让纳诺尔油田低渗透灰岩油藏

让纳诺尔油田低渗透灰岩油藏 化学调剖技术研究
报告人 李芮丽
中国石油勘探开发研究院油化所 中国石油让那诺尔油田分公司
报告内容
1、让那诺尔油田概况 2、适宜于让那诺尔油田凝胶型 调剖剂的实验研究 3、结果与讨论 4、结论
1、让那诺尔油田概况
让那诺尔油田是位于哈萨克斯坦国的一个大型油田，是 CNPC海外的股份制开发油田，该油田油品储量高、品质 好（油品粘度： 0.2—0.45mPs，密度：0.63—0.72g/l， 凝固点：-6～-35℃，胶质沥青质含量低,），可采出量为 11814.11万吨。截止2002年累计产量已达3925.89万吨。 现有油井470口，日产原油11450吨，年产400万吨。
组成 含量
K mg/l
92.7
＋
Na mg/l
8180.0
＋
Ca mg/l
2＋
Mg2
＋
mg/l
192
Cl mg/l
14146.
—
HCO3
-
CO3
-
SO42
-
总矿化度
mg/l
784.5
mg/l
44.1
mg/l
762.2
mg/l
25321.8
1120.0
试验用水：配制25000mg/L矿化水
试验温度：60℃、75℃
究。 2）针对让那诺尔油藏低渗透、高温高盐、含硫化氢和水窜时油水快速
反转的特征，研究了耐冲刷、耐温耐盐、耐硫化氢的适合于让那诺尔油田
的凝胶型调剖剂。 3）实验认知了高温条件下、油藏流体中钙镁离子与聚合物分子中钠离
子的置换现象，找到了在让那诺尔油藏条件下通常凝胶易于反排的原因，
研究开发出适合于让纳诺尔油藏条件下的调剖主剂，为国外油田化学调剖 堵水进行了有意义的探索研究。
络合法：成胶后的凝胶体时而脱水、时而不脱水，不稳定。 分析原因认为，在高温下，被络合的钙镁离子可能会被重新 释放出来。 反应沉淀法：在体系中加入硅酸钠，让其与钙镁离子反应，
生成硅酸钙和硅酸镁沉淀，去除钙镁离子。实验中发现反应
快速生成的白色沉淀物很快沉淀于试验器皿底部，且溶胶的 pH值发生改变，升至pH ＞10，使得凝胶长时间不能形成。
其它助剂 0.18%。
表中采用两个温度主要是考虑不同层位的需求，以下实验相同。 由表2可见，聚合物浓度选在0.3—0.6％较可，可根据具体情况来定。
3.3 交联剂浓度的影响：
表3 聚合物 浓度％ 0.5 0.5 0.5 0.5 交联剂 浓度％ 0.1 0.2 0.3 0.4 交联剂浓度的影响 成胶时间（h） 60℃ 71 68 64 61 75℃ 30 26 25 22 成胶粘度（mPa.s） 60℃ 42000 53000 59000 36000 75℃ 48000 65000 71000 49000
改进调剖主剂：采用新型聚合物FLP—10制备的调剖剂凝胶
在75℃下的热稳定性可达六个月，凝胶粘度保持在40000— 70000mPa.s且不脱水。将该凝胶置于75℃下油田采出水中浸 泡，六个月未见脱水现象。由此说明，新型聚合物FLP—10 可以作为满足让纳诺尔油田调剖要求。
3.2 聚合物浓度对成胶性能的影响
该油田已开发20余年，已进入气举增产和注水开发阶 段。近年来，油井出现含水升高,暴性水淹，即一旦见水达 5%--20%之间，采油井的油水会很快反转全部出水使油产量 降为零，导致关井停产。
t/d
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
t/d
140 120 100 80 60 40 20 0
研究如何抑制该油田含水上升、产量下降、油 井爆性水淹问题，对让那诺尔油田的持续稳产具有 重要的现实意义。 同时, 对于探索国外复杂油田状况、以及低渗透 灰岩储层的堵水调剖也具有重要意义。
2、适宜于让那诺尔油田的凝胶型调剖剂研究
2.1 实验材料与条件
表1,处理厂水:水源井水=75:25配制水分析结果
3.7 凝胶的物理模拟试验
计量泵
计 量 分 离 岩心夹持器 溶 胶 原 油 中间容器 加热系统
填砂管尺寸：长50cm，内径2.5cm，填砂目数：120-160目，孔隙体 积：105mL，初始渗透率：750毫达西，注入堵剂量：40mL，注入顶替 液：10mL,堵剂在75℃下成胶。
注入性、堵塞性
100000
3.5 调剖剂的热稳定性实验
聚合物0.4％；交联剂0.2％；配制矿化水度 25000mg/L 图1 聚合物凝胶在65℃和75℃的热稳定性曲线
3.6 硫化氢对凝胶的影响
耐硫化氢试验表明：硫化氢的存在延缓了成胶时间3-4天， 降低了凝胶粘度5000—10000mpa.s，调整配方组成即可部分抵 消硫化氢的影响.
