适合海上Q油田的弱冻胶深部调驱性能评价

黎 慧, 代磊阳, 郑金定, 敖文君, 张 强, 夏 欢

(1.中海石油(中国)有限公司 天津分公司， 天津 300459； 2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司， 天津 300452)

0 引言

海上Q油田属于断块油藏，储层渗透率在30.1～1 050.9×10-3μm2之间，渗透率极差较大，平面与纵向上非均质性强.注水开发后，油层中高渗通道或大孔道，使地层压力场、流线场形成定势，油水井间形成水流优势通道，注入水易绕过中、低渗透层直接沿高渗透区油层或裂缝流向油井，造成水驱“短路”，注入水平面波及系数和纵向波及系数变差，平面各井、纵向各层水淹程度不一，各单井含水上升差别较大，严重影响油藏水驱开发效果.长期注水开发使海上Q油田非均质性进一步加剧，导致各井区的采出程度不均衡，其中5井区W2V油组采出程度达到30%，然而6井区W2IV油组仅有8.4%.

针对海上Q油田注水开发过程中存在的问题，经济有效地提高注水开发过程中原油采收率，开展弱冻胶深部调驱技术研究显得尤为重要.弱冻胶深部调驱技术是在聚合物驱技术和冻胶堵水技术基础上发展起来的一项提高采收率技术，弱冻胶在驱油的同时还具有调剖的作用，在国内油田研究和应用广泛[1-3].

但是，针对高温高盐油藏，弱冻胶深部调驱体系研究依然是行业内研究的热点与难点[4-8]，常规冻胶体系如铬冻胶、锆冻胶、复合交联冻胶等耐温耐盐性差，在高温高矿化度条件下，存在成胶时间短、易水解、稳定性差等问题[9-12].本文通过实验研究了一种由乳液聚合物、单体交联剂和稳定剂组成的耐温耐盐弱冻胶体系，满足目标油田深部调驱需求.

1 实验部分

1.1 实验药品与仪器

1.1.1 实验药品

AWW乳液聚合物，相对分子质量约为760×104，水解度低于20%，北京恒聚化工集团有限责任公司生产；单体交联剂，河南滨海实业有限责任公司生产；稳定剂PE,工业品；模拟油(海上Q油田脱水原油与煤油混合而成)，50 ℃下黏度为6.83 mPa·s；模拟注入水(海上Q油田注入水，总矿化度33 351 mg/L，钙、镁离子质量浓度达1 613 mg/L,成分分析数据如表1所示).

1.1.2 实验仪器

电热鼓风恒温干燥箱，上海南阳仪器有限公司生产；LB-30型平流泵，北京星达技术开发公司；METTLER TOLEDO电子天平，JJ-1电动搅拌器，填砂管(直径为2.5 cm,长度为20 cm)，填砂管(直径为2.5 cm,长度为100 cm，平均分布三个测压点)，中间容器，安瓿瓶，高温罐，酒精喷灯，注射器等.

1.2 实验方法

1.2.1 成冻时间和成冻强度的确定方法

利用海上Q油田模拟注入水配制质量浓度为3.0%的AWW乳液聚合物母液，稀释至不同质量浓度的目的液.按照设计的配方将AWW乳液聚合物目的液与交联剂和稳定剂混合均匀，用注射器将配好的待成胶液注入安瓿瓶中；然后用酒精喷灯将安瓿瓶封口放于设定温度为130 ℃的鼓风恒温箱中，记录放入时间定时观察待成胶液的流动情况，采用Sydansk的GSC(Gel Strength Code)目测代码法[13]确定冻胶成冻时间.以冻胶强度达到稳定的时间为成冻时间，稳定的强度级别作为成冻强度.

1.2.2 单管物理模型测定方法

采用单管物理模型测弱冻的封堵能力，其流程如图1所示，在填砂管中充填不同粒径的砂，可以得到不同渗透率的模拟岩心.设初始渗透率为k0,成冻后测定渗透率为k1，封堵率和残余阻力系数计算公式为：

封堵率：E=(k0-k1)k0×100%

(1)

残余阻力系数：FRR=k0/k1

(2)

图1 单管物理模型流程

1.2.3 双管物理模型测定方法

采用双管物理模型测定弱冻胶采收率增值[14]，其流程如图2所示.具体步骤为：①两填砂管分别称干质量；②抽真空饱和地层水；③填砂管分别测湿质量；④测定两填砂管的渗透率；⑤填砂管分别饱和地层油；⑥并联填砂管水驱至含水率达98%；⑦注弱冻胶；⑧地层温度下放置成冻时间；⑨再水驱至含水率达到98%；⑩计算采收率增值.

