胜坨油田高温高盐油藏疏水缔合聚合物驱油先导试验研究

张书栋

(中国石化股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015)

胜利油田三次化学驱资源评价结果表明，胜利油田适合化学驱的地质储量16.05×108t。其中Ⅲ类高温高盐油藏覆盖地质储量5.10×108t，占总资源量的31.8%，资源十分丰富。但目前矿场应用的常规聚合物在Ⅲ类油藏的高温高盐条件下黏度会大幅降低，不能满足油藏的要求。因此，要求开展适合Ⅲ类油藏的耐温抗盐聚合物驱油技术攻关研究[1-4]。疏水缔合聚合物是在大分子链中引入耐温抗盐单体和少量长链疏水侧基，提高聚合物的表观黏度和耐温抗盐性能，是高温高盐油藏化学驱的发展方向[5]。

1　试验区选区

试验区选区是进行先导试验的一个重要环节，在一定程度上决定了先导试验的油藏物质基础，根据聚合物驱特点和胜利油田已开发聚合物驱试验的经验[3]，试验区选区遵循以下选择原则：先导试验区具有一定的代表性，能代表胜利油田Ⅲ类高温高盐油藏条件；试验区采用常规井网开采，具有一定的推广前景；地质条件较好，油层发育良好，连通性好；井网完善，油水对应关系好，井况良好，有中心受效油井。结合油藏特点、开发动态及聚合物实施配套性等进行综合分析研究，确定在胜坨油田T28断块中部沙二段82-83砂层开展先导试验。

试验区油层埋深2 050～2 200 m，发育82和83含油小层，平均孔隙度27%，平均渗透率927×10-3μm2，渗透率变异系数为0.7，地下原油黏度40 mPa·s，原始地层水矿化度27 400 mg/L，目前注入水矿化度19 634 mg/L，Ca2+和Mg2+浓度503 mg/L，油层温度85 ℃，属中孔、中渗、高温高盐油藏。试验区含油面积0.88 km2，有效厚度12.6 m，地质储量173×104t；设计注聚井6口, 受效油井12口，中心受效油井2口。试验区自1965年8月投入开发，目前已进入特高含水阶段，截止2010年3月，试验区综合含水97.3%，采出程度31.5%，注入压力12.0 MPa，预测水驱采收率35.4%。

2　驱油体系室内实验研究

新型疏水缔合聚合物是以超高相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)为基础，在大分子链段中引入一定量耐温抗盐单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和少量高效缔合单体侧基而形成的改性疏水缔合型聚丙烯酰胺(DH)，AMPS和缔合单体的引入大大提高了HPAM的耐温抗盐性能和增黏性能[6]。考察了DH和常规聚合物8#(HPAM)的高温高盐增黏性能、热稳定性和驱油效果。

2.1　实验条件

水：T28配水间注入污水，水型CaCl2，矿化度19 634 mg/L，Ca2++Mg2+浓度503 mg/L，Na++K+浓度7 047 mg/L，HCO3-浓度591 mg/L，Cl-浓度11 493 mg/L。

油：T28地下原油，黏度40 mPa·s。

温度：85 ℃。

2.2　高温高盐条件下的增黏性能

用T28注入污水分别配制不同浓度的DH和8#聚合物溶液，在85 ℃下，分别考察DH和8#聚合物的增黏性能，结果见图1。改性疏水缔合型聚合物的增黏性远高于常规聚合物，这是由于高温高盐条件下，常规聚合物出现碳链断裂、分子结构改变等，使聚合物黏度大幅削弱甚至彻底丧失；而改性疏水缔合型聚合物由于在大分子链中引入耐温抗盐AMPS和缔合单体，大幅提高了HPAM的增黏性能[7]。 鉴于试验区地下原油黏度40 mPa·s，按照水油黏度比大于1/2计算，要达到较好的驱油效果，聚合物溶液黏度应大于20 mPa·s。从图1看出，DH浓度为1 200 mg/L时，黏度达20 mPa·s，浓度为1 500 mg/L的DH即可满足试验区对聚合物黏度的需要。

图1　聚合物的增黏性能

2.3　热稳定性能

T28断块试验区的油藏温度为85 ℃，为保证驱油效果，要求驱油用聚合物在高温条件下具有良好的稳定性，使聚合物在高温油藏中能保持长期增黏性能。实验用T28注入污水，配制浓度为2 000 mg/L的8#聚合物，1 500 mg/L的DH聚合物，在85 ℃，剪切速率7.35 s-1条件下，测定不同老化时间后聚合物的黏度，结果见表2。

