高温高矿化度油藏聚合物调驱技术研究

张运来，卢祥国，孙双，潘凌，朱国华

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；2.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3.中国石油渤海钻探泥浆公司，天津 300280；4.中国石化江苏油田分公司地质科学研究院，江苏 扬州 225009）

高温高矿化度油藏聚合物调驱技术研究

张运来1，卢祥国2，孙双3，潘凌4，朱国华4

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；2.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3.中国石油渤海钻探泥浆公司，天津 300280；4.中国石化江苏油田分公司地质科学研究院，江苏 扬州 225009）

江苏油田具有高温、高矿化度和非均质性严重等特征，目前油田已处于特高含水开发阶段中后期，迫切需要采取进一步提高原油采收率的技术措施。近年来，随着Cr3+/HPAM凝胶调驱技术的日益成熟，开发出适合高温、高矿化度油藏的Cr3+/HPAM凝胶，已具备了物质和技术基础。针对江苏油田开发的实际需求，利用仪器检测和现代物理模拟方法，对适合江苏油田流体性质和油藏特征的Cr3+/HPAM凝胶配方进行了筛选，并对凝胶在多孔介质内的流动特性和调驱效果进行了实验研究。结果表明，聚铬比、聚合物质量浓度和岩心渗透率是影响凝胶注入的主要因素，“调剖+聚合物驱”要比单一的聚合物驱增油效果好。

高温高矿化度油藏；Cr3+/HPAM凝胶；流动性质；调驱效果

对于特高含水开发阶段中后期的油藏而言，改善水驱开发效果的重要途径是扩大波及体积，而聚合物驱就是扩大波及体积、改善水驱开发效果的一项有效措施［1］。江苏油田油藏温度高、注入水矿化度高，对聚合物溶液黏度影响十分严重，单纯聚合物驱难以获得较好的增油效果［2-3］。Cr3+/HPAM凝胶具有抗盐抗温能力强、成胶速度快、封堵效果好及药剂成本低等特点，在国内油田调驱应用中取得了较好效果。近年来，在改善Cr3+/HPAM凝胶性能和拓宽其应用范围方面受到了石油科技工作者的高度关注［4-12］。

1 油田开发现状和地质特征

1.1 开发现状

据江苏油田2006年底的油田开发单元统计，共有81个单元属于中高渗砂岩油藏开发单元，这些单元主要分布在真武、富民、徐家庄、邵伯、曹庄、陈堡、周庄、黄珏、马家嘴等油田，共有地质储量7 509×104t，占全油田储量的40.5%。这部分油藏物性较好，天然能量较充足，多数渗透率大于200×10-3μm2，大多利用天然能量加注水开发。

在81个单元中，只有25个单元还在利用天然能量开发，这些单元中，有许多处于高含水阶段，如真武、富民等老油田，已在含水率90%以上长期低效生产，储层的采出程度也较高。因此，应用化学驱正是提高油田采收率的潜力所在。

1.2 地质特征

江苏油田中高渗油藏除个别为小型整装油藏外，多数为复杂构造断块油藏，构造形态由多个断块组成，油藏内断层发育，构造破碎，含油层位具有多套油水系统，有的层系具有层状特征，而有的层系具有复杂小断块的特征。

储层多为砂岩储层，主要为中砂岩—细砂岩，物性一般为中孔中渗，部分油田纵向上储层间渗透率级差较大，油层之间渗透率级差可达10～20倍。储层黏土矿物体积分数分布范围为1%～19%，主要分布为4%～7%，平均5.6%。储层原油黏度0.1～78.9 mPa·s，有半数属于低黏度油藏，但也有少数高黏度油藏的单元，原油性质中等。油藏埋深从浅层至中深层均有，多为2 000 m左右的中深层油藏。

2 实验条件

2.1 实验用品

聚合物为大庆炼化公司生产的“大庆抗盐”（相对分子质量3 600×104，固体体积分数88.45%）。交联剂为有机铬，有效质量分数为2.7%。实验用水为室内模拟配制水，矿化度24 000 mg/L，地层水水质分析结果如表1所示。

实验仪器包括恒温箱、布氏黏度计、电子天平、搅拌器、平流泵和中间容器等。流动实验用岩心为江苏油田真150井天然柱状岩心，渗透率为150×10-3μm2。调驱实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［13］，岩心具有油藏地质特征，模型包括上、中、下3个渗透层，渗透率分别为400×10-3，1 200×10-3，900×10-3μm2。

表1 水质组成分析 mg·L-1

实验用油为模拟油，由江苏油田原油与煤油混合而成，70℃条件下与实际油藏原油黏度相等。

2.2 实验方案和原理

2.2.1 流动特性

Cr3+交联聚合物凝胶配方组成的“大庆抗盐”聚合物质量浓度ρp为1 200 mg/L和1 400 mg/L，聚合物质量浓度ρp与铬离子质量浓度ρ（Cr3+）之比为60∶1、120∶1和180∶1。

流动实验采用油田模拟水配制聚合物溶液，将聚合物溶液预剪切，黏度保留率60%，然后配制成不同聚铬比的聚合物凝胶。在油藏温度条件下，将不同的凝胶体系注入天然岩心中，记录注入压力与注入孔隙体积倍数（PV）实验数据，绘制注入压力与PV关系曲线。注入压力越大，表明成胶效果越好。

