摘要:用引发聚合方法合成了AMPS/ AM/ AMC14S三元共聚物。室内基本性能实验评价表明 ,三元共聚物的耐温抗盐性较好。在温度90℃、 矿化度为16× 104mg/L 盐水条件下 ,浓度为3 000 mg/L 的AMPS共聚物溶液从 30℃升到90℃ 时 ,产品粘度保留率为3915 %;同样条件溶液经过 90 天的老化试验 ,粘度保留率为 6311 %;随着钙离子浓度的增加 ,三元共聚物粘度下降不明显 ,而 HPAM溶液粘度下降了89 %。使用中试产品在卫 18 - 4 井组开展了先导性矿场试验 ,聚合物驱转为水驱后 ,压力由 1514 MPa 降为 1315 MPa ,4 口井的含水低于注聚前的含水基质215个百分点 ,日产油高于注聚前2～4 t。
中原油田油藏温度高(70～140 ℃) ,地层水矿化度高(5 × 104～20 ×104mg/ L) ,聚合物驱油时对所用聚合物性能有特殊的要求 ,要求聚合物耐温抗盐性好。大庆及胜利油田聚合物驱油时所用的聚合物为部分水解聚丙烯酰胺(HPAM) 。HPAM在中原油田高温、 高矿化度油藏条件下易产生沉淀 ,致使水溶液粘度大幅度降低 ,因此不适应中原油田高温、 高矿化度油藏条件下的驱油需要。
在参考国内外耐温抗盐聚合物合成的基础上,我院与钻井院合作,进行了耐温抗盐AMPS共聚物室内合成实验研究。经过近3年的科技攻关,室内研制工作有了较大的突破。在此基础上进行了室内放大及中试生产,并选择卫18 - 4井组作为先导试验区,进行了聚合物驱矿场先导试验。
1 基本性能
AMPS三元共聚物合成反应条件为:单体总浓度10 %～15 %、 引发剂浓度 0101 %～0102 %,pH值为9 ,在 35～40 ℃反应 8 h 以上 ,由此可以得到转化率 97 %、 特性粘数 10～17 dl/ g的 AMPS三元共聚物。
111 增粘性
从图1中可以看出,AMPS共聚物在矿化度为16 ×104mg/ L 盐水(Ca2 +,Mg2 +:3 000 mg/ L)中具有较好的增粘性能。在温度 90 ℃条件下 ,浓度为3 000 mg/ L的聚合物溶液粘度达到 1610 mPa· s ,说明AMPS共聚物增粘性较好。当温度从 30 ℃升到90 ℃ 时 ,产品粘度由 4015 mPa· s降到 1515 mPa· s ,粘度保留率为3813 %,说明粘度保留率较高。
112 耐温性
从图 2 中可以看出,在温度 90 ℃、 矿化度为16 × 104mg/ L盐水(Ca2 +,Mg2 +: 3 000 mg/ L) 条件下 ,浓度为3 000 mg/ L 的AMPS共聚物溶液当温度从30 ℃ 升到90 ℃ 时 ,产品粘度由 4015 mPa· s 降到1610 mPa· s ,粘度保留率为 3915 %,说明 AMPS 共聚物高温条件下的粘度保留率较高 ,耐温性较好。
113 热稳定性
从图3可以看出,在温度 90 ℃条件下 ,浓度为3 000 mg/L 的AMPS三元共聚物在矿化度为 16 ×104mg/ L 盐水(Ca
2 +,Mg2 +: 3 000 mg/ L) 中 ,经过90 d 的老化试验 ,其粘度从 1610 mPa· s 下降到1011 mPa· s ,粘度保持率为 6311 % ,而相同条件下HPAM(国产 ,分子量为1 700 ×104) 25 天时粘度保持率为 17 %。说明AMPS三元共聚物耐温抗盐性
能及热稳定性好于 HPAM。
114 耐盐性及敏感性
从图 4 中可以看出 ,在矿化度 16 ×104mg/ L盐水中 ,随着钙离子浓度的增加 ,AMPS 三元共聚物的粘度下降不明显 ,而 HPAM(国产 ,分子量为1 700 × 104)对 Ca2 +等二价离子十分敏感 ,粘度下降了89 % ,下降幅度较大。说明 AMPS 三元共聚物的耐盐性及耐二价阳离子性能好于 HPAM。
总之 ,基本性能评价实验表明 ,AMPS 共聚物具有较好的耐温抗盐性能 ,在高温、 高矿化度盐水中具有较好的长期热稳定性。
2 矿场先导试验
卫18块位于卫城油田北部 ,为一断块油藏。区内有一东西向次级断层将卫 18 块分隔成南北两片 ,互不连通 ,北部有少量边水 ,构造高点在卫18 - 11井附近(图5) 。
