盐引发活性树脂深部调驱1

1、深部调驱技术 石油大学(华东)石油工程学院山东省油田化学工程技术研究中心二OO七年五月 目 录1 前言前言2 深部调驱技术的国内外现状深部调驱技术的国内外现状 2.1 2.1 弱凝胶深部调驱技术弱凝胶深部调驱技术 2.2 2.2 胶体分散体深部调驱技术胶体分散体深部调驱技术 2.3 “2+3”2.3 “2+3”技术技术3 活性溶胶深部调驱剂的室内研究活性溶胶深部调驱剂的室内研究 4 活性溶胶深部调驱剂的选井条件活性溶胶深部调驱剂的选井条件 5 用量设计用量设计 6 典型注入工艺典型注入工艺1 前言q油井高含水对油田开发带来二个负面影响 v大量的产出水对油田水处理系统造成压力 以及投入的增加 v

2、由于产水层往往是高压层，产出的高压水 对低压层的产油有抑制作用 q调剖堵水可有效控制注入水沿高渗透层突 进并降低油井的含水率 对调剖堵水认识的五个阶段20世纪60年代20世纪70年代初到80年代中期20世纪80年代末到90年代初20世纪90年代中期20世纪90年代末到目前 2深部调驱技术的定义及分类1.1定义1.1.1调剖和驱油的区别与联系（1）调剖与驱油的定义调剖是通过化学剂或机械工具调整注水井吸水剖面的方法。调剖剂是能调整注水地层吸水剖面的物质。驱油是通过驱油剂（水、气、化学剂等）将地层原油驱替至油井的方法。驱油剂从注入井注入地层，将原油驱至采油井的物质。 （2）调剖与驱油的区别作用部位不

3、同调剖作用于注水井近井地带的高含水层，驱油作用于油层深部含油饱和度高的部位。在地层中的形态不同调剖剂在地层中是不流动，驱油剂在地层中流动。注入的量不同调剖剂注入量小（一般小于0.01Vp），驱油剂注入量大（一般大于0.15Vp）。作用机理不同调剖剂通过提高注入水的波及体积起作用，驱油剂通过提高自身和（或）注入水的波及体积和（或）洗油效率起作用。 （3）调剖与驱油的联系目的相同作用机理有重叠部分调剖剂与驱油剂有重叠部分调剖和驱油具有互补性 大庆北区中块聚合物提高采收率试验区的北46井实施注聚前调剖，北133井在注聚一年后实施调剖。结果表明，调剖后进行注聚，井组内油井见效时间比未调剖的井组见效晚两

4、个月，见效时注入聚合物量为83mg/lPV，比对比井组见效时高42 mg/lPV。说明调剖后，聚合物均匀推进，地层中存量聚合物增多。北46井组见效后，比对应井组日产油高65t，含水低32%，采聚浓度低97 mg/l。北133井，调剖后15个月，聚合物才从油井中产出。由此可看出，深度调剖极大提高了聚合物的均匀推进速度，增加了聚合物驱油效果。 1.1.2深部的概念 深部是一个相对概念。但是对于“深”和“浅”至今没有明确的量的界限，有人认为处理半径1015m以上就算深了，有的则认为深部调剖最佳用量要达0.2PV，有人认为处理半径要达到井距的1/3甚至是1/2。鉴于各种划分方法均不统一，建议采用如下划

5、分方法： 作用半径大于20m的措施成为深部措施井壁周围近井地带远井地带地层深部0.5m0.5m3.0m3.0m20m201.1.3深部调驱的定义 从注入井注入作用半径大于20m的具有调剖和驱油双重作用的物质，用以提高原油采收率的方法。1.2分类1.2.1按作用机理分类近驱远调机理（弱凝胶）调驱共存机理（活性溶胶、CDG、乳化树脂）先堵后驱机理（2+3）1.2.2按使用的化学剂分类弱凝胶深部调驱胶体分散体深部调驱2+3技术2深部调驱的必要性2.1调剖、驱油都可以提高采收率油区试验区试验时间可采储量增加值，104t水驱采收率增加值，%中原卫959798446.6中原濮城西区、南区9697341.6

