异常高温高盐油藏液流转向提高采收率技术

异常高温高盐油藏液流转向提高采收率技术
朱秀雨，毛小倩，张 祎，扈福堂，党杨斌，李柳逸
（中国石油 青海油田分公司，甘肃 敦煌 736202）
［摘要］以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸等为单体，合成了耐温抗盐聚合物（KTPAM ），并将其与耐高温交联剂（RHTC ）、热稳定剂（TSA ）混合形成聚合物凝胶转向剂体系（ORHTHS ），同时自制了新型阴-非离子驱油表面活性剂。

利用FTIR ，SEM 等方法优化了ORHTHS 的配方，研究了ORHTHS 和表面活性剂的性能。

实验结果表明，优选的ORHTHS 配方为：0.5%～0.6%（w ）KTPAM+0.3%～0.5%（w ）RHTC+0.3%～0.4%（w ）TSA 。

ORHTHS 能满足高温高矿化度油藏深部封堵的要求。

将0.12 PV ORHTHS+0.3 PV 表面活性剂复合用于尕斯深层油藏，采收率可提高17百分点以上。

3口井的现场应用结果显示，井组有效率100%，累计阶段增油2 000 t ，降水增油效果显著。

［关键词］高温高盐；弹性模量；提高采收率；热稳定性；界面活性
［文章编号］1000-8144（2020）12-1208-07 ［中图分类号］TE 355 ［文献标志码］A
Fluid flow diversion in abnormally high temperature and high salt reservoirs to
enhance oil recovery technology
Zhu Xiuyu ，Mao Xiaoqian ，Zhang Yi ，Hu Futang ，Dang Yangbin ，Li Liuyi
（Qinghai Oilfield Company ，PetroChina ，Dunhuang Gansu 736202，China ）
［Abstract ］With acrylamide and 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid as monomers ，a temperature-resistant salt-resistant polymer(KTPAM) was synthesized ，and it was combined with high-temperature crosslinking agent(RHTC) and heat stabilizer(TSA) to form an polymer gel steering agent system(ORHTHS). A new anion and non-ion flooding surfactant was prepared. The formulation of ORHTHS was optimized by FTIR ，SEM ，and the performance of ORHTHS and surfactants were studied. The results show that the optimum ORHTHS formula is ：0.5%-0.6%(w )KTPAM+0.3%-0.5%(w )RHTC+0.3%-0.4%(w )TSA. ORHTHS can meet the requirements of deep plugging in high temperature and high salinity reservoirs. The combination 0.12 PV ORHTHS+0.3 PV surfactants in Ga Si deep reservoirs improves the recovery efficiency by more than 17 percent point. The field application results of the three wells showed that the efficiency of the well group was 100%，the cumulative phase increase of oil was 2 000 t ，and the effect of precipitation and oil increase was significant.
［Keywords ］high temperature and high salt ；elastic modulus ；enhanced oil recovery ；thermal stability ；interfacial activity
DOI ：10.3969/j.issn.1000-8144.2020.12.009
［收稿日期］2020-05-19；［修改稿日期］2020-09-18。

［作者简介］ 朱秀雨（1983—），女，黑龙江省海伦市人，硕士，工程师，电话 0937-*******，电邮**********************.cn 。

［基金项目］中国石油天然气股份有限公司重大科技专项项目（2016E-01）。

青海油田主力油藏尕斯E 31
油藏为异常高温、
高盐砂岩油藏，地层温度126 ℃，地层水矿化度为
（17～18）×104 mg/L ，
Ca 2++Mg 2+含量为2 350 mg/L ，孔隙度为13.9%，平均渗透率为45×10-3 μm 2。

经过30多年的注水开发，出现了含水量增幅加快、
自然递减加快、剩余油分布高度分散、渗透率变化大等问题，“控水稳油”难度非常大。

提高水驱开发效果的有效手段是调整横向纵向剖面，提高驱油效率，深部液流转向剂是提高采收率技术中的重要组成之一［1］，但目前现场应用的提高采收率的配套
化学剂不耐异常高温高盐，无法满足水驱开发异常高温高盐油藏的要求［2-4］。

在高温下聚合物的主链与交联键断裂和聚合物水解等同时发生，导致聚合物凝胶稳定性变差。

为了提高聚合物凝胶热稳定性能，可采用加入耐温抗盐与增黏单体的方法提高耐温抗盐性能，在主链中引入抗水解或优先水解为羧基的共聚结构抑制水解，利用互穿结构或添加抗氧剂阻断主链上发生自由基连锁反应［5-8］。

基于此，本课题组对以聚合物凝胶体系和驱油表面活性剂为主体的液流转向提高采收率技术进行了研究，以探索适应青海油田主力油藏稳定性好、有效期长的液流转向提高采收率技术。

