闭式注水油藏自分散型耐高温高盐调驱剂.pdf
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1、第41卷第1期2024年3月25日油田化学Oilfield ChemistryVol.41 No.125 Mar,2024http:/文章编号:1000-4092(2024)01-047-06闭式注水油藏自分散型耐高温高盐调驱剂*朱立国1,2,李勇锋3,陈维余1,2,孟科全1,2,卞涛1,张艳辉1,2,陈士佳1,2(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452;2.海洋石油高效开发国家重点实验室,北京 100028;3.中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东 深圳 518052)摘要:南海东部高温高盐油藏闭式注水井无地面注水流程,常规调驱剂无法在地面混配后注入地层,且由于
2、自分散性差,难以直接注入地层。以南海东部A油田为目标,从快速自分散和耐高温高盐两个角度出发,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)含量为40%的耐温耐盐聚合物为基础,辅以多酚类复合交联剂、多支链醇聚醚类分散剂等,通过反应成胶、机械研磨,制得自分散型耐高温高盐调驱剂。采用激光粒度仪、电子显微镜、动态光散射仪等,对调驱剂的粒径、微观形貌和表面电性进行了表征,评价了调驱剂的自分散性能、注入性能和剖面调整性能,并在南海东部A油田X井组进行了现场应用。结果表明,自分散型耐高温高盐调驱剂呈球形,初始粒径D50(粒径中值)为1.0911.63 m,通过调整配方、研磨条件或加热时间可调节调驱剂的粒径。调驱
3、剂颗粒表面呈负电,Zeta电位值为-19.30-26.1 mV。与常规油分散型颗粒调驱剂相比,该调驱剂自分散性好,遇水后能快速均匀分散,在注入水中的自分散率为90.0%,岩心注入压力仅为油分散型颗粒调驱剂的53.13%。调驱后,高渗透岩心的分流量由92.6%降至20.5%,低渗透岩心的分流量由7.4%增至79.5%,吸水剖面明显“反转”。现场实施效果良好,调驱剂施工爬坡压力为0.5 MPa,施工后最高日增油106 m3,阶段增油8900 m3。该调驱剂满足目标油田高温高盐条件,注入性好,增油效果明显,适合闭式注水油藏调驱。关键词:高温高盐油藏;闭式注水井;自分散;调驱剂文献标识码:ADOI:1
4、0.19346/ki.1000-4092.2024.01.007中图分类号:TE357开放科学(资源服务)标识码(OSID):*收稿日期:2023-04-25;修回日期:2023-06-21;录用日期:2023-07-22。基金项目:中国海洋石油集团有限公司十四五重大项目“海上油田大幅度提高采收率关键技术”(项目编号KJGG2021-05),中海油能源发展股份有限公司重大专项“增储上产关键技术产品研究”(项目编号HFKJ-ZX-GJ-2023-02)。作者简介:朱立国(1981),男,高级工程师,西北大学微生物专业硕士(2007),从事海上油田调剖堵水技术的研究与应用,通讯地址:300452
5、天津市滨海新区闸北路3号钻采工程研究院,E-mail:。0前言随着海上油田的不断开发,注水已经成为保持地层能量、提高油田开发效果的重要措施1-6,但由于储层非均质性严重、油水黏度比大等原因,导致注入水突进现象严重,进而导致油井高含水7-12。南海东部注水油田多数为高温高盐油藏,且由于平台流程限制,大部分采用闭式注水的方式进行地层能量补充13-16,即:将水源层水通过井下管柱注入同一口井内的目标注水层,整个注水过程在同一井筒内进行,不通过地面流程,节省了平台空间,同时依靠水源层水的压力作为注水动力,降低了油田能耗17-19。由于这种注水方式仍处于起步阶段,行业内无调驱经验可循,特别针对南海东部油
