CN104109521A - 一种用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，属于油田开发三次采油技术领域。该驱油体系主要由以下浓度的组分组成：部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）800～1800mg/L、有机酚醛交联剂30～300mg/L，部分水解聚丙烯酰胺与有机酚醛交联剂的浓度比＞6。本发明用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系具有粘度高、长期稳定性好、注入性能良好的特点，应用油藏温度范围为80～95℃，解决了化学驱技术不能在高温油藏应用的难题；该驱油体系在综合含水98.7%，采出程度42.1%的93.7℃高温油藏Ⅶ1-3层系中应用具有显著的增油降水效果。

Description

一种用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系
技术领域
本发明具体涉及一种用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，属于油田开发三次采油技术领域。
背景技术
化学驱技术是改善中国东部老油田水驱开发经济效益差的有效技术途径。化学驱技术在大庆油田、胜利油田、河南油田等都进行了大规模的工业化应用，取得非常明显的增油降水效果，应用规模越来越大。但是当油藏温度高于60℃时，聚合物在油藏中运移，会发生明显的化学降解作用，特别是注入聚合物溶液中存在的氧可以产生自由基状态的氧，使聚合物产生自由基降解反应，导致聚合物分子量大幅度减少，聚合物溶液粘度大幅度下降（即热氧降解作用），从而使聚合物溶液的驱油作用变差。
为了解决聚合物溶液在油藏中运移的稳定性问题，专家研究了很多技术途径如聚合物溶液控氧技术、合成新型聚合物技术、添加稳定剂技术等。采用以上稳定聚合物技术以后，聚合物溶液的稳定性提高，聚合物驱技术的应用由50℃油藏上升到80℃油藏。胜利油田、河南油田聚合物驱技术工业化应用的油藏温度已经达到80℃，这是国内聚合物驱技术工业化应用最高的油藏温度。
我国大于80℃的油藏很多，80℃以上油藏的原油储量占总原油储量的50%左右，攻关这部分油藏大幅度提高采收率技术，对我国原油生产和油田企业的长期发展十分重要。但是油藏温度大于80℃以后，特别是90℃以上时，聚合物的热氧降解作用更加明显，这也是国内化学驱技术不能应用在80℃以上油藏的主要原因。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
一种用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，主要由以下浓度的组分组成：部分水解聚丙烯酰胺800～1800mg/L、有机酚醛交联剂30～300mg/L，部分水解聚丙烯酰胺与有机酚醛交联剂的浓度比＞6。
优选的，一种用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，主要由以下浓度的组分组成：部分水解聚丙烯酰胺1500mg/L、有机酚醛交联剂120mg/L，部分水解聚丙烯酰胺与有机酚醛交联剂的浓度比＞6。
所述的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）为1630S型聚合物，水解度19.4%，分子量1966万，含有稳定剂，由法国SNF公司提供。
所述的有机酚醛交联剂为HN1型交联剂，苯环为2～4个，活性基团在5个以上，由河南油田飞亚公司提供。
本发明的有益效果：
本发明中用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，具有粘度高、长期稳定性好，注入性能良好的特点，应用油藏温度范围为80～95℃，解决了化学驱技术不能在高温油藏应用的难题。本发明采用含有稳定剂的低水解度聚合物1630S，在增粘性好的基础上可以提高聚合物的高温稳定性；有机酚醛交联剂HN1在高温条件下交联反应能力强，通过分子间的交联反应使聚合物分子量增加，是聚合物降解反应的逆反应，交联反应更大幅度的提高聚合物的高温稳定性；同时控制1630S与HN1的浓度比＞6，保证交联反应程度低，不能生成网状结构，使低度交联聚合物体系具有良好的流动性和现场应用时的可注性。聚合物1630S和交联剂HN1共同使用，能保持低度交联聚合物体系在油藏运移过程中拥有长期的粘度稳定性，降低流度比扩大波及体积，其提高采收率的幅度大于单一聚合物溶液。
本发明中的低度交联聚合物驱油体系在含水98.7%、采出程度42.1%的93.7℃高温油藏Ⅶ1-3层系应用，日产油由11.8t/d增加到高峰的30.4t/d，产油倍数2.5，累计增油2.12万吨。
附图说明
图1为本发明实施例中低度交联聚合物驱油体系应用于Ⅶ1-3层系中心油井G22井生产动态曲线；
图2为实施例中低度交联聚合物驱油体系应用于Ⅶ1-3层系区块的生产动态曲线。