卫18区块主力含油层系为沙河街组一段下部 ,从上至下划分为 5 个沉积时间单元即 5 个小层 ,其中 1 ,2 小层几乎全区发育 ,分布稳定 ,砂体发育最差的是3 小层。该区 1 ,2 小层平面非均质较强 ,渗透率变异系数大于 017 ,为强非均质 ,渗透率级差在1113～299之间 ,非均质系数在212～214之间 ,1 ,2小层层间较均质。
211 基本参数
试验区含油面积 0154 km2,储量为 6018 ×104t。 油层温度68℃,油藏原始地层压力17177 MPa ,饱和压力 7193 MPa ,压力系数 1107 ,目前压力15167 MPa。地面脱气原油密度 01923 g/ cm3,地层原油粘度4110 mPa· s ,原始气油比25 m3/ t ,地层水水型 CaCl2 型 ,地层水矿化度 68 600 mg/ L ,目前地层水矿化度 7105 ×104mg/ L , Cl-含量 4175 ×104mg/ L ,Ca2 +,Mg2 +含量1 101117 mg/ L。
试验井组为1 注 5 采 ,注水井为卫 18 - 4 ,油井为卫18 - 2 ,卫116 ,卫229 - 2 ,卫18 - 11。
212 剩余油分布
在动态分析油层动用状况的基础上,利用油藏数值模拟定量研究了剩余油分布 ,结果表明:
(1) 平面上剩余油主要分布在卫 18 - 6、 卫18 - 14及卫18 - 11井一线。
(2)纵向上沙河街组一段下部3 ,4 ,5小层储量小 ,潜力不大。1 ,2 小层原油物性好且比较均质 ,水井均吸水 ,储层动用好 ,水淹严重 ,剩余油分布零星 ,为本次试验的目的层。
(3)剩余油目前主要分布在主流线两侧低渗透区域和断层附近及油水井间的未波及区。
(4)卫18块井网完善 ,构造简单 ,油井多向受效 ,驱油效率已较高 ,再提高潜力不大;沙河街组一段下部 1 ,2 小层层内非均质严重 ,波及体积系数较小 ,仍可进一步挖潜层内剩余油。
213 设计和实施
根据室内驱油实验结果,并参考其他油田聚合物驱油经验 ,在考虑经济效益和风险因素后 ,按01034 PV孔隙体积设计驱油剂用量(表 1) 。设计不可及孔隙体积系数 K = 011 ,则聚合物驱油剂的用量为218 × 104m3。
在先导试验实施初期 ,根据示踪剂和产出液的监测结果 ,对实施方案作了两次调整 ,试验实际施工情况见表2。
214 效果
21411 单井
卫18 - 4 对应井卫 116 井、 卫 18 - 11 井及卫134井在施工5个月后产出液含水率逐渐下降 ,油量上升。其中卫116 井平均含水下降 315 % ,日增油2 t。卫18 - 2 和卫 18 - 6 井日产油及产出液含水率变化不大 ,主要原因可能是边水活跃 ,井区剩余油饱和度低 ,水驱潜力小。
21412 井组
井组生产动态总体上呈现以下特征:
(1) 产液量在施工前期下降 ,在后期趋于稳定。
(2)注聚开始后井组含水小幅下降 ,注聚结束后井组平均含水在 92 %～95 %之间波动 ,大约低于注聚前含水基值118～215个百分点。
(3)在注聚4 个月后 ,产油量下滑的趋势得到遏止 ,呈缓慢上升趋势 ,注聚结束后预计累计增油约014 × 104t。
3 初步的认识
(1)卫18 - 4井组自 2000 年 5 月 31 日实施聚合物驱以来 ,到2000年10月下旬井组已经见到增油降水的效果 ,目前含水约低于注聚前的含水基值215个百分点 ,而且有继续下降的趋势。4 口井的日合计产油量在10～13 t ,高于注聚前2～4 t ,而且有继续上升的趋势。
(2) 聚合物驱开始后 ,井组注入压力缓慢上升。试验初期注入压力为 11 MPa ,最高注入压力为1514 MPa ,聚合物驱结束转注水后压力保持在1315 MPa 左右 ,表明 AMPS 三元共聚物在中原油田中、 低渗透油藏注入性较好。
(3)通过井组聚合物驱前后油藏阻力系数对比 ,试验区油藏的渗流阻力有一定程度的增加 ,表明尽管注入液粘度与油藏原油粘度相比还不够高 ,但注入的聚合物溶液仍在一定程度上起到了改善油藏波及体积的作用。
(4)注聚后井组保持较高的注入压力及阻力系数 ,表明AMPS三元共聚物在中原油田油藏条件下具有较好的耐温抗盐性能 ,可在油藏中较长时间发挥作用。
