海上高温高盐油藏层内沉淀深部调驱体系研究与应用.pdf

盐科学与化工Journal of Salt Science and Chemical Industry第53卷第4期2024年4月收稿日期：2023-09-25基金项目：中海油田服务股份有限公司科技项目“层内沉淀调剖调驱技术研究（二期）”（YSB20YF0002）；中国海洋石油集团有限公司海油众创项目“海上油田低成本无机在线调驱体系规模化应用研究”（HYZC-2022-01-060-YF）作者简介：郑玉飞(1986)，男，硕士，高级工程师，主要从事海上油田提高采收率工作。联系方式：022-59552387，18622426571，海上高温高盐油藏层内沉淀深部调驱体系研究与应用郑玉飞，朱彤宇，宫汝祥，李翔，覃庆波，柏溢（中海油田服务股份有限公司，天津300459）摘要：针对常规调驱体系因注入困难、耐温抗盐性差及价格昂贵，难以满足海上高温高盐油藏深部调驱需求的问题，研发出一种以Na2SiO3为主剂的层内沉淀深部调驱体系。通过化学分析、仪器检测和物理模拟等多种方法对体系进行了配方优化和性能评价。实验研究结果表明：调驱体系的最佳母液配方组成为7%硅酸钠+30%沉淀控制剂A+1.0%沉淀控制剂B，该配方可与现场注入水中的成垢离子反应生成粒径为67.0123.1 nm的颗粒，在向地层深部运移过程中由小到大逐渐聚并成粒径为42.647.4 m的无机沉淀，封堵水窜通道最终实现深部液流转向。该调驱体系耐温150，在50500 mD岩心均具有良好的注入性，沉淀后封堵率可达 95.9%，对于渗透率级差为 820 的双岩心提高采收率幅度可达 11.0%16.4%。矿场试验表明，层内沉淀调驱体系注入性好、工艺简单，稳油控水效果显著，W油田A井组实施措施后日增油超25 m，含水率平均下降13.3%，累计增油达到7 675 m。技术对于海上高温高盐油田开发具有良好的示范作用。关键词：层内沉淀；高温高盐；性能评价；深部调驱；矿场试验中图分类号：TE357文献标识码：A文章编号：2096-3408（2024）04-0050-05Research and Application of In-situ SedimentationDeep Profile Control System in Offshore HighTemperature and High Salt ReservoirZHENG Yufei，ZHU Tongyu，GONG Ruxiang，LI Xiang，QIN Qingbo，BAI Yi（China Oilfield Services Limited，Tianjin 300459，China）Abstract：In order to solve the problems that conventional control and flooding systemscouldn t meet the requirements of offshore oil fields with high temperature，high salt and low permeability due to injection difficulties，poor temperature resistance and salt resistance，or lowsweep efficiency，an in-situ precipitation profile control and flooding system based on Na2SiO3wasdeveloped.Formulation optimization and performance evaluation of the system were carried out bychemical analysis，instrument detection and physical simulation.Experimental results showed thatthe optimal formula for controlling and flooding was composed of 7%main agent+30%controlagent A+1%control agent 2.The formula diluted in injected water could produce 67.0123.1 nmdispersed particles，it gradually aggregates from small to large and forms a precipitate with a particle size of 42.647.4 m，which gradually blocks the water channel to realize the deep flow diver501前言随着海上油田开发力度不断加大，中深层高温高盐油藏等难采储量占比逐年增加，目前探明储量达1.4亿m3 1。