高盐油藏聚合物驱室内实验评价

雷克林

（中国石化江汉油田分公司开发处，湖北 潜江433124）

高盐油藏聚合物驱室内实验评价

雷克林

（中国石化江汉油田分公司开发处，湖北 潜江433124）

合适的抗盐聚合物性能指标是高盐油藏提高采收率的重要物质基础。针对八面河油田储层地层水矿化度高、原油粘度高等条件，通过聚合物室内评价实验，研究了聚合物的增粘性、抗盐性、稳定性，以及聚合物的驱油效率。结果表明，面1区沙三上油藏合适聚合物溶液粘度为16mPa·s～24mPa·s，评价的KYPAM－6聚合物具有增粘性好、抗盐性强，在加入稳定剂SC后体系的稳定性得到改善。

八面河油田；抗盐性；增粘性；高盐油藏；聚合物驱；驱油效率

前 言

八面河油田南区为注水开发的稠油油藏，适合聚合物驱的区块有6个开发单元，日产液3692t／d，日产油345t／d，综合含水91．7%，累积产油462．6×104t，目前南区标定采收率24．28%，地质储量采出程度只有17．78%。6个开发单元的地层原油粘度为21mPa·s～79mPa·s，在储层中原油流动性较差，而注入水粘度低，这样受油水粘度差异的影响，水驱油水流度比大（流度比范围44～165），注入水指进现象十分严重，油井见水早，含水上升快。因此，平面上油层水淹程度不均匀，水驱波及系数低，最终采收率低，在地下形成大量剩余油。在不考虑残余油的情况下，即使达到标定采收率地下还剩余75%以上的地质储量，具有进一步大幅度提高采收率的潜力。

目前6个开发单元已进入高含水、低速开采阶段，这类油藏的特点决定了水驱进一步提高采收率难度大，必须寻找有效的挖潜方式。根据国内外调研和室内研究结果［1、2、3］，聚合物驱正是开采这种形式剩余油的最有效方法，聚合物驱能够调整驱替流度比，减缓指进现象，提高原油采收率。因此，选择面1区沙三上开发单元为研究对象，针对油藏条件（原油粘度、地层水组成、储层温度等），在室内进行了大量的评价实验，通过研究聚合物的增粘性、抗盐性、稳定性，以及聚合物的驱油效率，筛选评价出适合条件的抗盐聚合物KYPAM－6，为进一步提高高盐油藏原油采收率奠定基础。

1 聚合物驱油剂要求

按照聚合物驱筛选条件，面1区沙三上储层温度62℃，地层原油粘度79．2mPa·s，油藏温度和地层原油粘度可以满足聚合物驱的要求。但面1区沙三上地层水矿化度为20980 mg／l，钙、镁离子含量为1105 mg／l（见表1），注入水矿化度略高，达到25338mg／l。文献资料研究表明［4、5］，高矿化度对聚合物的增粘性能影响较大，二价阳离子对聚合物溶液粘度影响更大，因此，聚合物的耐盐性显得尤为重要。

表1 八面河油田面1区水分析资料

为了确定合适聚合物粘度，测试了不同驱替粘度比与聚合物驱提高采收率关系曲线（见图1）。从图1中可看出，驱替粘度比越大，聚合物溶液粘度越高，提高采收率幅度越大。一般来说，聚合物驱比水驱提高采收率6%～13%。由于面1区沙三上原油粘度79．2mPa·s，水驱时驱替粘度比只有0．006，水驱采收率不高；当聚合物驱调整驱替液粘度为16mPa·s，此时驱替粘度比为0．2，提高采收率幅度明显增大。根据提高采收率幅度、聚合物溶液可能达到的粘度，初步确定了聚合物驱的粘度比合理范围为0．2～0．3，相当于合适的聚合物溶液粘度为16mPa·s～24mPa·s。

在实验室用清水稀释，配制各种抗盐聚合物溶液其粘度都很高，但当用盐水稀释时聚合物溶液粘度都很低。用八面河地层水稀释抗盐聚合物母液，配制浓度1500mg／l聚合物溶液，测试大部分抗盐聚合物的粘度小于10mPa·s，初步筛选出KYPAM－6聚合物能满足上述要求。