具体实施方式
下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
一、实施例
以双河油田Ⅶ1-3层系为目标油藏，作为低度交联聚合物驱油体系在高温油藏的实施例。
目标油藏的基本概况：双河油田Ⅶ1-3层系含油面积9.15km2，地质储量784.0×104t,油藏深度为1996m，孔隙度18.0%，渗透率0.587μm2，地下原油粘度2.3mPa·s，地层温度93.7℃，地层水为NaHCO3型，矿化度为13087mg/L。采出程度42.1%，综合含水98.7%。
双河油田Ⅶ1-3层系属于高温、高采出程度和特高含水油藏，水驱开发效果差，需要应用低度交联聚合物驱技术改善水驱开发效果。
本实施例采用五点法井网，5口注入井、11口采油井、注采平均井距在220m。应用的低度交联聚合物驱油体系为1500mg/L聚合物1630S、120mg/L交联剂HN1。目前已注5年0.60PV。
本实施例中用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系的制备方法，包括以下步骤：（1）在注入站把聚合物1630S配成4000mg/L母液，交联剂HN1含量20%，分别存放在150m3大罐备用。（2）通过注入泵把两种母液准确计量注入高压污水管线混合形成低度交联聚合物驱油体系。（3）把低度交联聚合物驱油体系通过静混器进一步混合均匀，然后注入到各个注入井。
低度交联聚合物驱油体系在双河油田Ⅶ1-3层系的现场应用效果：
1、低度交联聚合物驱油体系现场成胶性能良好
低度交联聚合物驱油体系（1500mg/L聚合物1630S+120mg/L交联剂HN1）在94℃高温下成胶时间7～10天，井口成胶率≥95％、成胶粘度60～230mPa.s。说明低度交联聚合物体系现场成胶性能良好，成胶粘度可控。
2、注入压力平稳上升
注入交联聚合物驱油体系0.60PV，5口注入井的日注量稳定在500m3/d，注入压力由11.5MPa上升到18MPa，注入压力升高6.5MPa。整个注入过程中压力上升平稳，没有出现注入压力下降的情况。这说明，低度交联聚合物驱油体系既有良好的流动性和现场注入性，又有良好的耐温性能，在油藏中运移成胶性能良好、粘度保留良好，建立了地下渗流阻力。
3、吸水剖面得到改善
先导试验区注入井的吸水剖面明显改善，强吸水层段被封堵或抑制、不吸水层段和强吸水层段及厚度减少；中等吸水层段及厚度明显增加；明显启动了不吸水和弱吸水层段；主力小层Ⅶ2和Ⅶ3层吸水变得比较均匀。
4、中心油井G22井增油降水效果明显
图1是Ⅶ1-3层系低度交联聚合物体系应用中心油井G22井生产动态曲线。可以看出，中心井G22井增油降水效果明显，日产油从0.5t/d上升高峰期的11.5t/d，含水由98.3％最低下降到90.6％。
5、低度交联聚合物体系应用区块的生产动态曲线
图2是Ⅶ1-3层系低度交联聚合物体系应用区块的生产动态曲线。可以看出，区块整体增油降水效果明显，日产油由11.8t/d增加到高峰期的30.4t/d，含水由98.4%下降到95.4%；累计增油2.12万t。目前区块仍处于见效高峰期，呈产油量增加、含水下降的良好生产趋势。
必须指出的是，聚合物驱技术应用的油藏温度只能达到80℃，通过交联反应制备的低度交联聚合物驱油体系在93.7℃的油藏应用成功。因此聚合物和交联剂之间协同作用的结果，大幅度提高聚合物的耐温抗盐能力，把聚合物应用的油藏温度从80℃提高到93.7℃，大大的扩大了聚合物的应用范围，具有重大的经济效益。
二、实验例
低度交联聚合物驱油体系的制备方法：（1）称取一定量的粉末状聚合物1630S，加入到江河油田注入污水（表1）中，在300转/min的条件下搅拌2小时，配成4000mg/L聚合物母液，放置24小时后备用。（2）称取一定量江河油田注入污水，加入准确称量的交联剂HN1，在300转/min的条件下搅拌均匀；然后加入准确称量的聚合物母液，在300转/min的条件下搅拌2小时，即制备成实验所需的低度交联聚合物驱油体系。
表1江河油田注入水离子成分(mg/L)
Na++K+ Mg2++Ca2+ Cl- SO4 2- CO3 2- HCO3 - TDS pH 水型
2485 48 3114 1798 0 1285 8730 8.6 NaHCO3
1、有机酚醛交联剂HN1
用酚类和醛类物质在一定条件下合成，苯环控制在2～4个，活性基团控制在5个以上，生成现场应用的有机酚醛交联剂HN1，工业产品的有效含量为20%，由河南油田飞亚公司生产。
2、聚合物1630S
（1）聚合物1630S粘浓关系
1630S聚合物为部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），水解度19.4%，分子量1966万，含有稳定剂，由法国SNF公司生产，增粘性能良好（表2）。
表21630S溶液的粘浓关系（95℃，6r/min）
浓度（mg/L） 500 800 1000 1200 1500 1800 2000 2500 3000
