双河油田Ⅶ上层系耐温抗盐交联聚合物驱试验效果及认识

沈德梅 ,李万春 ,金冬丽 ,谷春雷 ,罗 玉 ,赵玉鹏

(中国石化河南油田分公司第一采油厂 ,河南桐柏 474780)

双河油田Ⅶ上层系耐温抗盐交联聚合物驱试验效果及认识

沈德梅 ,李万春 ,金冬丽 ,谷春雷 ,罗 玉 ,赵玉鹏

(中国石化河南油田分公司第一采油厂 ,河南桐柏 474780)

双河油田Ⅶ上层系于 2006年 8月开展单井交联聚合物驱试验,试验结果在地下具有良好的成胶性和对现场注入系统的适应性,遂将试验区扩大至 5个井组,在注入压力上升快的情况下,又开展了低度交联聚合物驱试验,试验证明,低度交联聚合物驱在 94℃高温下具有良好的成胶性和改善吸水剖面的能力,而且提高了流体的流动性;试验区注入 0.18 PV时对应油井开始见效,高温抗盐交联聚合物驱试验取得了初期成功。

双河油田Ⅶ上层系 ;高温 ;交联聚合物驱 ;低度交联聚合物驱

双河油田Ⅶ上层系位于泌阳凹陷西南部双河鼻状构造的西北部,为一完整的由东南向西北抬起的单斜构造。油层主体部位属于河口坝微相,储层成分主要为粗砂岩,原生粒间孔隙发育。平均有效厚度 16.41 m,孔隙度 18.0%,渗透率 0.587μm2,渗透率级差43.95,变异系数为0.773,油层温度9 3.7℃,地下原油粘度2.3mPa·s,地层水总矿化度13 087 mg/L,氯离子含量 4 985 mg/L。

1 开展试验的目的和意义

据河南油田三次采油潜力资源评价结果,目前三采技术(聚合物驱、交联聚合物驱)覆盖的储量为1 0040.6万 t,一类油藏3904.2万 t,二类油藏3 215.3万 t(聚合物驱和交联聚合物驱均可以动用),三类油藏 2 921.1万 t(由于聚合物驱适应温度范围 ＜85℃,只有交联聚合物驱可以动用),其中一类油藏优质储量已全部动用,73.3%的储量单元已进入后续水驱,只有 15.5%的储量单元处于产量上升期,导致三采区块产量总趋势下降。耐温抗盐交联聚合物驱技术是聚合物驱技术的完善和发展,可实现二、三类油藏三次采油的产量接替。为此首先在Ⅶ上层系优选 1口井进行单井注入试验,以实现检验高温交联聚合物驱油体系的可注入性、地下成胶性和对注入系统的适应性等目的。

2 单井注入试验阶段认识

2.1 方案设计情况

试验单井选择位于主体区的注水井 T7-117进行高温交联聚合物单井试验,单井控制地质储量28.12万 t,控制孔隙体积 5.062×105m3。方案设计为两个段塞,第一段塞交联聚合物配方为 HPAM浓度1500～2000mg/L加上交联剂浓度1000～1 500 mg/L,设计注入孔隙体积 0.022 PV;第二段塞交联聚合物配方为 HPAM浓度为 500～600 mg/L加上交联剂浓度为 300～350 mg/L,设计注入孔隙体积 0.072 PV。

2.2 现场试验情况

T7-117井从 2006年 8月 22日开始耐温抗盐交联聚合物驱试验,主要目的是对注入井层间和平面非均质性进行调整,有效封堵大孔道层段,2006年 11月 16日开始注入第二段塞,主要目的是改善地下油水流度比,对地层流体进行驱替。

2.2.1 单井注入现场成胶性能良好,达到设计要求

T7-117在第一段塞开始注入高温调剖剂体系配方 (HPAM浓度19 0 0mg/L加上交联剂浓度1 500 mg/L),井口粘度平均 53.5 mPa·s。由于压力上升快,调剖剂配方调整为HPAM的浓度为1500mg/L加上交联剂浓度1250mg/L,井口黏度平均 41.5 mPa·s,现场实际成胶粘度12 000～49 000 mPa·s之间。

T7-117从 2006年 11月 16日开始注入低浓度配方,井口浓度平均为 575 mg/L,井口粘度平均12.0mPa·s,现场实际成胶粘度130～200mPa·s,成胶率达 98.4%,成胶情况较好。

2.2.2 单井试验注入量稳定,井口油压稳步上升

T7-117井在第一段塞配注 140 m3/d,井口油压从8.4MPa上升到1 4.1MPa,注入压力上升5.7 MPa,注入压力上升幅度同江河Ⅴ上层系大剂量深度调剖单井基本上相当 (1.5～8.7 MPa,平均5.6 MPa),井口注入压力在可控范围。第二段塞开始转入低浓度交联聚合物驱,注入压力缓慢上升,井口油压从 14.1 MPa上升到 15 MPa。