80.0 70.0 60.0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0
%
%
1.1 储层特征
碳酸岩储层，渗透率低,如Г层平均渗透率为 45×10-3μm2，Д层为13.1×10-3μm2； 空隙率8—12%，中值喉道半径约0.1μm, 注水井纵向渗透率差异大，次高渗透条带少,
油藏温度：60～80℃
3、结果与讨论
3.1 钙镁离子的影响
初期探索试验：成胶性较好，但在75℃条件下，7—9天 凝胶自动脱水， 60℃条件下9—12天凝胶自动脱水，热稳定性 很差。 原因分析： 聚合物分子中的Na+ 离子比Ca++\Mg ++离子水 化半径大、束缚水能力强。 而配置水中的钙镁二价离子的反 应电势比钠离子高，即Ca++Mg ++> Na+ ，因此可置换聚合物 中钠离子使聚合物水化半径降低而失去束缚水的能力，表现为 凝胶脱水收缩.因此,如何降低钙镁离子的影响至关重要。
10000
渗透率/×10 μ m
水 测 渗 透 率
ห้องสมุดไป่ตู้
注 入 堵 剂
注水过程
-3
2
1000
100
10
堵剂突破处
1 0 1 2 3 注入PV数 4 5 6
渗透率由注入堵剂前750md→注入堵剂后150md →成胶后15md 堵塞率98.6%
突破压力、抗冲刷性
2
堵剂突破处
1.5
注入压力/MPa
1
水 测 渗 透 率
注 入 堵 剂
注水过程
0.5
0 0 1 2 3 注入PV数 4 5 6
突破压力：从成胶前的0.2MPa到封堵后的1.5MPa
4
结论
1）分析了该油田油藏特征和出水时含水骤然上升的原因，研究了适宜 的凝胶体系和新型的高强度堵水剂，评定了多个调剖剂种的适应性，设计
了整体调整综合治理方案。本文仅报道适合于该油田的凝胶型调剖剂的研
4）近期开发
研究了低注入粘度（5mPa.s）高堵塞强度（>100 mPa.s ）耐温
50—80、耐矿化度8万、热稳定期达一年以上的新型调堵剂，欢迎与 油田合作探讨。
稀油采油污泥制成体膨颗粒实现污泥资源化技术，已进行现场
实验，也欢迎与油田合作探讨。
26000 38000 53000 64000 58000 68000 56000 67000
表4说明，当温度在60—75℃时，pH值6—8是该成胶体系最佳pH值，该 pH值下，有利于交联剂的分解使交联活性基团得到很好的释放。该实验现 象与25—50℃范围内该交联体系酸性成胶是不同的。 现场泵注时若考虑注入粘度问题，可考虑将pH值调整到6。而让那诺 尔油田注水量较大，且注入水的pH值为6—7.5，地层水pH值8，因此，该体 系可满足让那诺尔油田PH值的波动需求。
聚合 物 浓度 ％ 0.2 0.4 0.5 0.6 注: 表 2、聚合物浓度的影响 成胶时间（hr） 交联剂 浓度％ 60℃ 75℃ 0.21 0. 2 0.2 0. 18 74 70 68 59 40 26 26 24 成胶粘度（mPa.s） 60℃ 28010 52000 58000 64000 75℃ 30230 65000 68000 75000
2001年1月 2001年4月 2001年7月 2001年10月 2002年1月 2002年4月 2002年7月 2002年10月 2003年1月 2003年4月 2003年7月 2003年10月 2004年1月 2004年4月 2004年7月 2004年10月 2005年1月 2005年4月 2005年7月 2005年10月
2460注水井纵向渗透率
2331井纵向渗透率
1.2 地下流体特征：
① 地层水矿化度:80000mg/L，氯化钙水型
② 地层水钙镁离子含量：8000～10000mg/L ③ 含硫化氢：200～800mg/L ④ 水油粘度倒置（油品粘度： 0.2—0.45mPs，地层水 粘度0.52—0.61mPs） 1.3 生产特征： 井距长：300米---700米 油井含水（5-20%）时就暴性水淹。
0 20 40 60 80 油产量 水产量 含水量 100
日产油 日产水 含水%
2447井生产动态
3475井生产动态
2001年12月 2002年3月 2002年6月 2002年9月 2002年12月 2003年3月 2003年6月 2003年9月 2003年12月 2004年3月 2004年6月 2004年9月 2004年12月 2005年3月 2005年6月 2005年9月
环境评价水: 2399井和611井采出水 调剖剂材料：两性离子聚合物1000万，醛类交联剂
2.2 测试仪器
凝胶粘度测定：溶胶粘度和凝胶粘度采用美国 产Brookfield DV-Ⅱ粘度计测定. 岩心实验仪：采用石油大学制造的多功能岩心 驱替实验仪进行调剖剂的物理模拟实验。填砂管管 长50cm，内径2.5cm。
从表3试验可见，提高交联剂的浓度可提高聚合物凝胶的粘度，但交联剂 增大到一定值后，凝胶粘度增长不大；当交联剂浓度过高时凝胶成胶质量变 差，凝胶较易脱水，粘度降低。因此适宜的交联剂浓度为0.2—0.3％。