图1 驱替粘度比对提高采收率的影响

2 聚合物静态性能评价

2．1 增粘性

首先，室温下用清水将KYPAM－6聚合物配制浓度为5000mg／l的母液，然后用模拟注入水稀释，测试不同浓度聚合物溶液的粘度。

KYPAM－6聚合物溶液不同浓度下测试的粘度结果可以看出（见表2），随着聚合物浓度的增加，其粘度呈指数形式递增，当聚合物浓度大于2000mg／l后，其粘度大于24mPa·s。由此可见，当聚合物使用浓度大于2000mg／l，能够满足油藏条件对聚合物驱要求。

表2 KYPAM－6溶液不同浓度下的粘度参数

2．2 抗盐性

用不同矿化度盐水（总矿化度30000mg／l，只含NaCl）稀释聚合物母液，测试温度为60℃、70℃的不同盐度下聚合物溶液的粘度，从表3测试结果可以看出，随矿化度的增加，聚合物溶液粘度降低，当矿化度小于5000mg／l时聚合物粘度急剧下降，此时盐度对聚合物粘度影响最大。

表3 不同含盐矿化度下KYPAM－6溶液的粘度参数

用地层水稀释母液，使稀释后聚合物浓度为1500mg／l，然后在上述溶液中加入不同量的氯化钙、氯化镁（钙、镁质量比为3：1），测试二价阳离子对聚合物溶液粘度影响。随着二价阳离子浓度的增加，聚合物粘度呈线性降低，二价阳离子浓度每增加100mg／l，聚合物溶液粘度下降5%左右。由此可见，二价阳离子对聚合物影响非常大，在相同矿化度下，与不含二价阳离子的盐水相比，使聚合物溶液粘度下降50%。由于聚合物溶液中含有盐，已经影响了聚合物粘度，再加入二价阳离子时聚合物溶液粘度没有表现急剧下降现象。为测试聚合物综合抗盐性，用盐水（矿化度30000mg／l，钙镁离子1500mg／l）稀释母液，使稀释后聚合物浓度为2000mg／l，测试60℃下聚合物粘度为22．3mPa·s。

2．3 耐温性

温度对聚合物粘度的影响关系到配制时的合理温度选择，也关系到聚合物溶液注入地层后的粘度变化。对不同温度下，浓度分别为1500mg／l和2000mg／l的聚合物溶液粘度进行测定。从表4测试结果看出，随着温度的增加，聚合物溶液粘度逐渐降低，温度每上升10℃，溶液粘度下降15%左右，不同浓度的聚合物溶液的粘度随温度的变化规律一致。

表4 不同温度下KYPAM－6溶液的粘度参数

2．4 稳定性

针对上述研究结果，二价阳离子的加入对聚合物溶液粘度影响很大，为了降低钙、镁离子对聚合物溶液粘度的影响，研制了稳定剂SC，它是由杀菌剂、抗氧化剂、屏蔽高价金属离子有机物等复配而成，开展了聚合物长期稳定性实验。对配制好的聚合物溶液先测试其初始粘度；再将35ml溶液装入安瓿瓶中，置于真空干燥器中，在－0．1MPa下抽真空，稳定30min；然后充氮气、再抽空，再充氮气，重复三次，接着高温封口，并放入62℃（控温精度±0．2℃）烘箱内恒温；最后按不同放置时间分别测定聚合物溶液的粘度。浓度为1500mg／l、2000mg／l的聚合物溶液中均加入0．1%的稳定剂SC（其浓度1000mg／l），在62℃恒温下放置不同时间，最后测试溶液的粘度变化（见图2）。从图2可以看出，聚合物溶液粘度随放置时间的增加而降低，在前20天粘度的下降幅度较大，后期下降较慢，趋于稳定。放置110天后，加入稳定剂SC的浓度为2000mg／l聚合物溶液粘度仍然大于20mPa·s，表明稳定剂对聚合物稳粘效果良好。

