双河油田Ⅶ上层系耐温抗盐交联聚合物驱试验效果及认识

沈德梅，李万春，金冬丽 谷春雷，罗 玉，赵玉鹏 （河南油田分公司第一采油厂，河南 桐柏474780）

双河油田Ⅶ上层系耐温抗盐交联聚合物驱试验效果及认识

沈德梅，李万春，金冬丽 谷春雷，罗 玉，赵玉鹏 （河南油田分公司第一采油厂，河南 桐柏474780）

双河油田Ⅶ上层系开展的单井交联聚合物驱试验表明：该交联聚合物具有良好的成胶性和对现场注入系统的适应性；遂步将试验区扩大至5个井组，在注入压力上升快的情况下，又开展了低度交联聚合物驱试验。试验证明，低度交联聚合物驱在94℃高温下具有良好的成胶性和改善吸水剖面的能力，而且提高了流体的流动性；在注入量0.18PV时对应油井开始见效，高温抗盐交联聚合物驱试验取得了良好的注入效果。

双河油田Ⅶ上层系；高温；交联聚合物驱；低度交联聚合物驱；试验；认识

据河南油田三次采油潜力资源评价结果，目前三采技术（聚合物驱、交联聚合物驱）覆盖的储量为10040.6×104t，一类油藏3904.2×104t，二类油藏3215.3×104t（聚合物驱和交联聚合物驱均可以动用），三类油藏2921.1×104t（由于聚合物驱适应温度范围小于85℃，只有交联聚合物驱可以动用），其中一类油藏优质储量已全部动用，73.3%的储量单元已进入后续水驱，只有15.5%的储量单元处于产量上升期，导致三采区块产量总趋势下降［1～3］。耐温抗盐交联聚合物驱技术是聚合物驱技术的完善和发展，可实现二、三类油藏三次采油的产量接替。为此首先在Ⅶ上层系优选1口井进行单井注入试验，以实现检验高温交联聚合物驱油体系的可注入性、地下成胶性和对注入系统的适应性等目的。

1 单井注入试验

1.1 方案设计

试验单井选择位于主体区的T7－117注水井进行高温交联聚合物单井试验，单井控制地质储量28.12×104t，控制孔隙体积50.62×104m3。方案设计为2个段塞，第1段塞交联聚合物配方为HPAM浓度1500～2000mg/L＋交联剂浓度1000～1500mg/L，设计注入孔隙体积0.022PV；第2段塞交联聚合物配方为 HPAM 浓度为500～600mg/L＋交联剂浓度为300～350mg/L，设计注入孔隙体积0.072PV。

1.2 现场试验

T7－117井从2006年8月22日开始耐温抗盐交联聚合物驱试验，主要目的是对注入井层间和平面非均质性进行调整，有效封堵大孔道层段；2006年11月16日开始注入第2段塞，主要目的是改善地下油水流度比，对地层流体进行驱替。

1）单井注入现场成胶性能良好，达到设计要求 T7－117井在第1段塞开始注入高温调剖剂体系配方（HPAM浓度1900mg/L＋交联剂浓度1500mg/L），井口粘度平均53.5mPa·s。由于压力上升快，调剖剂配方调整为HPAM浓度1500mg/L＋交联剂浓度1250mg/L，井口粘度平均41.5mPa·s，现场实际成胶粘度12000～49000mPa·s之间。

T7－117井从2006年11月16日开始注入低浓度配方，井口浓度平均575mg/L，井口粘度平均12.0mPa·s，现场实际成胶粘度130～200mPa·s，成胶率达98.4%，成胶情况较好。

2）单井试验注入量稳定，井口油压稳步上升 T7－117井在第1段塞配注140m3/d，井口油压从8.4MPa上升到14.1MPa，注入压力上升5.7MPa，注入压力上升幅度同江河油田Ⅴ上层系大剂量深度调剖单井基本上相当（1.5～8.7MPa，平均5.6MPa），井口注入压力在可控范围。第2段塞开始转入低浓度交联聚合物驱，注入压力缓慢上升，井口油压从14.1MPa上升到15MPa。