本工作以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）等为单体，合成了耐温抗盐聚合物（KTPAM），并将其与耐高温交联剂（RHTC）、热稳定剂（TSA）混合形成聚合物凝胶转向剂体系（ORHTHS），同时自制了新型阴-非离子驱油表面活性剂。

利用FTIR，SEM等方法分析了KTPAM的结构，优化了ORHTHS的配方，研究了ORHTHS和表面活性剂的性能。

将转向剂与表面活性剂复合进行现场应用，考察了对尕斯深层油藏的降水增油效果。

1 实验部分
1.1 主要原料和仪器
丙烯酰胺、AMPS：工业品，济南远祥化工有限公司；低温复合引发剂：工业品，济南汇丰达化工有限公司；十二烷基硫酸钠：工业品，济南鑫伟达化工有限公司；RHTC：工业品，山东宝莫生物化工股份有限公司；疏水增黏单体N-十四烷基丙烯酰胺（AMC14）、TSA、新型阴非离子驱油表面活性剂（简称新型表面活性剂）：自制。

HKY型岩心驱替实验装置：江苏海安石油科研仪器有限公司；JSM-LV5600型扫描电子显微镜：日本JEOL公司；TX500C型界面张力仪：上海中晨数字技术设备有限公司；HAKKE MARS Ⅲ型流变仪：上海珩泽科技有限公司。

1.2 KTPAM的合成及表征
称取一定量的去离子水、纯碱、丙烯酰胺、AMPS、十二烷基硫酸钠、氨水、尿素和AMC14加入广口瓶中，搅拌至溶解，将温度控制在12℃，通入氮气30 min，加入低温复合引发剂，继续通入氮气10 min并封口，聚合4 h后，90℃下水解4 h，造粒，干燥、粉碎并过筛，得到白色粉末状固体KTPAM，然后使用无水乙醇进行提纯并烘干得到聚合物试样。

采用美国尼高力仪器公司Nexus 870型傅里叶变换红外光谱仪对聚合物进行结构表征，KBr压片。

1.3 封堵性测试
将60～80目石英砂充填到直径2.5 cm、长度100 cm的填砂管中，将岩心管两端密封。

首先使用现场地层水饱和模拟岩心，然后以0.5 mL/min 注入现场注入水，测定岩心堵前的水测渗透率。

之后同样以0.5 mL/min注入0.1～0.3 PV转向剂溶液，将填砂管置于恒温干燥箱中126℃下放置72 h后取出，测定岩心堵后的水测渗透率，计算转向剂对岩心的封堵率。

1.4 驱油效率评价
将人造模拟岩心使用现场地层水以0.5 ml/L驱替饱和直至压力和渗透率平稳，用油藏原油以0.5 ml/L饱和油直至岩心出口端全部为原油，然后以0.5 mL/min注入现场注入水驱油，直至出口端不出水而全部出油，再以0.5 mL/min注入0.2%（w）新型表面活性剂（126℃下老化192 h））溶液0.3 PV后水驱。

2 结果与讨论
2.1 KTPAM的结构与性能
2.1.1 FTIR表征结果
KTPAM的FTIR谱图见图1。

从图1可看出，1560 cm-1处对应苯环的特征吸收峰；1250，1040 cm-1处对应磺酸基内S=O键的特征吸收峰，表明单体参与了聚合。

2.1.2流变性能
KTPAM的流变性能见图2。

从图2可看出，
4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000500
Wavenumber/cm-1
图1 KTPAM的FTIR谱图
Fig.1 FTIR spectrum of temperature and
salt resistance polymer(KTPAM).
随剪切速率的增加，KTPAM 的表观黏度降低；在同一剪切速率下，KTPAM 的质量分数越高表观黏度越大。

随振荡频率的增大，KTPAM 的弹性模量（G'）、黏性模量（G''）增大；在同一频率下，G' >G'' ，表明KTPAM 具有较好的黏弹性。

2.2 转向剂体系的优化及性能2.2.1 转向剂体系的优化
利用尕斯深层现场注入，在耐温抗盐聚合物
KTPAM 基础上，优选RHTC 与TSA 调节各组分含量，对耐高温、高矿化度ORHTHS 的配方进行优化，结果见表1。

从表1可看出，KTPAM 含量为0.3%（w ）时，ORHTHS 表观黏度偏低，考虑凝胶强度以及其他影响因素，低于此含量不适于高温高矿化度封堵要求，因此优化的ORHTHS 配方为：0.5%～0.6%（w ）KTPAM+0.3%～0.5%（w ）RHTC+0.3%～0.4%（w ）TSA 。

