聚铬交联调剖体系在海上油田...以渤海Q油田E16井组为例_华科良.pdf

第 33 卷第 1 期广东石油化工学院学报Vol 33No 12023 年 2 月Journal of Guangdong University of Petrochemical TechnologyFebruary 2023聚铬交联调剖体系在海上油田的应用 以渤海 Q 油田 E16 井组为例华科良，徐良，张志军，徐浩(中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452)摘要:渤海 Q 油田为高孔高渗油藏，注入井 E16 与各受益井在多个方向存在不同程度的注水突进。文章评价了能够对水流优势通道进行封堵、有效抑制水流突进且适用于该类油藏的聚铬交联体系。该体系具有成胶强度及时间可控，封堵率高，耐冲刷性强等特点。该类调剖体系在渤海 Q 油田 E16 井组开展了矿场试验，井组增油效果明显，为海上油田稳油控水及化学驱增效提供了技术保障。关键词:高孔高渗;聚铬交联;调剖体系;体系评价中图分类号:TE53文献标识码:A文章编号:2095 2562(2023)01 0005 04渤海 Q 油田位于渤海中部海域，为高孔高渗油藏。油藏地层温度 59，地下原油黏度 263 mPas，属于普通稠油油藏。产出水矿化度为 2000 2500 mg/L，属于碳酸氢钠型。根据测井解释资料，该油藏纵向上存在严重的非均质性。以 E16 井组为例，该井组 1 注 7 采，措施前综合含水 92 3%。示踪剂解释资料、动态分析结果显示，注入井与各受益井连通性较好，在多个方向存在不同程度的水流突进，急需对该井组进行调剖作业以实现稳油控水。针对 Q 油田 E16 井组高含水、储层高孔高渗且非均质性强，存在水流优势通道等问题，本文评价了能够对水流优势通道进行封堵、有效抑制水流突进且适用于该类油藏的聚铬交联调剖体系1，2，并开展了矿场试验，取得了良好的降水增油效果。1体系评价经过近些年的积累，渤海油田逐步形成了以干粉聚合物铬类交联体系、干粉聚合物酚醛类交联体系及乳液聚合物类交联体系为主的几大类调剖体系。干粉聚合物铬类交联体系成胶强度大，针对高渗、水流优势通道明显的油藏，需要采用常规的大设备调剖工艺3。干粉聚合物酚醛类交联体系成胶强度相对聚铬体系小，适用于存在水流优势通道但不明显的油藏，注入适应性较好，需要采用常规的大设备调剖工艺4。乳液聚合物类交联体系成胶强度小，适用于水流优势通道不明显的油藏，能够实现在线注入5。针对 Q 油田 E16 井组储层高孔高渗且非均质性强、存在明显水流优势通道的特点，本次调剖推荐采用聚铬体系，该类体系成胶强度可控，长期热稳定性好，可以有效封堵高渗通道。1 1实验条件及设备实验温度为渤海 Q 油田的油藏温度59，实验用水为 Q 油田注入水，矿化度为2000 2500 mg/L，钙镁离子质量浓度 10 15 mg/L。实验采用的仪器包括电子天平、恒温烘箱、搅拌器、黏度计、调驱物模实验装置以及其他实验室常规玻璃仪器等6，7。收稿日期:2022 10 09;修回日期:2022 12 09基金项目:“十三五”国家科技重大专项(2016ZX05058)作者简介:华科良(1988)，男，山东德州人，硕士，高级工程师，主要从事提高采收率方面的研究。1 2成胶性能评价及质量浓度优选在 Q 油藏温度条件下，从聚铬交联调剖体系的各组分(干粉聚合物，下称聚合物;重铬酸钠，下称重铬;硫代硫酸钠，下称硫代;亚硫酸氢钠，下称亚硫)质量浓度进行聚铬交联调剖体系的成胶监测实验8，9。实验方法是用现场注入水配制不同质量浓度组分的聚铬交联体系溶液，放入恒温箱观察体系的成胶时间和强度，目的是根据成胶时间和强度优选产出适用于目标井组的各组分浓度。不同质量浓度下体系成胶结果见表 1。表 1不同质量浓度下体系成胶结果聚合物/(mg/L)重铬/(mg/L)硫代/(mg/L)亚硫/(mg/L)59 下体系表观黏度/(mPas)0 d2 d10 d30 d50 d90 d20003001500027529232627253626 32000400200030272342243596001650905200050025005026792133901576037801890250040020000460382365335128692500500200050445101545702510066802280250070025001004522750698031200165001258030005002000061247340136618987300060020005063556986503126099806560300070025001006263570175507390038950215303500700200050901586014760323701456010440350070025001008896520651907365010000086800350070025002008951000001000001000001000001000004000500250001513126587163624819340006002500501495755021650368001865015640400070025001001486856088500100000100000100000不同质量浓度下的体系成胶时间和强度汇总见表 2。聚铬交联调剖体系的成胶监测结果表明，随着各组分质量浓度的增加，成胶表 2成胶时间和强度汇总聚合物/(mg/L)重铬/(mg/L)硫代/(mg/L)亚硫/(mg/L)成胶时间/d成胶强度/(mPas)2000 4000300 7001500 25000不成胶2000 4000500 7002000 250030 502 510000 40000(成胶不稳定)2500 3500500 7002000 250050 1002 420000 700003500 400070025001001 2100000强度增大，成胶时间变短，成胶时间及成胶强度可根据亚硫酸氢钠的质量浓度进行控制。