由于中深层高温高盐油藏埋藏深，孔喉细小、储层连通性差，导致水驱开发效果不佳，目前海上中低渗油田采出程度仅为8.8%，远低于陆地油田平均水平2-4。目前调驱技术作为海上油田改善水驱开发效果的重要手段已得到广泛应用56。早在2003年渤海油田即开展了早期注聚矿场试验累积增油量已超过500万m3 7-10，但聚合物调驱体系不能耐高温、高矿化度，在高温高盐条件下易降解失效11-12。曹伟佳等13、宋立志等14针对海上高温高盐油田开展无机调驱体系研究，获得的Na2SiO3和CaCl2无机凝胶调驱体系耐温抗盐、封堵能力强，但调驱体系反应速度快、注入性差，只能对近井地带进行小规模处理，不易注入地层深部，无法实现大剂量深部增阻改流要求。唐孝芬等15-17利用地层水中的成垢离子，研发出单液法无机涂层调驱体系，并成功应用于多个油田，但体系凝胶生成时间仅为 16 h，深部运移性能仍有待提升。为满足海上高温高盐油田的深部调驱需求，文章以南海W油田为研究对象，开展了层内沉淀无机调驱技术研究，通过化学分析、仪器检测及物理模拟等手段对体系的配方组成、注入性能、封堵性能和耐温性能进行了优化评价，最终获得了适用于该油田的层内沉淀调驱母液配方（7%Na2SiO3+30%控制剂A+1.0%控制剂B），并将其成功应用到南海W油田A井组，措施后增油7 675 m3，井组平均含水下降13.3%，对海上高温高盐油田深部调驱具有很好的借鉴意义。2层内沉淀调驱液的配制2.1试剂与仪器试剂。沉淀主剂，Na2SiO3；沉淀控制剂A，-萘磺酸甲醛缩合物钠盐；沉淀控制剂B，羟基乙叉二膦酸钠；氯化钠、氯化镁、氯化钙、碳酸氢钠、硫酸钠和去离子水等；南海A油田注入海水，离子组成为：钠离子6486mg/L，钾离子4325mg/L，钙离子1347mg/L，氯离子 19 127 mg/L，碳酸氢根离子 149 mg/L，硫酸根离子2 848 mg/L。仪器。烧杯、玻璃棒、量筒、容量瓶、电子天平、比色管、试管、搅拌器、激光粒度仪、恒温箱和岩心驱体实验装置（图1）等。2.2层内沉淀调驱技术原理常规Na2SiO3调驱体系与注入水中的成垢离子会迅速反应生成粒径为几十微米的沉淀颗粒，严重影响调驱体系的注入性。层内沉淀调驱体系通过引入沉淀控制剂A和沉淀控制剂B两种药剂，实现了沉淀颗粒的初始粒径聚并和沉降速度可控。沉淀控制剂A是一种-萘磺酸甲醛缩合物钠盐，可吸附在无机沉淀颗粒表面通过位阻作用延缓颗粒聚并增大，沉淀控制剂B为羟基乙叉二膦酸钠，可以吸附在沉淀颗粒表面通过静电效应延缓颗粒聚并sion.The system had good injectability and plugging rate after precipitation could reach 95.9%for50500 mD cores at 150.Enhanced oil recovery could reach 11.0%16.4%under the conditionof permeability gradient of 820.Field test showed that self-generated sedimentation control system had good injection performance，simple process and remarkable effect of oil stabilization andwater control.After the measures，daily oil increase of well group A of W oilfield was over 25 mand water cut decreased by 13.3%on average.The accumulative oil increase reached 7 675 m.The technology has a good demonstration role in the development of offshore high temperature