顏學(xué)敏,羅躍　(長(zhǎng)江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023)

?

顏學(xué)敏,羅躍(長(zhǎng)江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023)

[摘要]針對(duì)克拉瑪依紅山嘴油田紅18井區(qū)克下組油藏流體性質(zhì)、油層儲(chǔ)層特性及非均質(zhì)性，設(shè)計(jì)了耐鹽型聚合物凝膠體系與表面活性劑的組合調(diào)驅(qū)段塞，通過(guò)優(yōu)化段塞的組合方式，形成了適應(yīng)于該油藏的逐級(jí)深部調(diào)驅(qū)技術(shù)，并分析了凝膠在多孔介質(zhì)中的運(yùn)移-滯留規(guī)律，評(píng)價(jià)了其驅(qū)油效果。該組合體系注入聚合物凝膠體系與表面活性劑體系的體積比為1∶0.3，注入聚合物凝膠的強(qiáng)、中強(qiáng)、弱段塞最佳體積比為4∶3∶3,組合調(diào)驅(qū)方式為強(qiáng)凝膠段塞+表面活性劑段塞+中強(qiáng)凝膠段塞+弱凝膠段塞+表面活性劑段塞+強(qiáng)凝膠封口段塞。該技術(shù)在紅山嘴油田紅18井區(qū)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果顯著，12個(gè)調(diào)驅(qū)井組的日產(chǎn)油由85t上升到130t，含水率由75%降至67%。

[關(guān)鍵詞]深部調(diào)驅(qū)；運(yùn)移-滯留機(jī)理；段塞組合

克拉瑪依紅山嘴油田總的構(gòu)造特征是一個(gè)被眾多斷裂切割的復(fù)雜大型斷塊區(qū)。儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以粒間溶孔為主，還有部分粒內(nèi)溶孔和粒間孔，微裂縫較少，屬于中孔低滲油藏。隨著紅18井區(qū)克下組油藏開發(fā)程度的增加，油田進(jìn)入高含水期，調(diào)剖藥劑逐年增加，調(diào)剖調(diào)驅(qū)的輪次也不斷增多，而油田的水驅(qū)開發(fā)效果逐年遞減。目前，深部調(diào)驅(qū)液流轉(zhuǎn)向技術(shù)已成為改善高含水油田水驅(qū)效果的一種重要手段[1～3]，特別是以調(diào)剖和驅(qū)油相結(jié)合的“2+3”組合調(diào)驅(qū)技術(shù)在油田二次開發(fā)過(guò)程中具有重要的應(yīng)用前景[4，5]。為此，筆者利用室內(nèi)試驗(yàn)方法，針對(duì)紅18井區(qū)注入水礦化度高，特別是鈣、鎂離子含量高的特點(diǎn)，采用抗鹽型聚合物凝膠與表面活性劑體系為組合調(diào)驅(qū)劑，根據(jù)該油藏的儲(chǔ)層特性和開發(fā)現(xiàn)狀，優(yōu)選了調(diào)驅(qū)段塞配方，探討了其在油藏條件下的運(yùn)移-滯留機(jī)理，詳細(xì)研究了該組合調(diào)驅(qū)技術(shù)的工藝參數(shù)，為油田的現(xiàn)場(chǎng)施工提供參考。

1試驗(yàn)部分

1.1材料與試劑

試驗(yàn)用油為紅山嘴油田紅18井區(qū)克下組油藏原油與航空煤油稀釋配制的模擬油，模擬注入水的礦化度為29511mg/L，其中Ca2+、Mg2+離子含量為2503mg/L，模擬地層水的總礦化度為33715mg/L，其中Ca2+、Mg2+離子含量為3000mg/L。聚合物凝膠體系設(shè)計(jì)了3個(gè)強(qiáng)度段塞：強(qiáng)凝膠段塞配方為0.2%HCJ-1聚合物(自制)+0.35%JL-Ⅱ交聯(lián)劑(自制)；中強(qiáng)凝膠段塞配方為0.15% HCJ-1+0.3%JL-Ⅱ交聯(lián)劑；弱凝膠段塞配方為0.08% HCJ-1+0.1%JL-Ⅱ交聯(lián)劑+0.08%助凝劑，表面活性劑為0.3%ASO-2(自制)。

1.2組合調(diào)驅(qū)方案的設(shè)計(jì)思路

根據(jù)逐級(jí)深部調(diào)驅(qū)的概念，組合調(diào)驅(qū)過(guò)程采用聚合物凝膠體系和表面活性劑體系的多段塞組合的逐級(jí)深部調(diào)驅(qū)方式：首先利用強(qiáng)凝膠段塞封堵高滲孔道，調(diào)整注入井吸水剖面；接著注入表面活性劑用于驅(qū)替近井地帶大孔道中的殘余油；再注入中強(qiáng)凝膠段塞和弱凝膠段塞進(jìn)入地層深部進(jìn)一步封堵次一級(jí)通道，提高波及系數(shù)；然后再注入一段表面活性劑段塞，進(jìn)一步驅(qū)替地層深部的殘余油；最后注入強(qiáng)凝膠段塞封口，可以在后續(xù)水驅(qū)的作用下形成活塞式驅(qū)替段塞，達(dá)到提高原油的采出程度的目的。