Shear rate/s 1
V i s c o s i t y /(m P a e s )
Frequency/Hz
图2 KTPAM 的流变性能Fig.2 Rheological properties of KTPAM. G'：elasticity modulus ；G''：viscosity modulus.
表1 ORHTHS 的配方及性能
Table 1 Formulation and performance of high temperature resistant and high salinity gel steering agent(ORHTHS)
w (Polymer)/%
w (Crosslinker(RHTC))/%
w (Stabilizer(TSA))/%
Apparent viscosity/(104 mPa ·s)
Initial setting time/h
0.3
0.3
0.30.35260.40.30.43230.50.30.56160.4
0.3
0.20.52220.40.20.74180.50.20.89100.5
0.3
0.30.92160.40.3 1.06130.50.3 1.2580.6
0.3
0.4 1.37120.40.4 1.5290.5
0.4
1.65
5
Conditions ：inject water on site ，126 ℃，7.34 s -1.
2.2.2 ORHTHS 的热稳定性
选取配方为0.5%（w ）KTPAM+0.4%（w ）RHTC+0.3%（w ）TSA 的ORHTHS 作为转向剂，用尕斯深层注入水配制后，置于126 ℃干燥箱中，定时取样，在7.34 s -1下测定表观黏度，结果见
表2。

从表2可看出，与普通聚合物转向剂相比，ORHTHS 具有良好的热稳定性能，这是因为聚合物中引入了耐温耐盐基团的功能单体，经过90 d 老化后，ORHTHS 的黏度保留率保持在85%以上，说明ORHTHS 具有良好的热稳定性。

2.2.3 ORHTHS 的封堵性能
ORHTHS 的封堵性能见表3。

由表3可见，与
普通有机转向剂相比，ORHTHS 对不同渗透率岩
心的封堵能力明显提高，注入0.3 PV 时模拟岩心封堵率大于95%，说明ORHTHS 适用于高温高矿化度油藏深部封堵的要求。

ORHTHS 老化前后的SEM 照片见图3。

从图3可看出，老化前ORHTHS 的表面较平滑，孔隙少；老化后ORHTHS 孔隙加大，致密结构发生微小变
化，说明聚合物KTPAM 与交联剂RHTC 形成了较好的网络结构。

经过90 d 老化后ORHTHS 仍表
现出较好的热稳定性能。

Unaged
图3 ORHTHS 老化前后的SEM 照片
Fig.3 SEM images of ORHTHS before and after aging.
表3 ORHTHS 的封堵性能
Table 3 Blocking performance of ORHTHS
Program Steering agent type
Permeability before plugging/
(10-3 μm 2)
Permeability after plugging/
(10-3 μm 2)
Blocking rate/%
10.3 PV ordinary organic gel steering agent 1 356265.2380.420.1 PV gel steering agent ORHTHS 1 356134.2490.130.2 PV gel steering agent ORHTHS 1 23089.7992.74
0.3 PV gel steering agent ORHTHS
1 635
73.64
95.4
ORHTHS ：0.5%(w )KTPAM+0.4%(w )RHTC+0.3%(w )TSA.
2.3 表面活性剂的性能2.
3.1 界面活性
当表面活性剂的疏水碳链与烷烃碳链相似时降
低界面张力的效果会更明显，尕斯深层油藏地层的高矿化度、高二价离子含量要求表面活性剂具有较好的抗盐性和抗二价离子性［9-13］，因此将具有抗温
性能的阴离子表面活性剂磺酸盐和具有抗盐能力的非离子表面活性剂醇醚类基团同时设计在一个新型表面活性剂分子结构中，实现优势互补，可达到既抗温又耐盐的目标。

新型表面活性剂的界面张力见表4。

从表4可看出，与石油磺酸盐和重烷基苯磺酸钠相比，该新型表面活性剂表现较好的配伍性，
表2 ORHTHS 的热稳定性Table 2 Thermal stability of ORHTHS
Aging days/d
08 32510011 200100.015 6 2447510 68595.430 5 1706210 33892.345 3 613439 87888.290
849
10
9 531
85.1
老化后能够达到超低界面张力，且张力值稳定，油容易分散在表面活性剂溶液中，从而提高采收率。

表4 表面活性剂老化前后的界面张力性能
Table 4 Interfacial tension properties of surfactant system before and after aging
Concentration(w )/%
Interfacial tension/(mN ·m -1)
0.039.18×10-3 1.82×10-17.2×10-1Unbounded 6.5×10-1Unbounded 0.058.12×10-3 4.67×10-2 6.8×10-1Unbounded 4.5×10-1Unbounded 0.10 3.76×10-3 1.23×10-2 5.6×10-1Unbounded 2.6×10-1Unbounded 0.20 4.02×10-39.82×10-38.5×10-27.6×10-1 6.8×10-2Unbounded 0.30
9.40×10-3
2.96×10-2
6.1×10-2
5.6×10-1
4.2×10-2
2.1×10-1
Aging conditions ：at 126 ℃ for 192 h.
Time/min
P e r m e a b i l i t y /(10 3 μm 2)
I n l e t p r e s s u r e /M P a
图4 新型表面活性剂岩心驱油实验流程
Fig.4 Flow chart of new surfactant core flooding experiment.
表5 新型表面活性剂岩心驱油实验结果
Table 5 Experimental results of new surfactant core flooding
Core No.
Porosity/%Permeability/(10-3 μm 2)
Oil saturation/%
Water flood recovery/%
Chemical flood recovery/%
114.8152.361.946.111.22
13.5
129.8
60.3
45.3
10.5
2.3.2 岩心驱替实验
为了进一步探索新型表面活性剂在尕斯E 3
1
高温高盐油藏的适应性，开展了室内模拟油水的岩心驱油效率实验，实验流程见图4，结果见表5。