andhigh salt oil fields.Key words：Intra-layer sedimentation；High temperature and high salt；Performanceevaluation；Deep profile control and flooding；Field test图1层内沉淀调驱体系物模实验流程Fig.1Physical model experiment process of intra layer precipitationprofile control and flooding system注入水层内沉淀体系原油郑玉飞，等：海上高温高盐油藏层内沉淀深部调驱体系研究与应用51盐科学与化工第53卷第4期2024年4月沉淀。利用沉淀控制剂A与沉淀控制剂B的协同作用可有效延缓硅酸钠与注入水中成垢离子的反应速度，可将沉淀颗粒控制在纳米级并长时间维持。随着体系向地层深处运移，两种沉淀控制剂会不断稀释、失效，纳米级颗粒会逐渐聚并沉淀，因此最终沉淀的数量和粒径不会受沉淀控制剂影响。2.3层内沉淀调驱体系优化为筛选最佳的层内沉淀调驱配方体系，实验中首先将沉淀主剂与沉淀控制剂用淡水配成不同浓度的母液，然后在现场注入水稀释至100倍，使用多重光散射仪测量溶液中无机颗粒的初始生成粒径、最终沉淀粒径和稳定性指数（TSI）。为减少实验组数，文章采用正交试验来筛选最优体系配方。Na2SiO3浓度越高最终沉淀量越大，封堵效果越好，但Na2SiO3浓度过高导致溶解困难，实验中选择Na2SiO3质量分数分别为3%、5%和7%；沉淀控制剂A浓度越高，生成无机颗粒的初始粒径越小，但沉淀控制剂A用量过大会导致施工成本过高，因此实验中选择沉淀控制剂A质量分数分别为10%、20%和30%；沉淀控制剂B浓度越高，无机颗粒聚并沉降速度越慢，但沉淀控制剂 B溶解性较差，使用浓度不宜过高，实验中选择沉淀控制剂 B 质量分数分别为0.5%、1.0%和 1.5%。具体实验方案及测试结果见表13。从实验结果可知，沉淀控制剂A是体系初始粒径的主要控制因素，Na2SiO3与控制剂 B 浓度一定时，控制剂A浓度越高，体系初始粒径越小，综合考虑药剂效果和成本，确定母液中控制剂 A 浓度为30%。控制剂 B 是体系稳定性的主要控制因素，Na2SiO3与控制剂 A 浓度一定时，控制剂 B 浓度为1.0%时稀释后的浓度稳定性最佳，这是因为控制剂B可以吸附在生成颗粒的表面产生电荷排斥作用，从而保证调驱体系在初始阶段形成稳定的分散颗粒，控制剂B浓度为0.5%时因用量过低影响药剂效果，浓度为1.5%时因溶解性变差导致调驱体系稳定性下降，因此最终确定母液中控制剂 B 的浓度为1.0%。从表中可知，母液中Na2SiO3浓度对调驱体系性能影响较小，考虑到药剂浓度越高现场配制母液的工作量越小，因此确定母液中Na2SiO3浓度为7%。另外，从表中还可以看出，不同配方的层内沉淀调驱体系完全沉淀后的颗粒最终粒径基本相同。无控制剂时，7%的沉淀主剂加到注入水中会瞬间反应发生聚沉，而筛选出的7%沉淀主剂+30%控制剂A+1.0%控制剂B稀释到注入水中则具有很好的稳定性，能够在较长时间（7 d）内维持分散均匀的溶液状态。3层内沉淀调驱液性能评价3.1耐温性能层内沉淀调驱体系的耐温性能评价方法是将优选出的层内沉淀调驱体系母液用注入水稀释至不同浓度，然后在不同温度下测试体系的初始粒径与稳定性指数变化规律，实验结果见图2。从图中可以看出，150 和室温下体系的初始粒径无明显差别，表明体系耐温性能良好。3.2注入性能选取水测渗透率为50500 mD的柱状岩心，首先用注入水饱和，然后使用优选出的层内沉淀母液配方（用注入水分别稀释至 100 倍）和注入水以1 mL/min 的速度水驱至岩心两端压差保持稳定，然后计算水测渗透率，评价体系在不同渗透率条件下表1层内沉淀调驱体系配方优化实验统计表Tab.1Statistical table of formula optimization experiment of intra layerprecipitation profile control and flooding system编号123456789Na2SiO3/%333555777沉淀控制剂A/%102030102030102030沉淀控制剂B/%0.51.01.51.01.50.51.50.51.0初始粒径/nm95.1114.367.0121.2117.1103.3123.193.091.2最终粒径/m42.644.344.543.747.744.645.342.844.8稳定性指数8.615.910.68.914.69.511.29.56.9K1K2K3RNa2SiO392.2109.8113.921.7沉淀控制剂A113.1107.587.225.9沉淀控制剂B97.2108.9102.411.7表2体系初始粒径分析表Tab.2Analysis