红山嘴油田红18井区聚合物凝胶表面活性剂组合调驱技术研究

颜学敏,罗跃　(长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023)



颜学敏,罗跃(长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023)

[摘要]针对克拉玛依红山嘴油田红18井区克下组油藏流体性质、油层储层特性及非均质性，设计了耐盐型聚合物凝胶体系与表面活性剂的组合调驱段塞，通过优化段塞的组合方式，形成了适应于该油藏的逐级深部调驱技术，并分析了凝胶在多孔介质中的运移-滞留规律，评价了其驱油效果。该组合体系注入聚合物凝胶体系与表面活性剂体系的体积比为1∶0.3，注入聚合物凝胶的强、中强、弱段塞最佳体积比为4∶3∶3,组合调驱方式为强凝胶段塞+表面活性剂段塞+中强凝胶段塞+弱凝胶段塞+表面活性剂段塞+强凝胶封口段塞。该技术在红山嘴油田红18井区现场应用效果显著，12个调驱井组的日产油由85t上升到130t，含水率由75%降至67%。

[关键词]深部调驱；运移-滞留机理；段塞组合

克拉玛依红山嘴油田总的构造特征是一个被众多断裂切割的复杂大型断块区。储层储集空间以粒间溶孔为主，还有部分粒内溶孔和粒间孔，微裂缝较少，属于中孔低渗油藏。随着红18井区克下组油藏开发程度的增加，油田进入高含水期，调剖药剂逐年增加，调剖调驱的轮次也不断增多，而油田的水驱开发效果逐年递减。目前，深部调驱液流转向技术已成为改善高含水油田水驱效果的一种重要手段[1～3]，特别是以调剖和驱油相结合的“2+3”组合调驱技术在油田二次开发过程中具有重要的应用前景[4，5]。为此，笔者利用室内试验方法，针对红18井区注入水矿化度高，特别是钙、镁离子含量高的特点，采用抗盐型聚合物凝胶与表面活性剂体系为组合调驱剂，根据该油藏的储层特性和开发现状，优选了调驱段塞配方，探讨了其在油藏条件下的运移-滞留机理，详细研究了该组合调驱技术的工艺参数，为油田的现场施工提供参考。

1试验部分

1.1材料与试剂

试验用油为红山嘴油田红18井区克下组油藏原油与航空煤油稀释配制的模拟油，模拟注入水的矿化度为29511mg/L，其中Ca2+、Mg2+离子含量为2503mg/L，模拟地层水的总矿化度为33715mg/L，其中Ca2+、Mg2+离子含量为3000mg/L。聚合物凝胶体系设计了3个强度段塞：强凝胶段塞配方为0.2%HCJ-1聚合物(自制)+0.35%JL-Ⅱ交联剂(自制)；中强凝胶段塞配方为0.15% HCJ-1+0.3%JL-Ⅱ交联剂；弱凝胶段塞配方为0.08% HCJ-1+0.1%JL-Ⅱ交联剂+0.08%助凝剂，表面活性剂为0.3%ASO-2(自制)。

1.2组合调驱方案的设计思路

根据逐级深部调驱的概念，组合调驱过程采用聚合物凝胶体系和表面活性剂体系的多段塞组合的逐级深部调驱方式：首先利用强凝胶段塞封堵高渗孔道，调整注入井吸水剖面；接着注入表面活性剂用于驱替近井地带大孔道中的残余油；再注入中强凝胶段塞和弱凝胶段塞进入地层深部进一步封堵次一级通道，提高波及系数；然后再注入一段表面活性剂段塞，进一步驱替地层深部的残余油；最后注入强凝胶段塞封口，可以在后续水驱的作用下形成活塞式驱替段塞，达到提高原油的采出程度的目的。

2凝胶的运移-滞留机理

图1　聚合物凝胶驱替长岩心压力变化与传播曲线

以渗透率为1.05μm2岩心为模型，0.2%HCJ-1+0.35%JL-Ⅱ交联剂配方为注入体系，采用多孔测压装置研究凝胶在多孔介质中的运移-滞留规律，聚合物凝胶驱替长岩心压力变化与传播曲线如图1所示。由图1可以看出，随着聚合物凝胶体系的注入，装置中各测压点的压力不断上升，说明聚合物凝胶溶液在岩心中具有良好地注入性；注入0.5PV上述体系后候凝5h，后续水驱时，测压点P1、P2、P3、P4的压力依次上升，最后趋于平稳，表明凝胶能够运移到岩心的后端。这是由于凝胶在较高的驱替压力和剪切应力与拉伸应力作用下，发生了形变和拉伸变形，部分胶团甚至可能破碎成尺寸比较小的凝胶颗粒，这些小的凝胶颗粒继续向岩心深部运移，当其遇到较小的孔喉时或在较小压力部位，又会形成新的封堵；随着后续注入流体的进一步冲刷，这些小胶粒继续发生挤压破碎并继续流动，直到遇到更小的孔喉或在更小压差的地方，再次产生堵塞，如此反复，直到趋于稳定。凝胶在岩心中的这种流动方式是一种比较理想的运移模式，不仅可以到达地层深部封堵高渗透层，同时还可以起到驱油的作用。