粘度（mPa·s） 2.8 6.9 10.8 16.2 23.8 36.8 44.9 70.8 95.3
（2）聚合物1630S溶液长期热稳定性
1500mg/L聚合物1630S溶液长期稳定性如表3所示。1630S溶液95℃老化180天粘度从23.8mPa.s下降到19.5mPa.s，粘度保留率为81.9%。
表3老化时间对1500mg/L1630S溶液粘度（mPa.s）的影响（95℃）
老化时间（d） 0 1 5 15 30 45 60 90 120 180
粘度（mPa.s） 23.8 37.5 40.1 35.5 36.2 35.2 34.5 29.7 25.5 19.5
（3）聚合物的阻力系数和残余阻力系数
在渗透率为0.46-1.38μm2的岩心上，1500mg/L1630s聚合物溶液产生的阻力系数为20.4～32.1，残余阻力系数为1.85～4.23；阻力系数和残余阻力系数随着岩心渗透率增高而减小（表4）。
表4聚合物的阻力系数和残余阻力系数
3、交联聚合物体系的技术区域划分
交联聚合物体系在油田现场应用的范围很广，既可以用作调剖剂，也可以用作驱油剂。根据交联聚合物体系的配方与性能特征，把交联聚合物体系划分为高度交联聚合物体系、中度交联聚合物驱油体系和低度交联聚合物驱油体系（表5）。本发明是低度交联聚合物驱油体系，在配制过程中控制1630S与HN1的浓度比＞6，保证油藏运移中的低反应程度、低交联度，不能生成网状结构，使低度交联聚合物体系既具有良好的耐温性能，又具有良好的流动性和现场应用时的可注性。
表5交联聚合物体系的技术区域划分
4、低度交联聚合物驱油体系配方与长期稳定性
在95℃条件下老化，测定不同老化时间对低度交联聚合物驱油体系成胶粘度的影响（表6）。可以看出，当聚合物浓度800～1800mg/L、交联剂浓度30～300mg/L时，95℃高温条件下老化120天，交联体系的粘度明显上升，粘度在170m～796mPa·s之间。低度交联聚合物驱油体系的粘度高于聚合物1630S，长期稳定性优于聚合物1630S。作为驱剂使用，配方范围为：800～1800mg/L聚合物1630S、80～200mg/L交联剂HN1，1630S与HN1的浓度比控制在＞6的范围。
表6低度交联聚合物驱油体系的粘度（mPa.s）和老化时间的关系
5、低度交联聚合物驱油体系的阻力系数和残余阻力系数
低度交联聚合物驱油体系的阻力系数和残余阻力系数如表7所示。在渗透率为0.28～1.35μm2的岩心里，低度交联聚合物驱油体系（800～1500mg/L1630S＋80～150mg/LHN1）的阻力系数为16～38，残余阻力系数在2.7～5.7。
与表4所示的聚合物阻力系数和残余阻力系数相比，低度交联聚合物驱油体系的阻力系数与聚合物阻力系数相近、残余阻力系数大于聚合物的残余阻力系数。这说明低度交联聚合物驱油体系的注入性与聚合物相近、后续水驱期间残余阻力系数高、有效期更长。
表7低度交联聚合物驱油体系的阻力系数和残余阻力系数
6、不同岩心模型化学驱岩心驱油实验
（1）均质长岩心化学驱岩心驱油实验
均质长岩心（4.5×4.5×30cm，600md）驱油实验结果如表8所示。在0.60PV条件下，低度交联聚合物驱油体系提高采收率17.32%、比聚合物驱提高采收率15.87%高1.48个百分点（表8）。
表8人造长岩心化学驱驱油实验
（2）3倍级差层内非均质岩心驱油实验
采用3倍渗透率级差（300md、650md、900md）层内非均质长岩心模型（4.5×4.5×30cm），岩心驱油实验结果如表9所示。在0.60PV条件下，低度交联聚合物驱油体系提高采收率16.1%、比聚合物驱提高采收率14.9%高1.20个百分点（表9）。
表9不同化学体系3倍级差层内非均质岩心驱油实验
综上所述，双河油田Ⅶ1-3层系条件下，低度交联聚合物驱油体系提高采收率值都高于聚合物驱，聚合物和交联剂之间协同作用的结果，不但提高了聚合物耐温性能，也提高了采收率。

Claims (4)

1.一种用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，其特征在于：主要由以下浓度的组分组成：部分水解聚丙烯酰胺800～1800mg/L、有机酚醛交联剂30～300mg/L，部分水解聚丙烯酰胺与有机酚醛交联剂的浓度比＞6。
2.根据权利要求1所述的用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，其特征在于：主要由以下浓度的组分组成：部分水解聚丙烯酰胺1500mg/L、有机酚醛交联剂120mg/L。
3.根据权利要求1或2所述的用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，其特征在于：所述的部分水解聚丙烯酰胺为1630S型聚合物。
4.根据权利要求1或2所述的用于高温油藏的低度交联聚合物驱油体系，其特征在于：所述的有机酚醛交联剂为HN1型交联剂。
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