图2 双管物理模型流程

2 结果与讨论

2.1 弱冻胶深部调驱体系配方优选

文中研制的弱冻胶深部调驱体系主要由AWW乳液聚合物、单体交联剂和稳定剂组成，其中单体交联剂为酚醛树脂交联剂，由MNE和REL组成，MNE和REL质量浓度控制在1∶1.针对海上Q油田油藏的条件，通过改变调驱体系中各组分用量，考察交联体系的成冻情况.

2.1.1 AWW乳液聚合物质量浓度

固定单体交联剂质量浓度为0.6%，稳定剂质量PE浓度为3.0%，利用地层模拟水配制不同质量浓度的AWW乳液聚合物交联体系，装入安瓿瓶，封口置于130 ℃恒温烘箱中，在不同时间间隔取出观察实验现象，记录实验数据，其结果如表2所示.

表2 AWW乳液聚合物质量浓度对交联体系成冻效果的影响

由表2可知，当交联剂、稳定剂PE质量浓度一定时，AWW乳液聚合物的质量浓度存在一个临界值(能够形成弱冻胶时所需要的最小AWW乳液聚合物质量浓度)，如果小于这个临界值，交联体系不能成胶；大于这个临界值，随着AWW乳液聚合物质量浓度的增加，冻胶成冻时间缩短，冻胶强度增大.这是因为当AWW乳液聚合物质量浓度较低时，聚合物高分子之间主要发生分子内交联，生成一些分子量稍大的分子，不能形成三维网络结构；当乳液聚合物质量浓度大于临界值时，体系内主要发生分子间交联，乳液聚合物质量浓度增加，增加酰胺基团数目，进而提高反应基团碰撞的概率，使交联反应速度加快，成冻时间缩短，成冻强度增大[15].

2.1.2 单体交联剂质量浓度

固定AWW乳液聚合物质量浓度为3.0%，稳定剂PE质量浓度为3.0%，利用地层模拟水配制不同单体交联剂质量浓度的交联体系，装入安瓿瓶，封口置于130 ℃恒温烘箱中进行交联实验，结果如表3所示.

表3 单体交联剂质量浓度浓度对交联体系成冻效果的影响

由表3可知，当AWW乳液聚合物、稳定剂PE质量浓度一定时，单体交联剂质量浓度存在一个临界值(能够形成弱冻胶时所需要的最小单体交联剂质量浓度)，如果小于这个临界值，交联体系不能成胶；大于这个临界值，随着单体交联剂质量浓度的增加，冻胶成冻时间缩短，冻胶强度增大.这是因为当单体交联剂质量浓度较低时，交联反应活性点数目较少，分子之间交联的速度较慢，交联后生成的是大分子，并不能形成三维网络结构；当单体交联剂质量浓度大于临界值时，体系内主要发生分子间交联，随着单体交联剂质量浓度增加，交联反应活性点数目增加，进而提高反应基团碰撞的概率，使交联反应速度加快，成冻时间缩短，成冻强度增大[16,17].

2.1.3 稳定剂PE质量浓度

固定AWW乳液聚合物质量浓度为3.0%，单体交联剂质量浓度为0.6%，调整稳定剂PE质量浓度利用地层模拟水配制不同稳定剂质量浓度的交联体系，装入安瓿瓶，封口置于130 ℃恒温烘箱中，进行稳定剂PE质量浓度优化，结果如表4所示.

表4 稳定剂质量浓度对交联体系成冻效果的影响

由表4可知，当稳定剂PE质量浓度低于2.0%时，冻胶90 d时脱水严重，热稳定性差，当质量浓度大于等于2.0%时，冻胶热稳定性较好.该稳定剂为金属离子络合剂，对地层水中的高价金属离子进行络合，避免高价金属离子对冻胶稳定性的影响，可改善弱冻胶调驱体系的耐温、耐盐性[18].

因此，基于合适的成冻时间和成冻强度及弱冻胶的长期热稳定性要求，优选出适合海上Q油田的弱冻胶深部调驱体系配方为：2.0%～3.0%AWW乳液聚合物+0.6%～1.2%单体交联剂+2.0%～3.0%稳定剂PE.

2.2 弱冻胶深部调驱性能评价

2.2.1 注入性能

采用单管实验模型，通过测定不同渗透率下冻胶配方(3.0%AWW乳液聚合物+0.6%单体交联剂+3.0%稳定剂)的注入压力变化情况，考察不同渗透率下乳液聚合物冻胶成胶系体的注入性能，实验结果如图3所示.