流动实验方案如下：

方案1，聚铬比对聚合物凝胶注入压力的影响；

方案2，ρp对聚合物凝胶注入压力的影响。

2.2.2 聚合物凝胶调剖实验

在具有江苏油田地质特征的人造非均质岩心上进行调驱实验，对聚合物凝胶调驱效果和调驱时机进行评价。实验在70℃条件下进行，首先水驱到含水率90%，然后转注聚合物溶液或凝胶。

聚合物及聚合物凝胶调驱实验方案如下：

方案3，0.10 PV凝胶+0.47 PV聚合物；

方案4，0.10 PV聚合物+0.10 PV凝胶+0.37 PV聚合物；

方案 5，0.37 PV聚合物+0.10 PV凝胶+0.10 PV聚合物；

方案6，0.57 PV聚合物。

3 实验结果

3.1 流动特性

在相同渗透率条件下，不同聚铬比和聚合物质量浓度的聚合物凝胶注入压力与孔隙体积倍数的关系见图1。需要强调指出，聚合物凝胶成胶反应是一个十分复杂的化学反应过程，影响因素不只是聚铬比和聚合物质量浓度。

从图1可以看出：1）聚合物凝胶的注入压力要比聚合物溶液的大得多，这表明聚合物凝胶具有较强的封堵能力；2）在相同聚合物质量浓度（ρp=1 200 mg/L或1 400 mg/L）条件下，聚铬比对聚合物凝胶成胶效果存在影响。聚铬比的数值愈大，聚合物凝胶成胶速度愈低，强度愈小，即注入压力愈低；3）聚合物质量浓度对聚合物凝胶成胶效果存在影响。聚合物质量浓度愈高，聚合物成胶速度越快，聚合物凝胶成胶强度越大，注入压力愈高。

根据流动实验可以看出，“大庆抗盐”聚合物质量浓度为1 200～1 400 mg/L，聚铬比为60∶1～120∶1时，聚合物凝胶的成胶效果比较好。考虑聚合物质量浓度和聚铬比对聚合物凝胶注入时的压力影响，推荐后续调驱实验采用聚合物凝胶配方组成：ρp为 1 200 mg/L，聚铬比为120∶1。

图1 压力与孔隙体积倍数关系曲线

3.2 调驱效果

3.2.1 采收率

聚合物溶液和凝胶调剖效果及调剖时机对聚合物驱油效果影响实验结果见表2。从表2可以看出，在化学剂总体段塞尺寸相同的情况下，凝胶调剖及调剖时机对聚合物驱油效果存在影响。

在相同孔隙体积倍数条件下，“调剖+聚合物驱”增油效果好于单纯“聚合物驱”。通过方案1、方案2和方案3的比较可以看出，中前期调剖要比中后期增油效果好，这主要利用了聚合物凝胶前期较好的封堵高渗透层，促使后续注入的液体绕流至中低渗透层，达到调剖目的。

3.2.2 机理分析

如前所述，调驱实验用岩心包括高、中、低3个渗透层。在油藏流体性质相同条件下，岩石渗透率愈低，其流动阻力愈大，吸液启动压力愈高。当油藏非均质性比较严重时，水驱阶段注入压力往往略高于（或难以达到）中低渗透层的吸液启动压力，尤其是低渗透层。此外，随着水驱过程的进行，高渗透层水相渗透率增加，流动阻力进一步减小，注入压力还将保持持续下降态势，这将进一步减小中低渗透层的吸水量。所以，大幅度提高注入压力对于增加各吸液层吸液压差、扩大波及体积具有十分重要的作用。

表2 采收率实验结果

与聚合物溶液相比较，聚合物凝胶具有流动阻力大和转向能力强等特点。当聚合物凝胶作为前置段塞时，由于高渗层流动阻力小，聚合物凝胶就会首先进入高渗层，并在其中发生滞留，结果造成注入压力的大幅度提高。中低渗透层，尤其是低渗透层吸液压差增加，吸液量增大，从而最终达到扩大波及体积和提高采收率的目的。

4 结论

1）江苏油田具有油藏温度高、地层水矿化度高、原油黏度低和油层非均质性严重等特点，单一聚合物驱难以取得较好的增油效果。

2）聚合物质量浓度和聚铬比会影响Cr3+/HPAM凝胶成胶性能和流动特性。

3）化学剂费用相近条件下，“调剖+聚合物”或“聚合物驱+调剖+聚合物驱”比单纯聚合物驱增油效果好。

4）综合考虑油藏流体性质、岩石孔隙结构特征和非均质状况，推荐矿场调驱何用“调剖+聚合物驱”段塞组合方式。聚合物凝胶组成：ρp为1 200～1 400 mg/L，聚铬比为60∶1～120∶1。

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（编辑 刘丽）

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

中国石化江苏油田分公司“中、高渗透油藏聚合物驱室内评价和最佳实施时机研究”项目（06-218）

TE357.46

：A

1005-8907（2012）01-0133-04

2011-04-20；改回日期：2011-11-29。

张运来，男，1982年生，2009年毕业于大庆石油学院，获硕士学位，现从事油气田开发方面的工作。E-mail：zhangyl8@ cnooc.com.cn。

张运来，卢祥国，孙双，等.高温高矿化度油藏聚合物调驱技术研究［J］.断块油气田，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.