3）吸水剖面改善明显，视吸水指数持续降低 根据T7－117井调剖前后吸水剖面对比结果，交联聚合物体系调整了层间、层内矛盾，强吸水层Ⅶ33－4被封堵，Ⅶ31－3得到控制，明显动用了中渗透层Ⅶ2小层。

单井试验过程中 T7－117井的视吸水指数持续降低（图1），说明交联聚合物溶液已进入油层深部并且成胶，在油层内部建立了较强的流动阻力。

通过T7－117井单井注入试验，可以得出以下结论，高温交联聚合物体系在Ⅶ上层系高温油藏条件下，具有良好的可注入性、现场成胶性、对注入系统的适应性，达到了单井试验的目的。在此基础上，于2007年5月将试验区扩大至5个井组。

2 多井组试验及认识

2.1 方案设计

多井组试验区方案设计5口注聚井，对应11口采油井，含油面积0.713km2，控制地质储量107.22×104t，设计分2个段塞注入：第1段塞设计注入体积0.04PV，初期注入浓度1200mg/L（HPAM浓度）×800～1000mg/L（交联剂浓度），注入过程中若压力不上升则逐渐调整到1800mg/L（HPAM浓度）＋1000mg/L（交联剂浓度）；第2段塞设计注入体积0.348PV，注入浓度600mg/L（HPAM浓度）×250mg/L（交联剂浓度），设计注入速度0.11PV/a。

2.2 试验区现场试验

试验区于2007年5月开始注入，第1段塞注入配方为：1200mg/L（HPAM浓度）＋800mg/L（交联剂浓度），由于注入压力上升很快，于2008年11月对单井注入配方调整为800～1000mg/L（HPAM浓度）＋600mg/L（交联剂浓度）；第2段塞注入配方为600mg/L（HPAM浓度）＋250mg/L（交联剂浓度），短期内压力上升仍然很快，若原方案长期注入势必难以满足方案配注的要求。于是于2008年3月提出了低度交联聚合物区试验的意见，根据各单井地层不同物性参数及现场注入压力情况，5口井分别制定了不同的调剖配方（表1），在注入过程中针对单井压力的变化，对调剖配方不断做出适当调整。截至2009年4月注入0.2113PV，注入压力15.2MPa，平均注入浓度1128mg/L，平均注入粘度23.0mPa·s。

表1 试验区5口注入井配方调整一览表

1）现场注入成胶性能较好，达到设计要求 第1段塞现场成胶粘度在10000～30000mPa·s之间，进行低度交联后，现场成胶粘度在20～50mPa·s之间，成胶时间在7～10d，在实验室95℃高温下老化180d的粘度仍有30mPa·s，低度交联聚合物在地下形成无规线团结构，提高了流动性，可满足现场配注、增强主体段塞的驱替作用（表2）。

表2 高温交联聚合物在实验室95℃条件下的成胶老化情况

2）整个注入过程注入压力缓慢上升 整个注入过程在注入浓度不断调整的前提下，注入压力缓慢上升，从注入初期的12.1MPa上升 至 目 前 的15.2MPa（图2）。说明了低度交联聚合物在地下建立流动阻力的同时，与高浓度交联聚合物相比流动性也有所提高。

3）注入剖面明显变好，中渗透层吸水状况变好升注入交联聚合物以来，高渗透层Ⅶ3小层的注入量得到控制，中渗透层Ⅶ2小层的注入量由25.5%提高到43.1%得到加强，说明注入交联聚合物有较好的改善剖面的能力。

图2 Ⅶ上层系先导性试验井区注入曲线

［1］柏红霞，昌润珍，韩春林，等.双河油田低浓度交联聚合物驱开发效果及认识［J］.河南石油，2003，17（增）：43～44.

［2］孔柏龄，昌润珍，海玉芝，等.河南油田微凝胶驱技术的矿场试验与认识［J］.大庆石油地质与开发，2008，27（6）：99～103.

［3］徐德军，陈辉，毛卫荣，等.注聚后低浓度交联聚合物驱提高原油采收率［J］.油田化学，2002，19（3）：265～267.

TE357.46

A

1000－9752（2010）05－0326－03

2010－08－10

沈德梅（1977－），女，1999年大学毕业，工程师，现主要从事油田三采采油管理工作。

［编辑］ 苏开科