2凝膠的運(yùn)移-滯留機(jī)理

圖1　聚合物凝膠驅(qū)替長(zhǎng)巖心壓力變化與傳播曲線

以滲透率為1.05μm2巖心為模型，0.2%HCJ-1+0.35%JL-Ⅱ交聯(lián)劑配方為注入體系，采用多孔測(cè)壓裝置研究凝膠在多孔介質(zhì)中的運(yùn)移-滯留規(guī)律，聚合物凝膠驅(qū)替長(zhǎng)巖心壓力變化與傳播曲線如圖1所示。由圖1可以看出，隨著聚合物凝膠體系的注入，裝置中各測(cè)壓點(diǎn)的壓力不斷上升，說(shuō)明聚合物凝膠溶液在巖心中具有良好地注入性；注入0.5PV上述體系后候凝5h，后續(xù)水驅(qū)時(shí)，測(cè)壓點(diǎn)P1、P2、P3、P4的壓力依次上升，最后趨于平穩(wěn)，表明凝膠能夠運(yùn)移到巖心的后端。這是由于凝膠在較高的驅(qū)替壓力和剪切應(yīng)力與拉伸應(yīng)力作用下，發(fā)生了形變和拉伸變形，部分膠團(tuán)甚至可能破碎成尺寸比較小的凝膠顆粒，這些小的凝膠顆粒繼續(xù)向巖心深部運(yùn)移，當(dāng)其遇到較小的孔喉時(shí)或在較小壓力部位，又會(huì)形成新的封堵；隨著后續(xù)注入流體的進(jìn)一步?jīng)_刷，這些小膠粒繼續(xù)發(fā)生擠壓破碎并繼續(xù)流動(dòng)，直到遇到更小的孔喉或在更小壓差的地方，再次產(chǎn)生堵塞，如此反復(fù)，直到趨于穩(wěn)定。凝膠在巖心中的這種流動(dòng)方式是一種比較理想的運(yùn)移模式，不僅可以到達(dá)地層深部封堵高滲透層，同時(shí)還可以起到驅(qū)油的作用。

3聚合物凝膠段塞與表面活性劑段塞配比的確定

采用填砂管物模試驗(yàn)，飽和地層水和模擬油，再用地層水水驅(qū)至產(chǎn)出液含水率達(dá)到98%，然后注入聚合物凝膠溶液，聚合物凝膠配方為0.2%HCJ-1+0.35%JL-Ⅱ交聯(lián)劑；放在60℃的烘箱里放置24h候凝，接著注入表面活性劑溶液；最后進(jìn)行二次水驅(qū)，考察各組填砂管提高采收率的情況，試驗(yàn)結(jié)果見表1。由表1可以看出，表面活性劑的注入量在大于一定值以后，提高采收率的幅度不大，在考慮經(jīng)濟(jì)成本的前提下，確定聚合物凝膠段塞與表面活性劑段塞的配比為1∶0.3。

表1　段塞配比驅(qū)油模擬試驗(yàn)結(jié)果

注：A表示強(qiáng)凝膠；D表示表面活性劑；PV表示孔隙體積倍數(shù)。下同。

4不同強(qiáng)度聚合物凝膠段塞體積比的確定

設(shè)計(jì)了3種強(qiáng)度聚合物凝膠段塞的不同注入量比例進(jìn)行物模試驗(yàn)，結(jié)果見表2。由表2可以看出，隨著聚合物凝膠的注入，巖心滲透率的影響較大，能夠起到調(diào)整吸水剖面的作用，按先注強(qiáng)凝膠后注中強(qiáng)和弱凝膠的順序注入調(diào)剖劑時(shí)，弱凝膠能起到將強(qiáng)凝膠推至深部的高滲透層，整體封堵率高，其中最高的封堵率可達(dá)到94.49%，組合調(diào)驅(qū)比水驅(qū)采收率均有提高。因此，確定聚合物凝膠的強(qiáng)、中強(qiáng)、弱段塞最佳體積比為4∶3∶3。

表2　段塞體積比驅(qū)油模擬試驗(yàn)結(jié)果

注：B表示中強(qiáng)凝膠；C表示弱凝膠。

5表面活性劑注入時(shí)機(jī)研究

6現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與效果

紅山嘴油田紅18井區(qū)以中孔、低滲為主，孔隙度平均值為18.9%，滲透率平均值為51.67mD，該區(qū)塊采出程度16.8%，可采出程度82.9%。目前區(qū)塊綜合含水較高，含水大于60%的井占區(qū)塊的69.6%，含水大于90%的井占區(qū)塊的23.2%。水驅(qū)開發(fā)效果逐年變差，注采矛盾較為突出，油層水淹水竄程度比較嚴(yán)重。近年來(lái)該區(qū)塊注入水水質(zhì)惡化，注入水礦化度29511mg/L，其中鈣、鎂離子含量2503mg/L。

