交联聚合物微球深部调驱技术及其应用

交联聚合物微球深部调驱技术及其应用

王代流1,2,肖建洪2

(1.中国科学院海洋研究所,山东青岛266071;2.中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)摘要:交联聚合物微球的颗粒粒径和溶胀性能是影响调驱效果的主要因素。为提高交联聚合物微球在高含水、强非均质性油藏深部调驱中的应用效果,通过粒径实验、岩心驱替实验等对交联聚合物微球分散体系的性能进行了评价。结果表明:交联聚合物微球在60℃条件下、用孤岛回注污水溶胀10d 后,粒径中值增大了34倍;交联聚合物微球分散体系的单管封堵率大于92%,双管岩心驱油实验提高采收率大于11%,交联聚合物微球分散体系完全能够满足孤岛油田高渗透油藏深部调驱的要求。在G D2-24斜516井组实施了交联聚合物微球分散体系深部调驱现场试验,注水井油压上升了2.9M Pa,对应一线油井见效高峰期含水率下降了5.6%,单井平均增产原油5t/d 。表明交联聚合物微球深部调驱是改善注水剖面和降低油井含水率的有效方法。

关键词:交联聚合物微球;粒径;溶胀;调驱;矿场试验;孤岛油田

中图分类号:TE357.431文献标识码:A 文章编号:1009-9603(2008)02-0086-03 孤岛油田属高孔、高渗透疏松砂岩稠油油藏,经

过几十年的高效高速开发,该油田“三高”现象已十

分突出。为了进一步提高采收率,减缓产量递减,目

前适合注聚合物开发的储量大部分已实施了注聚合

物开发。高含水井组的深部调驱技术是对老油田经

济、有效的挖潜工艺[1],能够有效地调整、改善油藏

的非均质性,提高油田的开发效果。孤岛油田储层

的空气渗透率为510×10-3～2400×10-3μm 2,孔

隙度为32%～35%,油藏温度为60～70℃,矿化度

为4000～7000mg/L 。交联聚合物微球(简称微

球)的初始粒径较小,微球在水中溶胀后粒径可增

大几倍至十几倍。为了提高微球在高含水、强非均

质性油藏深部调驱中的应用效果,笔者对微球溶胀

前后粒径的变化和调驱性能进行了研究,并在孤岛

油田进行了现场试验。1　交联聚合物微球的调驱机理交联聚合物微球是纳米级/微米级微球,对于孤

岛油田的油层孔喉直径,其初始粒径满足“进得去”

的要求;微球经过水化溶胀后,能达到封堵大孔喉的

粒径要求,且具有一定的强度,满足对地层大孔喉

“堵得住”的要求,使后续液流发生转向[2];微球具

有弹性,在一定压力下变形并向前移动到地层深部,满足了调驱剂能够进入地层深部发挥作用的要求。2　交联聚合物微球性能评价交联聚合物微球是采用反相微乳液法聚合得到的预交联体系。微球溶胀前后粒径的变化是影响其深部调驱能力的重要指标。为此,通过粒度分析实验研究了微球在油层温度、矿化度条件下溶胀一定时间后的粒径变化。2.1　实验仪器及配制方法实验仪器包括激光粒度分析仪、电磁搅拌器、分析天平和恒温箱等。交联聚合物微球分散体系(简称微球分散体系)的配制:首先在烧杯中加入孤岛孤二联合站处理后的回注污水(矿化度约为7000mg/L,原油及悬

浮物含量均小于300mg/L ),再加入一定量的交联聚

合物微球,搅拌均匀,体系中微球的质量浓度为

1000mg/L 。

2.2　性能评价用激光粒度分析仪[3]

测试微球分散体系在60℃和70℃条件下、不同溶胀时间的粒径分布。结果显示(图1),微球的初始粒径中值为1.32μm;采用回注污水配制的微球分散体系在60℃下,溶胀1d 后,微球的粒径中值为3.09μm;随着时间的增加其收稿日期2008-01-10;改回日期2008-02-14。

作者简介:王代流,男,高级工程师,1993年毕业于石油大学(华东)采油工程专业,现为中国科学院海洋研究所海洋地质学专业在读博士研究生,主要从事油田开发技术研究与管理工作。联系电话:(0546)8885441,E -mail:gdc wdl@sl of .com 。

基金项目:中国石化集团公司先导项目“孤岛油田耐温稳定微溶胶深部调驱技术”