表2　聚合物的热稳定性能

从表2可看出，随着老化时间延长，DH黏度先增加后减小，而8#聚合物黏度呈减小趋势；老化70 d后DH的黏度还远高于8#聚合物，DH的黏度保留率99.4%，远高于8#聚合物黏度保留率59.8%。这是由于在高温高盐条件下，8#聚合物在水溶液中水解反应加剧，由于Na+，K+等无机阳离子对HPAM中增黏的羧酸根基团(—COO-)的静电屏蔽作用，HPAM线团卷曲，导致黏度大幅降低；Ca2+，Mg2+等高价金属阳离子易与—COO-络合而生成沉淀，增黏效果降低；在高温条件下，HPAM中—CONH2进一步水解生成—COO-，还可能发生HPAM断链，在油藏中无机盐及高价金属离子伴存的条件下，HPAM的黏度又会大幅削弱甚至丧失。DH含有耐温抗盐单体AMPS及高效缔合单体侧基，大大提高了其稳定性，使其在高温高盐下仍保持较高的黏度及黏度保留率，保证了聚合物溶液在高温高盐油藏长期渗流过程中具有较高的黏度[8]。

2.4　驱油效果

采用DH和8#聚合物进行非均质模型驱油试验。试验模型：石英砂充填的管式模型，φ2.5 cm×30 cm，渗透率为1 500×10-3μm2，对填砂双管模型进行抽真空，饱和T28注入污水，再饱和T28原油；在85 ℃下利用T28注入污水进行水驱，含水98%时注入1 500 mg/L的聚合物溶液0.3 PV，转水驱，至含水98%以上结束[9]。结果见表3。

表3　聚合物驱油效果比较

从表3看出，DH提高采收率的增加幅度大于常规聚合物，驱油效果由大到小顺序DH-3#>DH-2#>DH-1#>8#，DH-3#提高采收率增加幅度最大，比8#聚合物提高采收率增加了4.9%。说明在相同浓度下，高相对分子质量的疏水缔合型聚合物驱油效果较常规HPAM好。

3　矿场注入方案优化

矿场注入方案优化主要对疏水缔合聚合物DH-3注入浓度、注入量、注入速度、注入方式进行优化，利用VIP数值模拟软件作为优化工具，综合考虑提高采收率与财务净现值指标对方案进行优选[5]。

3.1　注入浓度

固定注入量0.35 PV，考察注入浓度对提高采收率和财务净现值的影响，结果见图2。随着注入浓度增加，提高采收率和财务净现值均增加，当注入浓度大于1 500 mg/L，提高采收率上升速度减缓，此时财务净现值达最大。因此，最佳注入浓度为1 500 mg/L。

图2　注入浓度对提高采收率与财务净现值的影响

3.2　注入量

固定注入浓度1 500 mg/L，考察注入量对提高采收率和财务净现值的影响,结果见图3。随着注入量增加，提高采收率增加，注入量0.40 PV时，净现值达最大。因此，最佳注入量为0.40 PV。

图3　注入量对提高采收率与财务净现值的影响

3.3　注入方式

根据注入浓度和注入量筛选的结果，固定注入量0.40 PV，设计4种注入方式进行优选,结果见表4。

表4　注入方式的筛选

综合考虑提高采收率幅度、现场操作和地面工艺设计等因素，推荐选用第3种注入方式。

根据数模优化结果，矿场采用注入污水配制母液、污水稀释注入聚合物DH-3：0.10 PV×1 800 mg/L+0.30 PV×1 500 mg/L。

数值模拟预测矿场实施后，与常规水驱相比，可提高采收率6.1%，，增产原油10.55×104t，每吨聚合物增油65.5 t。

4　矿场单井试注效果

矿场于2010年9月对试验区内注入井8X567进行了单井试注，单井配注120 m3，井口浓度1 500 mg/L，井口黏度保持在50 mPa·s以上。到2011年4月底，聚合物注入量0.056 PV，油压由注入前的8.5 MPa上升至12.1 MPa，阻力系数1.8；对应的油井8X868含水由试注初期97%，下降到目前的93.9%，油井7-86含水由试注初期96.2%，下降到目前的94.1%。

单井试注井区阻力系数的增加、油压的大幅升高及对应油井的含水下降，表明疏水缔合聚合物在地下增大了油层的渗流阻力、改善了油层的渗流状况，起到了较好的封堵驱油效果[10]。

5　结论

1)室内试验结果表明，疏水缔合聚合物DH在T28油藏条件下增黏能力强，稳定性能好，驱油效果好，能够满足高温高盐油藏提高采收率的要求。

2)针对T28先导试验区，在室内研究的基础上利用数值模拟方法并结合经济评价结果优化了最佳注入方案，预测可提高采收率6.1%，增产原油10.55×104t。

3)矿场单井试注表明，新型疏水缔合聚合物DH能有效地增加流体在地层的渗流阻力，起到了较好的封堵驱油效果。

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