2.2.3 吸水剖面改善明显,视吸水指数持续降低

根据 T7-117井调剖前后吸水剖面对比可知,交联聚合物体系调整了层间、层内矛盾,强吸水层Ⅶ3被封堵,Ⅶ3得到控制,明显动用了中渗透层Ⅶ2小层。

单井试验过程中 T7-117井的视吸水指数持续降低,说明交联聚合物溶液已进入油层深部并且成胶,在油层内部建立了较强的流动阻力。

通过 T7-117井单井注入试验,可以得出以下结论,高温交联聚合物体系在Ⅶ上层系高温油藏条件下,具有良好的可注入性、现场成胶性、对注入系统的适应性,达到了单井试验的目的。在此基础上,于 2007年 5月将试验区扩大至 5个井组。

3 多井组试验情况及认识

3.1 方案设计情况

多井组试验区方案设计 5口注聚井,对应 11口采油井,含油面积 0.713 km2,控制地质储量 107.22万 t,设计分两个段塞注入：第一段塞设计注入体积0.04 PV,初期注入浓度 1 200 mg/L(HPAM浓度) ×(800～1 000)mg/L(交联剂浓度),注入过程中若压力不上升则逐渐调整到1 800×1 000 mg/L;第二段塞设计注入体积 0.348 PV,注入浓度 600 mg/L× 250 mg/L,设计注入速度 0.11 PV/a。

3.2 试验区现场试验情况

试验区于 2007年 5月开始注入,第一段塞注入配方为 1 200 mg/L(HPAM浓度)×800 mg/L(交联剂浓度),由于注入压力上升很快,于 2008年 11月对单井注入配方调整为800～1 000 mg/L(HPAM浓度)×600 mg/L(交联剂浓度);第二段塞注入配方为 600 mg/L(HPAM浓度)×250 mg/L(交联剂浓度),短期内压力上升仍然很快,若原方案长期注入势必难以满足方案配注的要求。于是于 2008年 3月提出了低度交联聚合物区试验的意见,根据各单井地层不同物性参数及现场注入压力情况,5口井分别制定了不同的调剖配方,如表 1。在注入过程中针对单井压力的变化情况,对调剖配方不断做出适当调整。截至 2009年 4月注入 0.2113 PV,注入压力 15.2 MPa,平均注入浓度 1 128 mg/L,平均注入粘度 23.0 mPa·s。

3.2.1 现场注入成胶性能较好,达到设计要求

第一段塞现场的成胶粘度在10000～30000 mPa·s,进行低度交联后,现场成胶粘度在 20～50 mPa·s之间,成胶时间 7～10 d,在实验室 95℃高温下老化 180 d的粘度仍有 30 mPa·s,低度交联聚合物在地下形成无规线团结构,提高了流动性,可满足现场配注、增强主体段塞的驱替作用,见表 2。

表 1 2008年 3月试验区 5口注入井配方调整一览

表 2 高温交联聚合物在实验室 95℃条件下的成胶老化情况

3.2.2 整个注入过程注入压力缓慢上升

整个注入过程在注入浓度不断调整的前提下,注入压力缓慢上升,从注入初期的12.1MPa上升至目前的15.2MPa。说明了低度交联聚合物在地下建立流动阻力的同时,与高浓度交联聚合物相比流动性也有所提高。

3.2.3 注入剖面和中渗透层吸水状况均变好

注入交联聚合物以来,高渗透层Ⅶ3小层的注入量得到控制,中渗透层Ⅶ2小层的注入量由25.5%提高到 43.1%得到加强,说明注入交联聚合物有较好的改善剖面的能力。详见表 3。

表 3 5口注聚井调剖过程中吸水剖面对比表

3.2.4 油井见效情况

试验区对应受效井 11口,在注入 0.18 PV时见效 2口井,日产油 13.7 t上升至 21 t,注入过程中油井产出液保持在 100 mg/L以下,无窜流现象。

4 结论

①高温交联聚合物体系适合Ⅶ上层系高温油藏条件,具有良好的可注入性、现场成胶性和对注入系统的适应性。②交联聚合物驱具有较强的改善吸水剖面的能力。③低度交联聚合物驱在地下成胶的同时提高了流动性,满足了现场配注、增强主体段塞的驱替作用。④Ⅶ上层系高温交联聚合物驱在注入0.18 PV时开始见效,试验取得了初步成功,但见效时间较单纯聚合物驱晚 (双河Ⅴ上层系聚合物驱在注入 0.07 PV时已开始全面见效)。⑤交联聚合物驱具有很强的防窜能力,试验区在整个注入过程中产聚浓度较低,无窜流现象。

TQ016

A

1003-3467(2010)16-0060-02

2010-07-21

沈德梅(1977-),从事油田三采采油管理工作,电话：(0377)63843828。