥等油田，由于埋藏深，地層滲透率低，溫度高(115℃左右)，地層水礦化度在(2.3～3.2)×104mg/L。高溫、地層水高礦化度降低了聚合物凝膠穩(wěn)定性，縮短調(diào)剖劑有效期。因此，加深耐溫抗鹽聚合物的基礎(chǔ)研究、提高聚合物凝膠對(duì)高溫高鹽油藏的適應(yīng)性是目前聚合物調(diào)驅(qū)所面臨的主要任務(wù)。在聚丙烯酰胺合成過程中，加入耐溫抗鹽單體TMP，可提高聚合物熱穩(wěn)定性［1-5］，因此，擬采用AM與TMP單體、交聯(lián)劑及礦物質(zhì)研制耐溫耐鹽調(diào)驅(qū)劑體系NHTP。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 調(diào)驅(qū)劑體系NHTP制備

AM與TMP單體質(zhì)量百分?jǐn)?shù)約為10%～20%，引發(fā)劑質(zhì)量百分?jǐn)?shù)在0.03%～0.05%之間，反應(yīng)溫度控制在30～40℃，在中性或偏酸性介質(zhì)中體系轉(zhuǎn)化率較高［1-2］。130℃左右選用AM、TMP配比為60:40的耐溫較好［3］，交聯(lián)劑從成本及調(diào)驅(qū)施工的實(shí)際考慮選用有機(jī)酸A，聚合物加入礦物質(zhì)PRT耐溫性能和黏度保留率都有所提高［4］。

1.2 評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

模擬油層條件，對(duì)調(diào)剖劑的成膠性能、耐鹽性能和封堵性能進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

成膠實(shí)驗(yàn):分別配置質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為0.1%、0.3%、 0.5%聚合物溶液，質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為0.1%、0.2%、0.3%交聯(lián)劑有機(jī)酸A溶液，養(yǎng)護(hù)溫度為100℃做成膠試驗(yàn)［5］，考察調(diào)驅(qū)劑的成膠時(shí)間、成膠強(qiáng)度。

耐鹽實(shí)驗(yàn):配置質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為10%的NaCl溶液，將NaCl溶液倒入已成膠的NHTP耐溫耐鹽調(diào)驅(qū)劑中，放置在100℃下養(yǎng)護(hù)［5］，考察NHTP耐溫耐鹽調(diào)驅(qū)劑膠體形態(tài)、強(qiáng)度變化。

封堵實(shí)驗(yàn):分別制作5根巖心，模擬高、中、低滲油藏，巖心先用地層水飽和，用原油驅(qū)替至束縛水狀態(tài)，再用水驅(qū)至殘余油狀態(tài)，測(cè)巖心原始水相滲透率，然后注入調(diào)驅(qū)劑，在130℃下養(yǎng)護(hù)3天后測(cè)其封堵率，以后每隔20天取出，測(cè)巖心封堵率［5］，考察調(diào)驅(qū)劑封堵性能。

1.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

成膠試驗(yàn)結(jié)果 (表1)表明耐溫聚合物用量為0.3%～0.5%，交聯(lián)劑用量 0.2%～0.3%，所形成的調(diào)驅(qū)劑體系的成膠時(shí)間8～15h和成膠強(qiáng)度21 000 mPa·s可以滿足調(diào)驅(qū)措施要求。

耐鹽試驗(yàn)結(jié)果(表2)表明高濃度鹽水對(duì)膠體狀態(tài)無大的影響，60天后未發(fā)生水解破膠現(xiàn)象，表明該耐溫調(diào)驅(qū)體系耐鹽性能較好。

封堵試驗(yàn)結(jié)果見表3。該耐溫調(diào)驅(qū)劑對(duì)中、低滲油藏具有良好的堵塞性;對(duì)于高滲透或大孔道油藏應(yīng)采用耐溫調(diào)驅(qū)劑+礦物質(zhì)PRT的施工工藝，以提高封堵強(qiáng)度。

表1 NHTP耐溫耐鹽調(diào)驅(qū)劑體系成膠性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)

采用NHTP體系進(jìn)行了大港南部ZQZ區(qū)塊中高低滲油藏的5口井的調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，均取得了較好的措施效果，施工成功率100%，措施有效率92%。其中注水井Q24-9調(diào)驅(qū)有效期已到4年。

Q24-9井注水層位為Es3的18-20號(hào)層，3個(gè)層的滲透率介于 (39.9～72.9)×10-3μm2，油層溫度為120℃，屬高溫中低滲裂縫型油藏(雙重介質(zhì)裂縫、孔隙)。該水井對(duì)應(yīng)Q24-5和Q24c 2口生產(chǎn)井，與Q24-5井之間水竄嚴(yán)重，注入示蹤跡3天到達(dá)該井，采用耐高溫調(diào)驅(qū)NHTP體系對(duì)該井進(jìn)行調(diào)驅(qū)，注入耐溫調(diào)驅(qū)劑1 000m3。措施前水井油壓14.1MPa，日注水量30m3;調(diào)驅(qū)措施后，油壓升至19.2MPa，日注水量26m3。對(duì)應(yīng)油井Q24c井日產(chǎn)油量由措施前的7.61t上升至措施后的10.2t，截止到目前日產(chǎn)油量仍為7.81t，有效期達(dá)到4年。

3 結(jié)論

1)NHTP體系是由 0.3%～0.5%耐溫聚合物、0.2%～0.3%有機(jī)酸性A交聯(lián)劑及礦物質(zhì)1%PRT組成。

2)NHTP體系在 130℃以下、礦化度小于100 000mg/L環(huán)境中具有穩(wěn)定的成膠性能，成膠時(shí)間介于8～15h之間，成膠強(qiáng)度大于21 000mPa·s

3)經(jīng)過5口井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)證明:NHTP耐溫調(diào)驅(qū)劑體系具有良好的耐溫耐鹽性，對(duì)中高低滲油藏及大孔道均具有良好的堵塞性，在高溫油藏調(diào)驅(qū)領(lǐng)域具有良好的應(yīng)用前景。

表2 礦化度對(duì)成膠性能的影響

表3 巖心封堵率試驗(yàn)

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［5］Albonico，P.and Lockhart，T，Divalent ion-resistant polymer gels for high temperature app lications：syneresis inhibiting additives［J］.SPE 25 220，1993.

A profile control oil displacement system NHTP is introduced，and its performance is evaluated.The results show that the system has stable gelling property under lower than 130℃and less than the salinity of 100 000mg/L，gelling time is 8～15h，and gelling viscosity is greater than 21 000mPa·s.The field tests of 5 wells show that NHTP system can effectively block the large pores in heterogeneous reservoirs，and has good high-temperature and high-salinity resistance.

high temperature reservoir;profile control and oil disp lacement performance;polymer;NHTP

立崗

2014-12-24

馬占旗(1979-)，男，主要從事油氣開采及提高采收率工作。