6、田,调驱需要解决两个难点:(1)要求调驱剂在井下遇到注入水后,在无搅拌条件下能快速混匀,避免出现堵塞井筒或后续调驱剂、注入水难以注入的问题;(2)要求调驱剂在高温高盐条件下的稳定性好,能长期有效。本文针对南海东部A油田,从快速自分散和耐高温高盐两个角度出发,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺油田化学2024年http:/酸(AMPS)含量为40%的耐温耐盐聚合物为基础、辅以多酚类复合交联剂、多支链醇聚醚类分散剂等为原料,通过反应成胶、机械研磨,研制了自分散型耐高温高盐调驱剂。对该调驱剂的粒径、微观形貌、表面电性、自分散性能、注入性能和剖面调整性能进行了系统评价,并在南海东部A油田进行现场应用。1实验
7、部分1.1材料与仪器AMPS含量为40%的耐温耐盐聚合物,相对分子质量10001041200104,东营市盛聚化工有限责任公司;多酚类复合交联剂,固含量25%28%,中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司;多支链醇聚醚类分散剂,有效含量95%,胜利油田胜利化工有限责任公司;油分散型颗粒调驱剂,主要成份为柔性微凝胶,有效含量25%,中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司;南海东部A油田原油,地下黏度220.4 mPa s;南海东部A油田现场注入水,矿化度39 280.48 mg/L,离子组成(单位mg/L)为:K+Na+13 398.87、Mg2+150.29、Ca2+1336.05、Cl-
8、23 474.51、SO42-348.89、HCO3-571.87;模拟岩心,外径38 mm、长100 mm,中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司。JMF-50型胶体磨,上海爱思杰制泵有限公司;UFE500型恒温烘箱,德国Memmert公司;Mastersizer3000型激光粒度仪、Zetasizer Nano ZS90动态光散射仪(带电位分析模块),英国马尔文仪器有限公司;EM-30型电子显微镜,韩国库赛姆有限公司。1.2实验方法1.2.1自分散型耐高温高盐调驱剂的研制按照0.3%0.5%(质量分数,下同)耐温耐盐聚合物、1.0%1.2%多酚类复合交联剂的加量,用现场注入水配制耐温耐盐
9、本体冻胶体系,置于60 恒温烘箱中等待成胶。用现场注入水配制 0.5%0.6%分散剂,然后将分散剂加入成胶体(分散剂和成胶体质量比为1 1)中,通过胶体磨研磨出微米级的自分散耐高温高盐调驱剂。1.2.2自分散型耐高温高盐调驱剂的表征(1)粒径表征。配制1%自分散耐高温高盐调驱剂工作液,采用激光粒度仪测试不同时间下的粒径变化。(2)微观结构分析。配制1%自分散耐高温高盐调驱剂工作液,置于110 烘箱内反应。分别于0 h、老化反应72 h时取出自分散耐高温高盐调驱剂样品,用去离子水分别将样品稀释至0.05%,搅拌5min,超声5 min。将溶液滴至铜网,冻干后将载有样品的铜片粘在样品座上的导电胶带
10、上,采用电子显微镜观察样品的微观结构。(3)表面电性分析。按照不同浓度分别配制自分散耐高温高盐调驱剂、油分散型颗粒调驱剂,采用动态光散射仪测试样品的Zeta电位值。1.2.3自分散性能评价取一支 500 mL 的量筒,称取质量为 m1,加入300 g现场注入水;分别称取30 g自分散耐高温高盐调驱剂、油分散型颗粒调驱剂,在静止条件下采用滴管缓慢加入量筒中,静置1 h后,采用吸管移出上层分散液,称取沉积层和量筒的总质量为m2。按式(1)分别计算自分散耐高温高盐调驱剂、油分散型颗粒调驱剂的分散率F:F=30-(m2-m1)30100%(1)1.2.4注入性能评价(1)按照常规单岩心物模实验方法,选