6、胜利渤南五区939424.263.5胜利桩52949510.014.10胜利桩4594950.720.3胜利莱38959616.42.3胜利埕4南块96974.921.2胜利盘2-26959623.07.6胜利盘2-23块 15.04.4胜利草13959610.31.13胜利坨七断块沙二2+3主力单元 4.52.6玉门老君庙M层 9.572.8平均值 3.18驱油方式油区试验区试验时间采收率增值，%聚合物驱大港港西四区 10.4大庆葡I1-4单层 14.0大庆葡I1-4和萨II1 -3双层 11.6大庆北一区断西葡I1-4层 13.62河南双河油田 10.4平均值 12.0三元复合驱胜利孤东油

7、田小井距试验区 13.4大庆中区西部、杏五区 20.0大庆杏二区 24.7大庆北一区断西 25.0平均值 20.782.2调剖存在的问题2.2.1多轮次调剖效果越来越差2.2.2对近井地带造成不同程度的污染2.3三次采油存在的问题2.4深部调驱的必要性02000400060008000100001975198019851990199520002005年度时间（年）调堵工作量（井次）02004006008001000单井组及年度增油量调堵作业总井数（井次）平均单井组增油（吨）总增油量（万吨）2.3三次采油存在的问题2.3.1一次性投资大我国这些年所实施的每个三次采油矿场实验，小的不到0.5km2

8、，大到13km2，都要投资几千万元甚至几亿元，耗资非常巨大。 如：孤岛油田中一区聚合物工业性实验，共注入聚合物干粉8688t，以每吨1.5万元计，药剂投资为13032万元，地面建设和其它一些费用为10860万元，共计人民币23892万元。胜利油田ASP先导性试验，固定资产投资2.984106元，ASP费用4.106106元，共计人民币709万元。双河油田II5层高温聚合物实验，固定资产投资874万元，聚合物共注入388.6t，每吨2.5万元，药剂费用为971.5万元。 2.3.2注入周期长三次采油的注入周期一般在1年到10年之间。2.3.3采出液后处理困难w 油水分离变慢 大庆油田中区西部注聚

9、采出水中聚合物浓度变化从0735mg/l，与其相应的水相粘度变化从0.63.22mPaS，在注聚合物浓度最高时，水相粘度增加5.37倍，若考虑水相粘度增加的影响，油、水分离速度将减慢5.37倍。w 原油破乳效果变差聚合物浓度达到200 mg/l时，破乳剂用量比水驱是增大1倍左右，但效果不如原来的，并且显示出继续增大投药量，破乳效果不再改善。 w 存在中间混合乳化层 由w/o和o/w型两种乳状液混合而成，因其乳化强度增高，所以破乳更困难。它的存在给油、水界面控制带来了困难，延长了处理时间。w 电化学脱水难度增大 采出液中聚合物的存在会使得电脱水的水脱除率下降，若保持水脱除率不变，则脱水电压升高，

10、脱水电流增加，作用时间延长。 w 水质变差 产出液含聚合物后，含油污水处理的总体效果变差，处理后的水质达不到原有的水质标准，油含量和悬浮固体含量严重超标。 2.3.4易引发其它问题 w 结垢和腐蚀问题处理后的回注污水中含有一定浓度的聚合物，使得结垢腐蚀速度加快，含聚污水的腐蚀速度比普通污水高1倍，喇122722井1999年1月作业换新油管，同年10月发现全井结垢严重，垢状球形，最大直径5毫米。w 注入井堵塞问题 w 加剧了大孔道的形成 2.3.5三次采油后新型采油技术的接替w 没有技术接替w 关井后引发社会问题2.4深部调驱的必要性w 经济效益的要求w 投资限制w 对原油产量的需求w 机理的全

11、面性3 深部调驱技术的国内外现状 目前，国内外深部调驱技术主要有三类方法：弱凝胶深部调驱技术胶体分散体深部调驱技术2+3技术3.1 弱凝胶深部调驱技术 v弱凝胶深部调驱技术的发展基础：凝胶堵水技术v弱凝胶定义：粘度在100mPa.s10000mPa.s的凝胶体系v调驱机理：充分利用了弱凝胶的可动性，同时具有聚合物 凝胶堵水机理和油藏内部流体流度调节机理。v技术的应用：胜利、大庆、辽河、河南、克拉玛依油田等 且取得了较好的效果。 3.2胶体分散体深部调驱技术胶体分散体深部调驱技术主要有3 3类：CDG：胶态分散体凝胶PG：预交联凝胶颗粒AS：活性溶胶ER：乳化树脂（1）CDG（胶态分散凝胶） 胶