从表5可看出，注入新型表面活性剂后提高采收率分别为10.5%和11.2%，均在10%以上，能够满足现场应用要求。

2.4 液流转向提高采收率体系的采收率
将60～80 目石英砂充填到直径2.5 cm 、长度
100 cm 的填砂管中，将岩心管两端密封，两管并
联。

首先使用现场地层水饱和模拟岩心至压力和渗透率平稳，饱和尕斯深层油藏原油，至出口端不出水，然后以0.5 mL/min 注入尕斯深层注入水，直
至出口端不出油，记录堵前水测渗透率。

之后以0.5 mL/min 向并联岩心管中分别注入0.10～0.15 PV 的ORHTHS 溶液，将填砂管置于126 ℃恒温干燥
箱中放置72 h 后取出，测定两管岩心堵后的水测
渗透率，以0.5 mL/min 注入0.2%（w ）新型表面活性剂溶液0.3 PV （表面活性剂126 ℃下老化192 h ））后水驱，结果见表6。

表6 采收率实验
Table 6 Experiment of recovery efficiency
Slug combination/PV Permeability/
(10-3 μm 2)
Oil saturation/%
Recovery/%
Increase recovery/Percent point
ORHTHS New surfactant
Water flooding
Compound drive
0.10
0.3
45162.349.365.816.51 56065.455.173.518.40.12 0.3
51761.849.567.417.91 76568.757.276.319.10.15 0.3
58363.450.368.318.01 967
70.1
59.6
78.4
18.8
从表6可看出，新型表面活性剂段塞尺寸不变，渗透率相近时随ORHTHS 段塞增大，采收率增幅变大，继续增加ORHTHS 段塞尺寸，采收率增幅变化不大，因此建议段塞尺寸为0.12 PV ORHTHS+0.3 PV 新型表面活性剂。

3 现场应用
尕斯深层油藏已进入高含水、高采出程度的阶段，注水开发效果变差。

为了改善综合开发效果，针对储层异常高温、高矿化度的特点，有报道采用有机凝胶体系和阴非离子表面活性剂驱油体系进
行先导性矿场试验［14-15］，先注入有机凝胶转向剂，调整吸水剖面，防止窜流，实现深部液流转向，之后通过表面活性剂驱提高采收率。

本工作选择ORHTHS （配方为0.5%（w ）KTPMA+0.4%（w ）RHTC+0.3%（w ）TSA ）和0.2%（w ）新型表面活性剂复合体系进行试验，试验区块选择注水井3口、生产井9口，井区日注入量为180 m 3，从2018年
8月6日开始，累计注入6个月，生产曲线见图5。

从图5可看出，阶段累计增油2 000 t ，降水4 088 m 3，通过对注水井实施措施，取得了明显的降水增油效果。

4 结论
1）优选的聚合物凝胶转向剂ORHTHS 配方为：0.5%～0.6%（w ）KTPAM+0.3%～0.5%（w ）RHTC+0.3%～0.4%（w ）TSA ，该配方的ORHTHS 具有较好的热稳定性与封堵性能，注入0.3 PV 时模拟岩心封堵率大于95%，能够满足高温高矿化度油藏深部封堵的要求。

2）含磺酸盐和醇醚类的新型阴-非离子驱油
表面活性剂具有良好的耐温抗盐性和超低界面活性，注入0.3 PV 的新型表面活性体系可提高采收率10%以上。

3）采用0.12 PV ORHTHS+0.3 PV 新型表面活
性剂复合体系，采收率可提高17百分点以上。

该液流转向提高采收率技术在异常高温、高矿化度油
Date
W a t e r c o n t e n t (w )/
O i l p r o d u c t i o n /t F l u i d a m o u n t /t 8482
2
40
6080100120140
1601804
68
10121416182086889092949698100图5 三个井组施工前后对应油井生产曲线
Fig.5 Corresponding oil well production curves before and after construction of the three well groups.
■
Water content ；● Oil production ；▲ Fluid amount
藏进行现场施工应用，增油效果显著，改善了水驱开发效果。

参 考 文 献
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（编辑邓晓音）
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