图2 KYPAM－6溶液的稳定性实验曲线

3 聚合物驱油性能

聚合物驱是提高注入水的粘度、降低水相渗透率，降低流度比，改善油层非均质性，有效地控制水的指进，从而提高驱替液在油层中的波及体积，达到提高原油采收率。在室内开展驱油实验来评价聚合物驱油效果。由于单个实验岩心相对地层来说很均质，因而用双管模型来模拟非均质地层。采用渗透率不同的人造岩心组成两组具有一定极差的高低渗透层，总渗透率与储层渗透率相近，进行平行双管驱油试验。

聚合物溶液双管模型驱油实验曲线（见图3）。从图3中看出，水驱时，高渗透岩心采出程度达到50．2%，中渗透岩心采出程度只有14．2%，渗透率的差异产生水驱采出程度的不同，高渗透采出程度明显高于低渗透。当注入2200mg／l聚合物溶液后，双管模型的采出程度由32．36%增加到50．64%，低渗透岩心采出程度增加了23．7%，高渗透岩心采出程度增加了12．7%。由于聚合物溶液粘度较高，其提高高、中渗透岩心采出程度均很高，表明该聚合物溶液对非均质油层具有很好的调驱效果，即便使流体流向低渗透层，扩大体积波及系数，又能改善高渗透层的驱油效果，达到提高采收率的目的。采用双管模型开展了五组不同浓度的聚合物驱油实验，实验结果表明，随着聚合物溶液浓度的增加，聚合物驱提高采收率程度随之增大。

图3 聚合物溶液双管模型驱油实验曲线

4 结论与认识

（1）通过室内筛选评价多种抗盐聚合物，确定抗盐聚合物为KYPAM－6；在储层条件下聚合物粘度随浓度增加而增大，浓度大于2000mg／l后溶液粘度大于24mPa·s。在聚合物KYPAM－6溶液中加入二价阳离子可使聚合物溶液粘度下降50%以上；温度每上升10℃时溶液粘度下降15%左右。

（2）KYPAM－6溶液中加入稳定剂SC后溶液的增粘效果较好，每加入稳定剂0．1%，粘度增加15%；将稳定剂SC加入聚合物溶液（浓度2000mg／l）中放置110天后，粘度仍然大于20mPa·s。

（3）开展聚合物溶液双管模型驱油实验，注入2200mg／l聚合物溶液0．4PV后，双管模型的采出程度由32．36%增加到50．64%，表现出聚合物良好的驱油效率。

［1］葛广章，王勇进，王彦玲等．聚合物驱及相关化学驱进展［J］．油田化学，2001，18（3）：282－284．

［2］沈平平，俞稼镛．大幅度提高原油采收率的基础研究［M］．北京：石油工业出版社，2001．

［3］王克亮等编．改善聚合物驱油技术研究［M］．北京：石油工业出版社，1999．

［4］徐正顺，牛金刚，廖广志．大庆油田聚合物驱技术应用的做法与经验［J］．大庆石油地质与开发，2000（4）：13－19．

［5］陈铁龙等．聚合物应用评价方法［M］．北京：石油工业出版社，1997．

The Evaluation of the Laboratory Experiment of Polymer Flooding in Salt－rich Reservoirs

LEI Ke－lin

（Jianghan Oilfield Development Department，SINOPEC，Qianjiang Hubei 433124，China）

The right property indicator of salt resistance polymer is the premise of better recovery ratio of salt－rich reservoirs．This paper studies polymers＇properties such as viscosity－promoting，salt resistance，stability and displacement efficiency according to a laboratory evaluation experiment conducted based on the characteristics of Baminahe reservoirs such as high stratum water salinity and oil viscosity．The results showed that the proper polymer solution viscosity for Mian No．one district Shasan upper reservoir is 16 mPaos～24 mPaos and the targeted KYPAM－6 polymer dose well in viscosity－promoting and salt resisting and its stableness is enhanced once blended with stabilizer SC．

Bamianhe Oilfield；Salt Resistance；Viscosity Promoting；Salt－rich Reservoir；Polymer Flooding；Displacement Ratio

TE34

A

1009—301X（2012）01—0001—03

2011－10－13

雷克林（1965－），男，大学学历，高级工程师，现在中国石化江汉油田分公司开发处工作。

［责任编辑 郭华玉］