table of system initial particle size表3体系稳定性指数分析表Tab.3Analysis table of system stability indexK1K2K3RNa2SiO311.710.110.11.6沉淀控制剂A9.512.38.93.4沉淀控制剂B13.18.311.44.852初始粒径/nm12011010090807060100200300400500600700稀释倍数/倍25 150 图2不同温度下体系初始粒径对比Fig.2Comparison of system initial particle size of differenttemperatures的注入性能，实验结果见图3。可以看出，不同稀释倍数下调驱体系的系注入阻力系数为1.22.6，与空白水驱接近，表明体系具有良好的注入性能。3.3封堵性能选择不同渗透率的岩心，以1 mL/min 的速度注入1.0 PV的优化层内沉淀调驱体系（用注入水稀释100倍），分别静置10 d，测试残余阻力系数和封堵率，实验结果见图4。由图可知，在水驱和层内沉淀调驱阶段，注入阻力系数仅为1.252.00，表明体系注入性良好，可以快速向地层深部运移；调驱体系注入结束后，静置10 d再进行后续水驱，此时药剂体系已经在岩心中充分沉淀，因此注入压力显著增高，残余阻力系数可达 8.7524.50，封堵率达到88.6%95.9%，证明体系封堵强度很高，可以有效封堵地层深部的水窜通道。从图中还可以看出，随着岩心渗透率增加，调驱体系封堵效果略有降低，但最终封堵率仍维持在88.6%，进一步证明该体系具有良好的封堵能力。3.4驱油效果采用双岩心并联实验进行驱油效果评价，实验方案为：水驱至98%+0.5 PV层内沉淀调驱体系（用注入水稀释 100 倍，注入后静置 10 d）+后续水驱至 98%，计算调驱体系的提高采收率程度，实验结果见图5。从图中可以看出，随着岩心渗透率级差的增加，水驱采收率降低。注入调驱体系后再进行后续水驱，采收率显著增加，且增幅随着渗透率级差增加而增大，最高可达 16.4%，表明该体系可以有效实现液流转向，扩大水驱波及体系，提高原油采收率。4现场试验W油田储层温度高达143，注水矿化度超过3104mg/L，渗透率为34478 mD。该油田A井组为注入压力/MPa0.050.040.030.020.01001234注入PV数（a）500 mD岩心注入压力/MPa0.050.040.030.020.01001234注入PV数（b）300 mD岩心注入压力/MPa0.050.040.030.020.01001234注入PV数（c）150 mD岩心注入压力/MPa0.050.040.030.020.01001264注入PV数（d）50 mD岩心图3不同渗透率下体系注入性评价Fig.3Evaluation of system injectability under different permeability567895653图4不同渗透率下残余阻力系数和封堵率Fig.4Residual resistance coefficient and plugging rateunder different permeability注入压力/MPa5432100.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5注入PV数500 mD150 mD50 mD水驱剂驱后续水驱郑玉飞，等：海上高温高盐油藏层内沉淀深部调驱体系研究与应用53盐科学与化工第53卷第4期2024年4月1注6采井网，受效油井中A1井和A2井含水已超过80%，而其他油井含水很低（2.0%23.7%），注水沿优势渗流通道窜进严重。2020-10-092021-04-09对A井组开展层内沉淀调驱作业，累计注入调驱剂10.32万m3，作业期间注入压力从15.3 MPa缓慢上升至18.1 MPa（平均升压速度为0.015 MPa/d），A1井含水从施工前的82%降至62.3%，A2井含水从80.5%降至73.5%，井组日增油超25 m，累计增油达到7 675 m。表4为措施前后生产状况对比。