12、态分散凝胶深部调驱技术是八十年代中期由 国外提出并发展起来的一种深部调驱技术。该技术利用了胶态分散体凝胶的特性，因此它 也同时具有聚合物凝胶堵水和油藏内部流体流 度调节这两种技术特点。美国TIORCO公司已进行了35次矿场实验，并 取得经济和技术上的成功。国内大庆、胜利、 辽河等油田也进行了现场实验。 （2）PG（预交联凝胶颗粒） o预交联凝胶颗粒深部调驱技术是由国内研究并发 展起来的一种深部调驱技术。o该技术是向地层中注入已交联的颗粒，由于胶凝 作用是在注入以前就完成了，所以预交联颗粒技 术较好地解决了地下交联凝胶体系进入地层后因 稀释、降解、吸附及PH值的变化等因素造成的不 成胶问题。o该

13、技术目前已经在胜利油田、中原油田进行了应用。 （3）乳化树脂深部调驱剂）乳化树脂深部调驱剂o 乳化树脂是油溶（或醇溶）型树脂在高温条件下乳化成稳定的水包油乳状液。o 乳化树脂中的树脂常温下以微小固态颗粒形式存在，在底层温度下可软化、聚结。o 乳化树脂深部调驱剂可用于高含盐地层和高温地层（小于120度）（4）活性溶胶深部调驱剂后作详细叙述。目前的深部调驱剂的缺点由于深部调驱剂大多是由聚丙烯酰胺类的聚合物转化而来，因此，在使用上受到两方面的限制：使用温度受限制：须低于93。矿化度也限制了它的使用，低于40000mg/L。3.3 2+3技术（1）概述 2+3技术是在20世纪末期由石油大学（华东）提出

14、并发展起来的一项深部调驱技术，该技术是在充分调剖的基础上注入一定量的洗油剂，是调剖堵水与活性剂驱的结合。（2）2+3技术的应用 该技术目前已在胜利油田、二连油田、中原油田、克拉玛依油田进行了现场试验，现场试验结果未见报道。4活性溶胶深部调驱剂3.1 活性溶胶深部调驱剂概述3.2活性溶胶深部调驱剂的技术指标3.2.1主要物化参数3.2.2不同盐浓度下调驱剂的粘度3.2.3调驱剂的表面张力3.2.4调驱剂的水不溶物3.2.5调驱剂的耐温性能3.2.6调驱剂的驱油实验4.1 活性溶胶深部调驱剂概述v活性溶胶活性树脂深部调驱剂是由合成树脂和高分子表面活性剂复配而成，在碱水中可形成稳定的溶液。v当调驱剂

15、溶液进入地层后，由于碱的消耗，pH值减小，溶液变得不稳定，或遇到高含盐地层水时，由于水中盐的作用，溶液中的树脂和活性剂会形成小的颗粒从溶液中析出，这时溶液就成为溶胶，但仍然可以流动。v由于溶液中高分子物质分子链长且柔顺，析 出的颗粒在溶液中易于构成骨架，通过整个 溶液形成连续的网状结构。盐的存在，使带 电粒子的双电层受到压缩，部分粒子相互聚 结，形成稳定的三维网络结构，体系失去流 动性，形成凝胶。v当调驱剂的浓度较低时，从溶液中析出的 颗粒不能形成骨架，而是产生了沉降，这时盐的作用，将使颗粒完全聚结，形成水不溶物。从微观上讲，调驱剂的作用过程是空间网络的形成过程，或是水不溶物的形成过程；从宏观

16、上讲，调驱剂的作用过程体现在体系的粘度不断增大。活性溶胶深部调驱剂的 调驱机理活性溶胶的深部调驱剂是一种真正意义上的遇水堵水，遇油驱油的化学剂。提高波及系数提高洗油效率一定浓度的调驱剂，在地层中遇到矿化度大于20000mg/L地层水时可发生部分聚结形成凝胶；当调驱剂的使用浓度较低时，调驱剂在地层中遇到矿化度大于20000mg/L地层水时可聚结形成水不溶物。调驱机理提高波及系数这些凝胶或水不溶物都可有效地堵塞高含水层，提高波及系数。 遇水堵水调驱机理提高波及系数深部调驱剂提高波及系数与常规调剖堵水提高波及系数的不同：常规深部常规：调堵半径小，只能改善井筒附近的产层结构。深部：调堵半径大，充分提高