11、择3根南海东部A油田模拟岩心(孔隙度23.5%,渗透率60010-3m2),饱和水、饱和油,然后水驱至含水98%。(2)打开中间容器,先加入注入水,然后将1%自分散耐高温高盐调驱剂缓慢加入中间容器中(不搅拌,模拟闭式注水井井下条件),导通物模装置,记录不同注入量下的注入压力。(3)重复步骤(2),将1%自分散耐高温高盐调驱剂换成现场注入水、1%常规油分散型颗粒调驱剂,通过不同注入介质压力的对比评价自分散耐高温高盐调驱剂的注入性能。1.2.5剖面调整性能评价(1)按照常规双管并联物模实验方法,依次对高渗透岩心(孔隙度23.5%,渗透率60010-3m2)、低渗透岩心(孔隙度20.2%,渗透率50
12、10-3m2)饱和水、饱和油,然后连接双管模型装置,水驱至含水98%,分别记录高、低渗透岩心的出液量,计算分流量。(2)打开中间容器,先加入注入水,然后将1%自分散耐高温高盐调驱剂缓慢加入中间容器中(不搅48第41卷第1期http:/拌,模拟闭式注水井下条件),向双管模型中注入0.5 PV自分散耐高温高盐调驱剂工作液。(3)将双管岩心置于110 烘箱中,老化反应72 h。(4)再次对双管模型进行水驱至含水98%,分别记录高渗透岩心、低渗透岩心的出液量,计算分流量。2结果与讨论2.1自分散型耐高温高盐调驱剂的制备不同配方浓度的自分散型耐高温高盐调驱剂经过胶体磨(剪切间距设置为15 m)研磨后,形
13、成的粒径结果见表1。在实验浓度配方范围内,制得的自分散型耐高温高盐调驱剂的D50(累计颗粒粒度分布百分数达到 50%时所对应的粒径)为 1.0911.63 m。可根据现场需求,调整配方或研磨条件,制备出目标粒径的自分散型耐高温高盐调驱剂。2.2自分散型耐高温高盐调驱剂的表征2.2.1微观结构分析由图1可见,初始颗粒的微观结构整体呈单一球形,大小均一;在110 下老化反应72 h后,颗粒之间相互黏连,形成颗粒簇,可提高封堵效果。2.2.2粒径表征按表1配方制备自分散型耐高温高盐调驱剂,老化反应 72 h 后的初始粒径 D50由之前的 1.0911.63 m 增至 3.4623.11 m,膨胀倍数
14、为 1.903.17。结合图1(b),说明调驱剂颗粒进入地层后,能通过相互之间黏连或微膨胀形成更大粒径的调驱颗粒,封堵水流优势通道,实现调驱的目的。2.2.3表面电性0.5%油分散型颗粒调驱剂与0.5%、1.0%、10%自分散型耐高温高盐调驱剂的 Zeta 电位分别为-4.93、-19.30、-20.9、-26.1 mV。测试调驱剂样品表面均带负电荷。与常规油分散型颗粒调驱剂相比,相同浓度的自分散型耐高温高盐调驱剂具有更高的Zeta电位(绝对值),说明自分散型耐高温高盐调驱剂在注入水中分散后具有更好的稳定性。同时,随着自分散型耐高温高盐调驱剂浓度的增加,其Zeta电位(绝对值)逐渐升高,稳定性
15、进一步变好。2.2.4自分散性能不同类型调驱剂在现场注入水中的自分散率见表2。与油分散型颗粒调驱剂相比,自分散型耐表1不同配制条件下的自分散型耐高温高盐调驱剂的粒径Table 1Particle size of self-dispersed high-temperature andhigh-salt profile control and flooding agents ondifferent conditions本体冻胶配方耐温耐盐聚合物加量/%0.30.30.30.40.40.40.50.50.50.30.30.30.40.40.40.50.50.5多酚类复合交联剂加量/%1.01.11.