3聚合物凝胶段塞与表面活性剂段塞配比的确定

采用填砂管物模试验，饱和地层水和模拟油，再用地层水水驱至产出液含水率达到98%，然后注入聚合物凝胶溶液，聚合物凝胶配方为0.2%HCJ-1+0.35%JL-Ⅱ交联剂；放在60℃的烘箱里放置24h候凝，接着注入表面活性剂溶液；最后进行二次水驱，考察各组填砂管提高采收率的情况，试验结果见表1。由表1可以看出，表面活性剂的注入量在大于一定值以后，提高采收率的幅度不大，在考虑经济成本的前提下，确定聚合物凝胶段塞与表面活性剂段塞的配比为1∶0.3。

表1　段塞配比驱油模拟试验结果

注：A表示强凝胶；D表示表面活性剂；PV表示孔隙体积倍数。下同。

4不同强度聚合物凝胶段塞体积比的确定

设计了3种强度聚合物凝胶段塞的不同注入量比例进行物模试验，结果见表2。由表2可以看出，随着聚合物凝胶的注入，岩心渗透率的影响较大，能够起到调整吸水剖面的作用，按先注强凝胶后注中强和弱凝胶的顺序注入调剖剂时，弱凝胶能起到将强凝胶推至深部的高渗透层，整体封堵率高，其中最高的封堵率可达到94.49%，组合调驱比水驱采收率均有提高。因此，确定聚合物凝胶的强、中强、弱段塞最佳体积比为4∶3∶3。

表2　段塞体积比驱油模拟试验结果

注：B表示中强凝胶；C表示弱凝胶。

5表面活性剂注入时机研究

6现场应用与效果

红山嘴油田红18井区以中孔、低渗为主，孔隙度平均值为18.9%，渗透率平均值为51.67mD，该区块采出程度16.8%，可采出程度82.9%。目前区块综合含水较高，含水大于60%的井占区块的69.6%，含水大于90%的井占区块的23.2%。水驱开发效果逐年变差，注采矛盾较为突出，油层水淹水窜程度比较严重。近年来该区块注入水水质恶化，注入水矿化度29511mg/L，其中钙、镁离子含量2503mg/L。

采用组合调驱工艺对红18井区克下组油藏开展逐级深部调驱施工，共12井组，红18井区逐级调驱井组分布见图2。施工后日产油量得到稳步提升，含水率逐渐下降，调驱井组的日产油量由85t上升到130t，含水率由75%降至67%(见图3)。

通过18井区单井分析发现，油井的见效率为100%，根据见效特点可以分为4类：部分井液量上升，含水下降；部分井液量上升，含水上升；部分井液量下降，含水下降；部分井液量稳定，含水下降。有43.8%的油井表现为液量上升，含水下降，增产量占63.1%；34.4%的油井表现为液量稳定，含水下降，增产量占27.6%。产液吸水剖面动用程度由施工前的48.3%升至55.1%(见图4)，其中，产液剖面动用程度由施工前的54.1%升至64.2%，吸水剖面动用程度由施工前的41.6%升至42.5%，部分高渗层被有效封堵，特别是降低了高渗层的吸水能力，同时提高了油井整体小层的动用程度。

图5为红18井区克下组油藏月度递减曲线。开发曲线显示，调驱措施后区块的递减趋势发生了很大的变化，见效初期逐渐上升，后保持稳定。单井按照递减法计算累积增油3.0×104t，增油效果明显。

图3　红18井区逐级深部调驱井组生产曲线图

图4　产液吸水剖面动用程度对比

图5　红18井区克下组油藏月度递减曲线

7结语

抗盐型聚合物凝胶体系与表面活性剂的组合调驱技术是一种多段塞组合的逐级深部调驱方法，该技术不仅可以改善油藏的非均质性，迫使油藏深部液流发生转向，达到深部调剖的效果，同时还能发挥后续化学剂的驱油作用，进一步提高采收率。该技术对非均质性严重、地层内存在窜流通道、特别是针对高盐油藏，具有很好的适应性。该技术在红山嘴油田红18井区成功应用，调驱效果显著，具有推广价值。

[参考文献]

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[4] Wu Y F, Tang T J, Bai B J, et al. An experimental study of interaction between surfactant and particle hydrogels[J].Polymer, 2011, 52(2):452～460.

[5] Zhang H, Challa R S, Bai B J, et al. Using Screening Test Results to Predict the Effective Viscosity of Swollen Superabsorbent Polymer Particles Extrusion through an Open Fracture[J].Ind EngChem Res, 2010, 49(23): 12284～12293.

[编辑]洪云飞

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)01-0016-05

[中图分类号]TE357.4

[作者简介]颜学敏(1979-)，男，博士，教授，现主要从事提高采收率方面的研究工作；E-mail:490240226@qq.com。

[基金项目]国家自然科学基金项目(21106008)；中国石油科技创新基金项目(2013D-5006-0405)。

[收稿日期]2015-10-28

[引著格式]颜学敏,罗跃.红山嘴油田红18井区聚合物凝胶-表面活性剂组合调驱技术研究[J].长江大学学报(自科版)，2016,13(1)：16～21.