17、了调驱剂的波及程度调驱机理提高洗油效率遇油驱油遇油驱油由于调驱剂中的高分子表面活性剂和碱在地层中遇到油时，可降低油水界面张力，并乳化原油，使油易于流动。活性溶胶深部调驱剂的优点w 实验表明：实验表明： 活性溶胶深部调驱剂可在活性溶胶深部调驱剂可在150150下长期使用。下长期使用。w 由于调驱剂的调驱作用主要是靠活性溶胶的，由于调驱剂的调驱作用主要是靠活性溶胶的，因此地层水的矿化度在这里成了一个有利的条因此地层水的矿化度在这里成了一个有利的条件，矿化度越高，越有利于调驱剂的作用。件，矿化度越高，越有利于调驱剂的作用。4.2活性溶胶深部调驱剂的技术指标项目指标外观棕黑色粉末 密度gcm-3(20

18、) 1.85 粒径（小于10m的百分数） 90 油水界面张力/mNm-1(30) 0.1 表1 主要物化参数不同盐浓度下调驱剂的粘度在50条件下，分别测定了5%调驱剂在不同盐浓度下的体系粘度，试验结果见图1和图2。 010020030040050060070002004006008001000钙离子浓度（mg/L）粘度（mPa.s）01002003004005006007008009000250005000075000100000氯化钠浓度（mg/L）粘度（mPa.s）图图1 1 钙离子浓度对调驱剂钙离子浓度对调驱剂粘度的影响粘度的影响 图图2 2 氯化钠浓度对调驱剂氯化钠浓度对调驱剂粘度的影

19、响粘度的影响 调驱剂的表面张力 30条件下，测定了不同盐含量和不同pH值时5%调驱剂的表面张力，试验结果见表2。 PHPH 值值 (mN/m)(mN/m) NaCl(mg/L)NaCl(mg/L) 1212 1111 1010 9 9 8 8 0 0 43.043.0 43.843.8 45.345.3 46.546.5 47.147.1 50005000 42.442.4 44.044.0 45.245.2 43.343.3 45.145.1 4000040000 43.643.6 41.541.5 42.542.5 46.146.1 43.943.9 100000100000 44.344

20、.3 43.543.5 45.845.8 46.646.6 49.949.9 表2 调驱剂的表面张力调驱剂的水不溶物 P PH H 值值 水水不不溶溶 物物 ( (% %) ) N Na aC Cl l( (m mg g/ /L L) ) 1 12 2 1 11 1 1 10 0 9 9 8 8 0 0 8 8. .0 0 8 8. .8 8 1 10 0. .0 0 7 7. .6 6 7 7. .2 2 5 50 00 00 0 9 9. .4 4 9 9. .8 8 1 15 5. .7 7 1 14 4. .1 1 2 24 4. .0 0 4 40 00 00 00 0 9 9. .

21、6 6 1 13 3. .1 1 2 26 6. .2 2 2 26 6. .4 4 3 33 3. .9 9 1 10 00 00 00 00 0 1 10 0. .3 3 1 10 0. .0 0 2 21 1. .6 6 3 30 0. .1 1 3 30 0. .9 9 表3 调驱剂的水不溶物注：在30 下，测定不同盐含量和不同PH值时5调驱剂的水不溶物。调驱剂的耐温性能 恒温时间/d 0 5 10 30 油水界面张力/mNm-1 (30) 0.087 0.085 0.089 0.081 粘度/mPa s(50) 50.9 50.1 51.1 51.3 表4 调驱剂的耐温性能注：150

22、条件下，1%调驱剂的油水界面张力和5%调驱剂在800mg/L 钙离子浓度下的粘度。 调驱剂的驱油试验 实验条件平板模型：250mm250mm20mm 岩心平均渗透率53010-3m2，平均空隙体积305cm3； 试验温度：65；驱替速度1cm3/min； 试验用油：未稀释的面十四联合站原油原油粘度：150mPas （65 ）驱油试验的流程图实验步骤：岩心饱和盐水（100000mg/L NaCl+ 1000mg/L CaCl2）；(2) 岩心饱和油；(3) 用上述盐水水驱油至含水率达到98；(4) 注驱油体系；(5) 用上述盐水水驱油至含水率再次达到98，结束试验。 驱油剂效果评价 测定了3%调驱剂在注入不同孔隙体积倍数时的采收率，试验结果见图1。 3033363942454851545700.20.40.60.81注入量/Vp采收率/%图