图3 不同渗透率下冻胶体系的注入性能

由图3可知，对于优选出的弱冻胶调驱体系，渗透率越高，最终达到的平稳注入压力越低，体系注入性越好；在目标油藏地层渗透率范围内，弱冻胶成胶液的注入压力低，可泵性好，便于施工.

2.2.2 抗岩心剪切性能

在30 ℃条件下，将地层水配制的成胶液(2.5%AWW乳液聚合物+0.6%单体交联剂+3.0%稳定剂PE)以1 mL/min的速度连续注入填砂管岩心(2.5 cm×100 cm,渗透率为400×10-3μm2)12 h，并且在三个出口端和岩心末端收集成胶液，测量成胶液粘度，观察记录成胶液在130 ℃条件下成胶情况，实验结果如表5所示.

表5 成胶液经岩心剪切后成冻情况

由表5可以看出，成胶液经岩心剪切后黏度保留率在71.5%以上，形成的冻胶强度级别保持为E，成冻时间略有延长，与剪切样品具有相近的稳定性，表明一定的岩心剪切对体系的成冻时间和稳定性影响不大，成胶液抗岩心剪切能力较强.

2.2.3 封堵性能

采用单管实验模型，选用三组不同渗透率的填砂管进行封堵实验，在填砂管中注入0.3倍孔隙体积的成胶液(2.5%AWW乳液聚合物+0.6%单体交联剂+3.0%稳定剂PE)，密封置于130 ℃烘箱中待其成冻后，测其对地层的封堵率，实验结果如表6所示.

表6 不同渗透率下乳液聚合物冻胶的封堵性能

由表6可知，乳液聚合物弱冻胶具有较强的封堵能力，封堵率都在95%以上，封堵性能可以满足现场深部调驱作业的需要.

2.2.4 选择性封堵性能

采用渗透率级差为3.13的双管实验模型测定乳液聚合物弱冻胶的选择性封堵性能，其中高渗管渗透率为0.94μm2，低渗管渗透率为0.3μm2，将两填砂管并联，模拟地层的非均质性，笼统注入0.3倍孔隙体积(高渗管)冻胶成胶液(2.5%AWW乳液聚合物+0.6%单体交联剂+3.0%稳定剂PE)，将填砂管密封，放置在130 ℃烘箱中待其成冻后，测定弱冻胶的选择性封堵能力，实验结果如图4所示.

从图4可以看出，注入AWW乳液聚合物冻胶体系后，高渗管和低渗管的分流能力显著改善，高渗管分流率大幅下降，低渗管的分流率显著上升，表明冻胶体系具有良好的选择性封堵性能，能够有效的封堵高渗层，调整渗流剖面.由于冻胶体系在注入压力下优先进入较大的孔道，对高渗层产生选择性封堵，迫使后续水驱转向低渗层，起到调整高低渗透层渗流剖面的作用，有效的改善了岩层的非均质性[19].

图4 乳液聚合物弱冻胶的选择性封堵能力

2.2.5 提高采收率性能

采用双管实验模型测定AWW乳液聚合物弱冻胶的提高采收率性能.通过建立高、低渗填砂管模拟地层的非均质性；将高、低渗管饱和油，置于油藏温度130 ℃下老化1 d后，水驱至含水率达98%，笼统注入0.3倍孔隙体积(高渗管)成胶液(2.5%AWW乳液聚合物+0.6%单体交联剂+3.0%稳定剂PE)，将填砂管密封，放置在130 ℃烘箱中待其成冻后；转后续水驱至含水率达98%，实验结果如表7所示.

表7 填砂管的基本参数及双管驱油实验结果

从AWW乳液聚合物冻胶双管驱油实验可以看出，水驱98%注入成胶液后低渗管采收率显著上升，采收率增值达到了52.42%，双管整体采收率增值为29.51%，表明注入AWW乳液聚合物弱冻胶能够有效的调整渗流剖面，使液流转向中、低渗层，将其中的原油驱替出，达到提高原油采收率的目的.

3 结论

(1)针对海上Q油田油藏条件及海上平台生产特点，优选出易于配制、施工简便的乳液聚合物弱冻胶深部调驱体系：2.0%～3.0%AWW乳液聚合物+0.6%～1.2%单体交联剂+2.0%～3.0%稳定剂PE，可耐温130 ℃，抗盐33 351 mg/L.

(2)AWW乳液聚合物弱冻胶成冻时间可调和成冻强度可控，与注入海水配伍性好，且注入性好易于泵送，满足海上油田施工要求.

(3)该体系具有良好的注入性能、抗岩心剪切性能，对不同渗透率地层封堵性能较好；通过对高低渗层进行选择性封堵改善吸水剖面，可以提高水驱采收率29.51%.