(2006G12)　第15卷　第2期 油　气　地　质　与　采　收　率 Vol .15,No .2　2008年3月 Petr oleum Geol ogy and Recovery Efficiency Mar .2008

粒径增大,在10d 后粒径达到最大,粒径中值增大了34倍;此时微球水化程度较好,微球与水的边缘清晰。此后随着水化时间的延长,微球的水化层透明度较高,导致仪器难以界定微球的边缘,使所测粒径变小

。

图1　不同溶胀时间和油层温度下交联聚合物

微球的粒径变化孤岛油田用平均渗透率计算的油层孔喉直径约为6.5～16μm ,根据“1/3粒径架桥规则”理论[4],

要求具有调驱效果的微球粒径约为2.1～5

μm 。采用回注污水配制的微球分散体系,其中的微球能够被注入到油层并进入地层深部,在油层温度下溶胀较好,适应不同孔喉以及逐级封堵的要求。3　交联聚合物微球调驱实验实验在多功能岩心驱替装置中[5]进行,填砂管长度为50c m ,直径为2.5c m 。实验用孤岛油田回注污水,其65℃时的粘度为0.47mPa ・s,油井产出砂填装岩心的渗透率为1000×10-3～3000×10-3μm 2,实验温度为65℃。

3.1　实验步骤

分别用单管和双管并联岩心实验研究微球分散体系的调驱效果。实验步骤为:①填装模拟岩心,气测岩心渗透率;②饱和回注污水并计算水测渗透率、孔隙体积及孔隙度;③饱和原油,在65℃下恒温2d;④回注污水驱至采出液中含水率达到98%时,注入设计倍数岩心孔隙体积的不同质量浓度的微球分散体系,在65℃下恒温4d;⑤进行水驱,至采出液含水率为98%时停止。根据实验的相关数据计算封堵效率及采收率提高值。

3.2　实验结果

3.2.1　单管岩心封堵率

填装的单管岩心渗透率为2300×10-3μm 2,注

入的微球分散体系的质量浓度为2000mg/L,注入量为0.5倍岩心孔隙体积,封堵率达92.16%。表

明微球分散体系对高渗透油层的封堵效果较好。3.2.2　非均质岩心的驱油效果在模拟非均质油藏的双管模型上进行不同浓度

的微球分散体系驱油实验。由实验结果可以看出(表1),模拟非均质油藏的双管岩心水驱时,综合采收率约为60%,而低渗透管的采收率约为高渗透管的1/2。注入0.3倍岩心孔隙体积的不同质量浓度的微球分散体系后,采收率均有不同程度的提高,其中低渗透管采收率的提高幅度较大。由于双管的渗透率不同,注入的微球分散体系进入高渗透管的体积远高于进入低渗透管的,因为微球分散体系对高渗透管中大孔喉的封堵作用,降低了双管的渗透率级差。此后水驱时,进入低渗透管的水量相对增多,波及到了第1次水驱未波及到的部分,使低渗透管

的采收率大幅增加;因此,总采收率的提高主要来自于低渗透管,低渗透管的采收率提高幅度为高渗透管的2倍以上[6],表明交联聚合物微球体系对非均质油藏的调驱效果较好。表1　不同浓度的交联聚合物微球体系的双管驱油实验结果编号管型水测渗透率/10-3μm 2水驱采收率,%微球的质量浓度/(mg ・L -1)微球驱后总

采收率,%

123高渗透管低渗透管双管合计高渗透管低渗透管双管合计高渗透管低渗透管双管合计3250

12103310

6803120

95067.9835.77

52.71

82.1137.16

60.92

76.2638.68

59.2918002000250073.9146.3764.1985.8857.3175.4681.2760.9874.014　现场试验G D2-24斜516井组在孤岛油田中二中N g 5单元的西南部,井组含油面积为0.11km 2,平均油层有效厚度为9.2m ,空气渗透率为1800×10-3μm 2,渗透率变异系数为0.7。该井组有1口注水井,8口对应油井,其中一线油井5口,二线油井3口。该井组自2006年以来,含水率快速上升,注水井油压仅为6.9MPa 。因此对该井组实施了微球分散体系深部调驱措施。注水井G D2-24斜516的砂层厚度为13m ,调驱深度设计为30m 。于2006年9月28日至12月

30日实施微球分散体系调驱。利用水井的注水管线[7],注入速度为130m 3

/d 。第1段塞注入3000・78・第15卷　第2期 王代流等:交联聚合物微球深部调驱技术及其应用