考虑亚硫酸氢钠质量浓度为 0 时不成胶，质量浓度小于 50 mg/L 时成胶不稳定，且目标井组属高孔高渗油藏、水流优势通道发育明显，因此实际实施时将亚硫酸氢钠的质量浓度增至 200 mg/L，以保证现场实施的可控性。参考实验室成胶强度分级以及渤海地区的调剖实施经验，针对高孔高渗油藏，体系的成胶强度应大于 10000mPas，且稳定性至少大于 30 d，才能实现对水流优势通道的有效封堵。综合考虑后推荐聚合物质量浓度为 2500 4000 mg/L，重铬质量浓度为 500 700 mg/L，硫代质量浓度为 2000 2500 mg/L，亚硫质量浓度为 50 200 mg/L。1 3封堵性实验采用长30 cm、渗透率2500 5000 mD 的4 组均质岩心，用现场注入水配制聚铬交联调剖体系(聚合物质量浓度为3000 mg/L，重铬质量浓度为500 mg/L，硫代质量浓度为 2000 mg/L，亚硫质量浓度为 100 mg/L)，以1 mL/min 流速向岩心注入配制好的体系溶液02 PV(Pore Volume，岩心孔隙体积)，59 恒温放置5 d，进行岩心封堵实验，观察注入前后渗透表 3体系封堵实验结果岩心编号堵前水相渗透率/mD堵后水相渗透率/mD封堵率/%125007896 92300010296 63400023394 24500035592 9率变化情况，以评价体系的封堵性10。实验结果见表 3。封堵实验结果表明，由于不同岩心的堵前水相渗透率不同，因此封堵率也略有差异，但聚铬交联体系在不同渗透率岩心上都实现了有效封堵，封堵率达92%以上，能够满足封堵目标井组水流优势通道的需求。6广东石油化工学院学报2023 年1 4耐冲刷性实验采用长为 30 cm，平均渗透率为 3000 mD 的岩心，抽空饱和水，然后注入聚铬交联体系(聚合物质量浓度3000 mg/L，重铬质量浓度 500 mg/L，硫代质量浓度 2000 mg/L，亚硫质量浓度 100 mg/L)溶液 0 5PV 后放置3 d，后续进行水驱，测定不同孔隙体积下的注入压力，考察体系的耐冲刷性(见图 1)。由图 1 可以看出，候凝后聚铬交联调剖体系的水驱阻力系数迅速上升，水冲刷 20 PV 后，阻力系数图 1耐冲刷实验仍能达到 28，耐冲刷性能良好。2现场实施2 1注入流程及概况聚铬交联调剖体系段塞采用的调剖设备流程如图 2 所示。首先计算好调剖体系各组分的下料配比，通过调剖控制间进行聚合物溶液配制，聚合物溶液配制并熟化完成后，通过交联剂搅拌罐及隔膜泵加入调剖体系的其余组分，在熟化罐中充分搅拌均匀后，通过柱塞泵挤注到目标井中。根据 Q 油田 E16 井组的物性特征、优势通道发育及油藏潜力情况，方案设计聚铬交联调剖体系注入量为 18000 m3，实际注入 18500 m3，按照方案设计要求完成注入。施工周期 52 d，施工过程中注入压力逐步从 3 0 MPa 爬升至 7 5 MPa，调剖施工过程见图 3。图 2聚铬交联体系注入工艺流程图 3E16 井调剖施工过程2 2封堵效果评价压降曲线和吸水指示曲线变化情况是判断调剖作业封堵效果的重要手段之一(见图 4、图 5)，从图 4、图 5 中可看出，调剖前后压降曲线明显变缓，吸水指数曲线上移，表明高渗条带得到有效封堵。图 4E16 井压降曲线变化情况图 5E16 井吸水指示曲线变化情况2 3增油效果评价E16 井进行调剖后，对优势通道进行了有效封堵，受益井产油递减趋势得到了有效抑制，增油效果明显。有效期大于 18 个月，采用企业标准方法计算所得到的累增油量为 19841 1m3。井组增油情况如表 4所示。7第 1 期华科良等:聚铬交联调剖体系在海上油田的应用表 4井组增油情况月份/井号E03E17E25hE28hJ20hJ21hJ22m月合计/m32019 年 11 月03697940198108632302019 年 12 月0679163 901401015438732020 年 1 月0208220 401510242041642020 年 2 月1161012673519940051502020 年 3 月1420104 5174 813955651273074462020 年 4 月1197120 0242 75942031467070882020 年 5 月2707145 5301 61481821514090222020 年 6 月921157 5322 1016594219279118742020 年 7 月624173 4258 9030433978273122412020 年 8 月543412 5294 6028673480528144892020 年 9 月1169569 4361 20187131620155082020 年 10 月1274618 3439 50262719600164392020 年 11 月2313612 0423 90321215800174642020 年 12 月797594 3447 60272911810151262021 年 1 月143414 6444 917422849310121272021 年 2 月0300 9561 3131723031810124232021 年 3 月428340 5786 32205175800156592021 年 4 月828324 6876 613299190015088典型受益井 E25H 井的生产特征曲线见图6，可以看出，调剖后产油下降的趋势得到抑制，在产液保持基本稳定的情况下，产油呈逐步上升趋势，且调剖作业结束后仍长期有效。3结论(1)对聚铬交联调剖体系进行了成胶监测，通过控制各组分质量浓度，该体系成胶时间及强度可控，长期热稳定性好。图 6典型受益井 E25 生产特征(2)聚铬交联调剖体系的封堵性实验及耐冲刷实验表明，该体系对岩心的封堵率达 92%以上，封堵性能良好。岩心中注入该体系后续