深部调剖工艺技术.doc

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1、深部调剖技术的研究应用二零零七年一月第一部分前言文南油山属于典型的高温高盐低渗油藏，经过多年的开发，己进入高含水期开发期，据统计文南油田注水开发单元一类主力层石油地质储量2398x10%,水驱动用较好，但目前已大面积水淹。二类层地质储量1620x10*1,冃前能够水驱动用储量715x101目前水驱控制程度51.0%,水驱动用程度36.1%O为改善油田开发效果，应用深部调剖技术挖掘高含水主力大砂体剩余油潜力具有现实的意义。近年来开展了一些地下交联聚合物和地面预交联颗粒进行注水井深度深部调剖的研究和现场试验，取得了一定的降水、增油效果，但由于油藏条件的复杂

2、性，致使深部调剖对应油井见效不明显，特别是高温（100°C以上）、高盐（20X10hg/L以上）区块油藏地层条件，常规的预交联体系仍难以满足深部调剖目的。用调剖的手段來挖掘剩余汕潜力的工艺没有推开，分析其主要原因大致有以下几个方面：⑴调剖体系的性能不能满足油田高温、高盐的储层特性。⑵地质和工艺的结合力度不够。⑶施工工艺不够完善。针对以上存在的问题，引进了以AMPS为主体的耐温抗盐凝胶颗粒，利用AMPS中耐温抗盐优势，提高颗粒的整体耐温抗盐性；通过引入含活性吸附基团的抗温材料，增加了体系的骨架强度和耐温抗盐能力，引入化学联结基，增强体系的内结构力，提高体

3、系抗盐性。经过室内性能评价，调剖剂的耐温可达11O°C＞抗盐22X104mg/L,通过分层施工管柱、水驱前缘测试、调剖用量优化软件的配套应用,提高了调剖的针对性。通过推行风险施工模式，提高措施的效益率。在文南油田现场实施8井次，措施前后对比注水井平均单井注入压力上升4.3MPa,截止12月底,调剖对应油井累计增油4683t,累增天然气362354m3,投入资金345万元，创效637.8万元，投入产出比1：2.9,实现了高温高盐油藏深部调剖技术的突破，为该类汕藏的开发提供了技术支撑。第二部分耐温抗盐预交联颗粒调剖剂的研究试验20世纪90年代以来，为最大限

4、度提高原油采收率，国内外相继发展起來了三次采油技术，其中以聚丙烯酰胺(PAM)和部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)为主的聚合物驱油技术，是日趋成熟的三次采油技术，已在低温、低盐油田进行驱油作业过程中取得了良好的效果，但由于PAM或HPAM在高温条件下易发生水解和分子降解反应，抗温、抗盐性能较差，在高矿化度特别是高价金属离子含量高的油藏，其粘度会大幅度下降，甚至产生沉淀，不适用于文南油田高温、高矿化度的地层特点•。近年来，随着三次采油技术的不断发展，为了克服聚合物驱油成本高，抗剪切性较差，强度低，交联聚合物的成胶条件难控制等不足，各油田采取地面交联方式开发的

5、预交联颗粒成为新的三次采油技术，由于预交联颗粒具有聚合物或交联聚合物驱油剂的可变型性，同时又具有调剖堵水剂的刚性和强度，可以起到调剖和驱油的双重效果而倍受关注。但是由于常规的丙烯酰胺、丙烯酸交联而成的预交联颗粒在高温高盐条件下的热稳定性差，难以满足文南油田的复杂地层条件，为此引进了以AMPS为主体的耐温抗盐凝胶颗粒以实现文南油田高温高盐油藏深部调剖的U的。一、技术指标针对文南油田高温高盐的特性，耐温抗盐预交联颗粒调剖剂必须达到以下技术要求：1・耐温:70-120°C；2.抗盐：大于20xl04mg/L；3.粒径：1〜20mm可调；4•膨胀倍数：大于10

6、倍；5•现场易注入。二、耐温抗盐预交联颗粒调剖剂的技术创新点1、引入含有磺酸基团的耐温抗盐单体增大聚合物体系分子链的热稳定性及抗盐性；2、引入无机硅类刚性抗温材料，无机硅类抗温材料与常规预交联颗粒的坂土类刚性材料相比，具有更好的耐温抗盐能力，同时克服了坂土类刚性材料由于吸水膨胀而导致分子结构强度降低的不足，另外无机硅类抗温材料具有球状的结构，增大了比表面积，可以与有机单体之间通过化学键力及分子间作用力形成较强的结构，提高体系的强度和耐温抗盐能力，从而保证耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂满足高温高矿化度汕藏深部调剖的冃的。3、通过有机硅类化学连接基将有机单体与无机

7、抗温材料紧密结合，进一步提高分子链的结构强度，及在高温高盐条件下的稳处性。现场常规颗粒调剖剂和耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂高温高盐条件下老化后分子结构变化分别见图1和图2。高温老化前图中:高温老化后fo聚合物分子链■——坂土粒子■化学联接基•——无机硅类抗温材料◎——磺酸基利用前期AMPS聚合物驱汕剂的良好耐温抗盐性研究成果，优选适合于耐温抗盐预交联颗粒调驱剂的无机抗温刚性材料，通过有机单体和无机抗温材料的化学反应，以保证调驱剂具有良好的耐温抗盐能力的同时，具有较强的刚性结构强度，最终达到调驱剂在高温高盐条件下具有良好稳定性的冃的。三、耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂

8、性能评价为了进一步评价耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂中试放大产品的耐温抗盐能力及对高温高盐油藏的适应能