采用組合調(diào)驅(qū)工藝對(duì)紅18井區(qū)克下組油藏開展逐級(jí)深部調(diào)驅(qū)施工，共12井組，紅18井區(qū)逐級(jí)調(diào)驅(qū)井組分布見圖2。施工后日產(chǎn)油量得到穩(wěn)步提升，含水率逐漸下降，調(diào)驅(qū)井組的日產(chǎn)油量由85t上升到130t，含水率由75%降至67%(見圖3)。

通過(guò)18井區(qū)單井分析發(fā)現(xiàn)，油井的見效率為100%，根據(jù)見效特點(diǎn)可以分為4類：部分井液量上升，含水下降；部分井液量上升，含水上升；部分井液量下降，含水下降；部分井液量穩(wěn)定，含水下降。有43.8%的油井表現(xiàn)為液量上升，含水下降，增產(chǎn)量占63.1%；34.4%的油井表現(xiàn)為液量穩(wěn)定，含水下降，增產(chǎn)量占27.6%。產(chǎn)液吸水剖面動(dòng)用程度由施工前的48.3%升至55.1%(見圖4)，其中，產(chǎn)液剖面動(dòng)用程度由施工前的54.1%升至64.2%，吸水剖面動(dòng)用程度由施工前的41.6%升至42.5%，部分高滲層被有效封堵，特別是降低了高滲層的吸水能力，同時(shí)提高了油井整體小層的動(dòng)用程度。

圖5為紅18井區(qū)克下組油藏月度遞減曲線。開發(fā)曲線顯示，調(diào)驅(qū)措施后區(qū)塊的遞減趨勢(shì)發(fā)生了很大的變化，見效初期逐漸上升，后保持穩(wěn)定。單井按照遞減法計(jì)算累積增油3.0×104t，增油效果明顯。

圖3　紅18井區(qū)逐級(jí)深部調(diào)驅(qū)井組生產(chǎn)曲線圖

圖4　產(chǎn)液吸水剖面動(dòng)用程度對(duì)比

圖5　紅18井區(qū)克下組油藏月度遞減曲線

7結(jié)語(yǔ)

抗鹽型聚合物凝膠體系與表面活性劑的組合調(diào)驅(qū)技術(shù)是一種多段塞組合的逐級(jí)深部調(diào)驅(qū)方法，該技術(shù)不僅可以改善油藏的非均質(zhì)性，迫使油藏深部液流發(fā)生轉(zhuǎn)向，達(dá)到深部調(diào)剖的效果，同時(shí)還能發(fā)揮后續(xù)化學(xué)劑的驅(qū)油作用，進(jìn)一步提高采收率。該技術(shù)對(duì)非均質(zhì)性嚴(yán)重、地層內(nèi)存在竄流通道、特別是針對(duì)高鹽油藏，具有很好的適應(yīng)性。該技術(shù)在紅山嘴油田紅18井區(qū)成功應(yīng)用，調(diào)驅(qū)效果顯著，具有推廣價(jià)值。

[參考文獻(xiàn)]

[1]陳大均，李賓元，王成武，等. 川中金華地區(qū)油氣井堵水增產(chǎn)措施研究與應(yīng)用[J].天然氣工業(yè)，2001，21(7):108～109.

[2] 張同凱，侯吉瑞，趙鳳蘭，等. 定位組合調(diào)驅(qū)技術(shù)提高采收率實(shí)驗(yàn)研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2011，26(6):47～51.

[3] 唐孝芬，楊立民，劉玉章，等. 新型無(wú)機(jī)凝膠涂層深部液流轉(zhuǎn)向劑[J].石油勘探與開發(fā)， 2012， 39(1):76～81.

[4] Wu Y F, Tang T J, Bai B J, et al. An experimental study of interaction between surfactant and particle hydrogels[J].Polymer, 2011, 52(2):452～460.

[5] Zhang H, Challa R S, Bai B J, et al. Using Screening Test Results to Predict the Effective Viscosity of Swollen Superabsorbent Polymer Particles Extrusion through an Open Fracture[J].Ind EngChem Res, 2010, 49(23): 12284～12293.

[編輯]洪云飛

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號(hào)]1673-1409(2016)01-0016-05

[中圖分類號(hào)]TE357.4

[作者簡(jiǎn)介]顏學(xué)敏(1979-)，男，博士，教授，現(xiàn)主要從事提高采收率方面的研究工作；E-mail:490240226@qq.com。

[基金項(xiàng)目]國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(21106008)；中國(guó)石油科技創(chuàng)新基金項(xiàng)目(2013D-5006-0405)。

[收稿日期]2015-10-28

[引著格式]顏學(xué)敏,羅躍.紅山嘴油田紅18井區(qū)聚合物凝膠-表面活性劑組合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版)，2016,13(1)：16～21.