深部调驱技术的研究与应用
刘森
摘 要：针对H油田深部调驱应用成胶稳定技术后药剂成本增加和注入井注入压力差异大的难题，开展低成本调驱和变浓度调驱的配方优化技术研究，现场应用取得良好效果。
关键词：深部调驱 低成本 变浓度
1.研究背景
H油田深部调驱凝胶体系是有机铬/聚合物凝胶体系，原始配方为“0.20%聚合物+0.15%交联剂”，经过几年的应用发现该体系成胶率随季节性波动较大，2011、2012两年夏季成胶率仅为75%左右，严重影响了深部调驱的实施效果。针对成胶不稳定的难题，展开成胶影响因素的研究，找出了影响体系夏季成胶率的主控因素，形成了具有净水、杀菌、除氧功能的成胶稳定技术，成功将成胶率由75%提升至95%。成胶稳定技术解决了成胶率季节性的波动，但是造成了药剂成本的增加，单位成本增加3.06元，日成本增加3000余元，成为了制约深部调驱经济效益的瓶颈。
此外，H油田油藏非均质性较强，注入压力差异大，部分井组存在压力升高过快或过缓，受效方向少等问题。为缓解目前低油价形势下深部调驱技术面临的经济压力、提高井组受效率和采收率，开展配方优化技术研究。
2.低成本调驱研究
2.1主剂浓度优化
为验证其可行性，利用H油田回注污水进行凝胶的配制，将原始配方主剂浓度分别降低10%、20%、30%，除氧剂浓度不变（0.02%），60℃条件下恒温30d，并观察其成胶情况，实验结果如下图所示。
结果显示：随着主剂浓度的降低，成胶粘度也随之降低，将主剂浓度降低20%时，15d成胶粘度为9531mPa？S，浓度降低超过20%后，成胶粘度明显下降，不能满足调驱的要求。实验证明，下调配方主剂浓度的方法是可行的，主剂浓度可降低20%（0.16%聚合物+0.12%交联剂+0.02%除氧剂）。
2.2除氧剂浓度优化
将主剂浓度保持不变（0.16%聚合物+0.12%交联剂），将除氧剂浓度分别降低25%、50%、75%，60℃条件下恒温30d，并观察其成胶情况，实验结果如下图所示。
结果显示：将除氧剂浓度降低50%时，15d成胶粘度为7999mPa？S，浓度降低超过50%，破胶速度加快，15d时不成胶。实验证明，除氧剂浓度降低50%是可行的。
2.3现场应用：
根据实验结果，最终将最优配方确定为“0.16%聚合物+0.12%交联剂+0.01%除氧剂”，该配方单位成本可降低7.74元/方。在现场试验50次，成胶48次，成胶率为94%，达到了2015年度平均水平，可推广应用。
目前在所有调驱井组应用低成本调驱技术，年度累计检测6300余样次，成胶率91.5%，平均成胶粘度6656mPa.s，年度节约药剂费201.4万元。。
3.变浓度调驱的研究
对于非均质性较强的油层，单一段塞注入方式可能发生剖面返转，药剂在高渗层突进，低渗层仍有大量剩余油没有动用，此外，还有可能出现注入困难或者压力爬坡过慢的问题，为此，开展变浓度调驱的研究。
在实验室利用模拟岩心进行物理模拟实验，研究变粘度调驱。
药剂：聚丙烯酰胺（海澜化工），交联剂（石大油服）。
實验用油：模拟H油田地下油。
岩心：模拟H油田地层，采用不同渗透率的人造岩心，
实验用水：H油田回注水。
在岩心中注入总量为0.2PV的不同组合方式的段塞，测定各自的最终采收率。段塞组合方式及结果如下表
实验结果显示：注入高浓度的前置段塞，主段塞浓度逐渐，最后注入高浓度的后续段塞的方法采收率最高，并且变浓度注入比单一浓度注入采收率更高。
通过对比几种组合方式的各层采收率后发现，经过交替注入后，高渗层调驱采收率提高值无显示变化，低渗层调驱采收率提高值有较大幅度的上升，这说明非均质油层，交替注入的主要驱油机理在于增加了低渗层的吸液量，有效动用了低渗层的剩余储量。
现场应用：根据注入压力的差异，优选相匹配的凝胶配方浓度，合理控制各注入井的爬坡压力与封堵强度，现场开展变浓度调驱5井次，注入压力得到较好的控制，阶段增油120吨。
4.结论
通过本次研究，得到以下几点认识：
（1）针对H油田深部调驱技术，将配方主剂浓度降低20%后可满足实施效果，并能较大程度节约药剂成本。
（2）合理控制配方浓度，以高低浓度交替的方式调驱，可有效动用低渗层储量，提高采收率。。