5结论1）针对海上高温高盐油田非均质性强、注入压力高、温度高、矿化度高，常规调驱措施难以适用的问题，研发出层内沉淀无机调驱技术，利用注入水中成垢离子生成纳米级分散颗粒，并在向地层深部运移过程中逐渐聚并沉淀，实现深部液流转向。2）配方筛选结果表明最佳母液配方为 7%的Na2SiO3+30%的控制剂A+1.0%的控制剂B，该配方稀释到注入水中具有良好的稳定性，能够在较长时间内维持分散均匀的溶液状态。性能评价结果表明层内沉淀调驱体系耐温性强，在渗透率为 50500 mD的岩心中都具有很好的注入性和封堵性，对渗透率级差为820的双岩心提高采收率幅度可达11.0%16.4%。3）矿场试验结果表明，层内沉淀调驱体系可采用浓缩母液在线注入，施工工艺简单、升压平稳，措施后井组含水率平均下降 13.3%，累计增油达到7 675 m，稳油控水效果显著，表明技术在海上油田具有良好的应用前景。参考文献1徐文江，谭先红，余焱冰，等.海上低渗透油田开发基本矛盾和主控因素研究 J.石油科技论坛，2013，32（5）：12-16，64-65.2张冲，杨朝强，汪新光，等.北部湾盆地复杂低渗储层品质分级表征 J.断块油气田，2022，29（4）：483-488.3范白涛，陈峥嵘，姜浒，等.中国海油非常规和海上低渗储层压裂技术现状与展望 J.中国海上油气，2021，33（4）：112-119.4邓运华，徐建永，孙立春，等.国家科技重大专项支撑中国海油增储上产 J.石油科技论坛，2021，40（3）：56-71.5何宏，王业飞，张健，等.海上油田深部调驱用冻胶体系强度调控机制及运移特性 J.油气地质与采收率，2015，22（2）：98-102.6张恩臣.高温凝胶调剖剂的研制及应用 J.钻采工艺，2011，34（5）：107-109，111.7于萌，铁磊磊，李翔，等.驱油用聚合物在渤海油田中高渗储层的适应性实验研究 J.油气藏评价与开发，2020，10（6）：40-45.8周长静，陈定朝，曹宝格，等.渤海绥中油田J3井疏水缔合聚合物驱注入程序及段塞优化设计 J.钻采工艺，2005，28（6）：40-42.9杨光，张凤英，康晓东，等.多孔介质中两亲聚合物驱稠油渗流规律实验研究 J.中国海上油气，2016，28（5）：61-65.10张凤久.海上稠油油藏早期注聚最佳时机的确定 J.中国海上油气，2018，30（3）：89-94.11郭宇.纳米微球与表面活性剂复合调驱体系研究与应用 J.钻采工艺，2018，41（4）：95-98.12李翔，瞿瑾，鞠野，等.深部调驱用纳米聚合物微球的研究进展J.化学工业与工程，2021，38（2）：48-54.13曹伟佳，卢祥国，田中原，等.无机凝胶在18 m长岩心内的传输运移能力 J.油田化学，2020，37（3）：427-431.14宋立志，郑华安，王闯，等.本源无机凝胶传输运移能力和封堵效果实验 J.大庆石油地质与开发，2020，39（6）：126-134.15唐孝芬，刘玉章，常泽亮，等.适宜高温高盐地层的无机涂层调剖剂室内研究 J.石油勘探与开发，2004（6）：92-94.16唐孝芬，邵黎明，覃和，等.利用储层成垢离子物源实现优势通道调整提高水驱效率 J.油田化学，2018，35（2）：257-262.17唐孝芬，杨立民，刘玉章，等.新型无机凝胶涂层深部液流转向剂 J.石油勘探与开发，2012，39（1）：76-81.（编辑：丁捷）图5调驱体系驱油效果评价Fig.5Oil displacement effect evaluation of control and flooding system采出程度0.6000.5000.4000.3000.2000.1000.0000.00 0.50 1.00 1.502.00 2.503.00 3.50 4.00 4.50注入PV数水驱剂驱后续水驱31.7%渗透率级差8 142.7%采出程度0.6000.5000.4000.3000.2000.1000.0000.001.002.003.004.00注入PV数水驱剂驱后续水驱27.1%渗透率级差20 143.5%5.00表4措施前后生产状况对比Tab.4Comparison of production status before and after measures主要受效井A1A2合计措施时间2020.10.8见效时间2020.12.82020.11.21措施前含水/%78.182.5措施后含水/%73.161.8日增油/m9.115.824.9累计增油/m1 6656 0107 67554