16、21.01.11.21.01.11.21.01.11.21.01.11.21.01.11.2分散剂加量/%0.50.50.50.50.50.50.50.50.50.60.60.60.60.50.50.50.50.5自分散型耐高温高盐调驱剂D50/m1.092.963.793.825.316.749.369.8511.413.464.014.753.775.586.999.189.5111.63(a)初始图1自分散型耐高温高盐调驱剂的微观结构Fig.1Microstructure of self-dispersed high-temperature andhigh-salt profile co
17、ntrol and flooding agents表2不同类型调驱剂的自分散能力Table 2Self-dispersion ability of different types of profilecontrol and flooding agents颗粒类型油分散型颗粒调驱剂自分散型耐高温高盐调驱剂量筒质量/g205.7205.1沉积层和量筒总质量/g234.8208.1自分散率/%3.090.0(b)老化反应72 h1 m1 m朱立国,李勇锋,陈维余等:闭式注水油藏自分散型耐高温高盐调驱剂49油田化学2024年http:/高温高盐调驱剂自分散率更高。在井筒与注入水混合后,无需搅拌,即能较
18、好地分散于注入水中,随注入水一起注入地层。2.2.5注入性能不同注入介质下的注入压力变化情况见图2。与注水相比,注入调驱药剂均会使注入压力提高。与常用的油分散型颗粒调驱体系不同,自分散型耐高温高盐调驱剂的注入压力更低。注入 2.5 PV后,自分散型耐高温高盐调驱剂的注入压力仅为油分散型颗粒调驱体系的53.13%,具有较好的注入性能。2.2.6剖面调整性能自分散型耐高温高盐调驱剂对高、低渗透岩心的剖面调整性能见图3。自分散型耐高温高盐调驱剂调驱前,高、低渗透岩心注水的分流量依次为92.6%、7.4%。调驱后,高、低渗透岩心注水的分流量依次为20.5%、79.5%,说明调驱剂对高渗透岩心实施了有效
19、封堵,使原高、低渗透岩心分流量出现反转,剖面得到有效改善。2.3现场应用2.3.1井组概况南海东部A油田X井组水源层温度110,注入层温度74,现场水矿化度39 280.48 mg/L,注入层位HJ2-21层,斜厚7.9 m,垂厚7.1 m,渗透率分布为34.210-3662.310-3m2,渗透率级差19.4,突进系数7.4,变异系数1.01,非均质性较强。目前1注4采,井下泵注入口压力为20.98 MPa,对应油井含水率为33.5%88.3%,井组综合含水率为76.5%。2.3.2现场实施情况及措施效果X井组累计注入自分散型耐高温高盐调驱工作液15 000 m3,爬坡压力0.5 MPa,现
20、场注入顺利,井组最高日增油106 m3,措施后1个月内平均含水率下降3.2%,阶段增油8900 m3。3结论以耐温耐盐本体冻胶体系为基础,辅以多支链醇聚醚类分散剂,通过胶体磨研磨,制得微米级的自分散型耐高温高盐调驱剂,其微观结构整体呈球形,粒径可调、可控。自分散型耐高温高盐调驱剂颗粒表面呈负电,Zeta电位值为-19.30-26.1 mV;在注入水中的自分散率为90.0%,具有较好的稳定性。同时,该调驱剂具有较低的注入压力,仅为油分散型颗粒调驱体系注入压力的53.13%。封堵岩心后,高渗透岩心的分流量由92.6%下降至20.5%,低渗透岩心的分流量由7.4%上升至79.5%。自分散型耐高温高盐
21、调驱剂进入地层后,能通过颗粒相互之间的黏连或微膨胀,形成更大粒径的调驱颗粒簇,封堵水流优势通道,实现注水剖面反转,达到调驱的目的。南海东部A油田X井组现场试验进一步表明:自分散型耐高温高盐调驱剂注入性好,增油效果明显,适合闭式注水井调驱。参考文献:1 杨子腾,张丰润泽,张艺夕,等.RAFT水溶液聚合制备调驱用凝胶分散体及其性能评价 J.油田化学,2023,39(3):图2不同调驱体系在岩心中的注入压力Fig.2Injection pressure of different profile control and flood-ing agents in rock cores图3自分散型耐高温高盐
22、调驱剂调驱前后高、低渗透岩心的分流量Fig.3Flow rate of rock cores with high or low permeability dis-placingbeforeor afterprofilecontrolandfloodingagent0.200.160.120.080.040注入量/PV0.501.01.52.02.5自分散型耐高温高盐调驱剂油分散型颗粒调驱剂现场注入水高渗透岩心低渗透岩心100806040200注入量/PV1.10.12.13.14.15.1注入压力/MPa岩心分流量/%50第41卷第1期http:/418-424.YANG Z T,ZHANG
23、F R Z,ZHANG Y X,et al.Preparation andperformance evaluation of gel dispersion for profile-controllingand flooding by aqueous RAFT polymerization J.OilfieldChemistry,2023,39(3):418-424.2 吴天江,鄢长灏,赵海峰,等.低渗透油藏水凝胶调驱剂的制备及封堵性能评价 J.油田化学,2023,40(1):51-55.WU T J,YAN C H,ZHAO H F,et al.Preparation and plugging
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