双河油田注入水适应性及注水井酸化解堵研究

考察了双河油田双河联、江河联注入水堵塞地层的因素:膨胀性黏土,悬浮固体颗粒,细菌及悬浮污油。含膨胀性黏土的双河南、双河北及不含膨胀性黏土的双江岩心粉,在注入水中相对于地层水中的体积膨胀度分别为14.5%、11.1%及0.02%;注入100 PV不含悬浮颗粒的等体积比地层水、注入水混合水使双河、双江岩心渗透率分别下降7%和4%、9%和7%。注入水中悬浮颗粒引起岩心渗透率下降,粒径越大、颗粒浓度越大、注入量越大,则渗透率越低,在粒径2.1μm或颗粒浓度3 mg/L前后下降幅度变化较大。注入水中硫酸盐还原菌引起岩心渗透率下降,含菌量越大则渗透率开始下降时的注水量越小,注入含菌50个/L的水100 PV使岩心渗透率下降7%。岩心对注水含油量敏感,注入含油量20 mg/L的水50 PV使岩心渗透率下降20%。在岩心注水实验中渗透率下降最严重的是双河南岩心,其次是双河北岩心,江河岩心较轻,注入精细过滤水的双河北岩心渗透率下降大大减少,说明悬浮固体是造成注水堵塞的主要因素。为了解除双河油田注水井的堵塞,研制了含黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、互溶剂的土酸液,与南阳油田使用的低伤害酸液一起,用于1口注水井的解堵,效果良好。图7表4参5。

聚合物驱后深部调剖提高采收率的实验研究

本项实验研究针对地温69～70℃、地层水矿化度4.5 g/L、注入水矿化度4.7 g/L的河南油田双河砂岩油藏.实验温度70℃,实验用原油70℃粘度12.1 mPa·s,选择单液法施工的交联聚合物冻胶为深部调剖剂,聚合物HPAM分子量1.62×166,水解度12.5%,交联剂有有机铬、无机铬[Cr(Ⅵ)化合物+还原剂]和酚醛树脂.根据三类聚合物/交联剂体系成冻时间等值线图选出了成冻时间分别为1、1、5、10、15天的5个配方,其突破真空度(强度)为69～40 kPa,Sydansk相对强度级别为G,注入0.2 PV时填砂管封堵率为99.23%～97.02%.渗透率级差～3的并联双填砂管饱和油之后注水驱油至含水98%,再注入0.30 PV 1.0 g/L HPAM溶液并再次注水,达到一定含水率(67.0%～98.0%范围,共7个值)和相应采收率(39.4%～45.3%)时,注入0.15 PV成冻时间1天、强度较高的调剖剂(HPAM/有机铬体系)并恢复注水,采收率增值(28.7%～12.5%)随调剖时机提前而加大.注入、采出口之间有高渗条带的可视平板填砂模型,依次饱和水,饱和油,注水驱油至含水98%,先后注入成冻时间1 d、强度不同的两种HPAM/有机铬体系(0.015+0.010 PV)并恢复注水,调剖剂注入顺序为先弱后强时的最终采收率(63.6%)高于注入顺序为先强后弱时的最终采收率(55.3%).图6表3参7.

不同油藏温度条件下HPAM水解度与黏度变化规律

实验测定了法国SNF公司的AN913（M^-=1．72×10^7，HD=15．0％）、AN923（1．92×10^7，20．0％）、AN934（2．11×10^7，31．0％）3种聚合物在驱氧并化学稳定的浓度1．0g／L的污水溶液中，在180小时热老化过程中水解度和溶液黏度（30℃）的变化。55℃老化的溶液用矿化度2．23g／L、pH9．0的下二门油田污水配制，70℃和80℃老化的溶液用矿化度5．33g／L、pH9.1的双河油田污水配制。水解度～老化曲线表明油藏条件下HPAM的水解是典型的自阻滞反应，初期水解快速，后期减慢，最终趋于稳定；初始水解度越低则水解越快；温度越高则水解越快且不同水解度聚合物的水解曲线越接近；55℃时的水解仍很明显。溶液黏度～老化时间曲线相似但有所不同：老化初期黏度增加快，达到最高值后维持稳定（55℃和80℃）或缓慢减小（70℃）；达到最大黏度的老化时间，55℃下为100天，70℃下为60天，80℃下为30天；水解度越低则黏度增加越快；在70℃老化30天和在80℃老化5天后，AN913溶液的黏度超过AN923和AN934。以3种聚合物溶液黏度对水解度（15％～68％）作图，水解度达到～30％前黏度增大，以后大体稳定，水解度大于60％后略有下降；用HPAM水溶液结构和污水低钙镁含量（26.32mg／L）解释这一结果。讨论了HPAM水解度对油藏的适应性：在55℃的下二门油藏及70℃和80℃的双河油藏，聚合物驱中分别使用水解度25％～30％、20％～25％、15％～20％的HPAM。图7表1参14。