任亭亭，宮厚健，桑 茜，李亞軍，董明哲

(中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580)

聚驅(qū)后B-PPG與HPAM非均相復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)

任亭亭，宮厚健，桑 茜，李亞軍，董明哲

(中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580)

通過單填砂管流動實驗中阻力系數(shù)的測量，對聚驅(qū)后支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒(B-PPG)與水解聚丙烯酰胺(HPAM)復(fù)配的非均相體系的封堵性能進行了評價，優(yōu)選出了封堵能力最佳的B-PPG、HPAM非均相體系；通過滲透率不同的雙填砂管驅(qū)油實驗和微觀驅(qū)油實驗，研究了聚驅(qū)后非均相體系的調(diào)剖與驅(qū)油能力。單管封堵實驗結(jié)果表明：B-PPG與HPAM復(fù)配的非均相體系，能夠?qū)μ钌肮苓M行有效封堵，顯著提高聚驅(qū)后填砂管阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，HPAM與B-PPG按質(zhì)量比例6∶4(干重)配制時封堵效果最好。雙管調(diào)驅(qū)實驗結(jié)果表明：非均相體系調(diào)驅(qū)能夠明顯改善聚驅(qū)后高滲管和低滲管的分流比，使剩余油動用程度較低的低滲管采收率大幅提高。微觀實驗表明：非均相體系提高聚驅(qū)后采收率方式主要靠增大驅(qū)替液的波及系數(shù)來實現(xiàn)。

提高采收率；非均相體系；支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒；阻力系數(shù)；調(diào)剖

聚合物驅(qū)能夠提高原油采收率，已被油田開采實踐所證實[1-3]，但聚合物驅(qū)后油藏仍有豐富的剩余油殘余地下，此外,聚驅(qū)后油層高含水、剩余油更加分散、地層宏觀及微觀非均質(zhì)性加劇和大孔道驅(qū)油劑竄流等問題,使得化學(xué)驅(qū)越來越難以滿足油田提高采收率的要求。因此，對于聚合物驅(qū)規(guī)模應(yīng)用的油田，亟需開展聚驅(qū)后提高采收率的方法及機理研究，以減緩產(chǎn)量遞減，提高資源利用程度。針對聚驅(qū)后如何提高采收率問題，許多學(xué)者提出過表面活性劑驅(qū)[4]、聚表二元復(fù)合體系驅(qū)[5]、陽離子聚合物驅(qū)[6]、泡沫驅(qū)[7]、聚合物再利用[8]等技術(shù)，但存在黏性指進、波及系數(shù)小和穩(wěn)定性差等缺陷。由聚合物單體、交聯(lián)劑及其他添加劑進行交聯(lián)，然后經(jīng)烘干、粉碎、篩分形成的體膨型預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒(PPG)是一種新型深部液流轉(zhuǎn)向劑，具有地面交聯(lián)、施工方便、耐溫耐鹽性好等優(yōu)點[9-11]。PPG能夠吸水膨脹，膨脹后的顆粒具有彈性，壓力作用下能夠變形通過孔隙[12]，在油田應(yīng)用中取得了較好的控水增油效果[13-14]。勝利油田近期研制了一種新型支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒(B-PPG)，在主鏈上引入部分支化鏈，較大程度地提高了B-PPG懸浮液的黏度，B-PPG吸水膨脹后的顆粒尺寸遠小于傳統(tǒng)的PPG顆粒，可進入較低滲透率的地層進行深部調(diào)驅(qū)。B-PPG顆粒在懸浮液中容易沉降，與聚合物復(fù)配后可增大懸浮液體相黏度，增強B-PPG顆粒的懸浮性能。本文考察了不同質(zhì)量配比(干重)的B-PPG與HPAM非均相體系對填砂管的封堵能力，并通過填砂管實驗及微觀實驗對聚驅(qū)后非均相體系驅(qū)油效果進行了評價，以期為B-PPG的油田應(yīng)用提供指導(dǎo)。

1 實驗材料與方法

(1)聚驅(qū)后非均相體系封堵性能實驗

B-PPG與HPAM復(fù)配的非均相體系封堵性能用單填砂管驅(qū)替實驗來考察。實驗用水根據(jù)勝利油田地層水用NaCl、CaCl2、MgCl2·6H2O和蒸餾水配制，礦化度為9 667 mg/L。聚合物HPAM分子量約為2 000萬，水解度25%。B-PPG目數(shù)為160目。

實驗研究了B-PPG質(zhì)量分數(shù)(干重)為0%、20%、40%、60%、80%和100%時復(fù)配體系的封堵能力。實驗在恒溫水浴箱中進行，實驗溫度70 ℃，非均相體系總質(zhì)量濃度2 500 mg/L。實驗步驟如下：①填砂管抽真空，飽和地層水，計算孔隙度，水測填砂管滲透率；②以0.3 mL/min的流速水驅(qū)0.2 PV，記錄水驅(qū)過程中填砂管入口端與出口端的壓差，由于出口端壓力為大氣壓，所以入口端的測量壓力就等于入口端與出口端的壓差；③以相同流速注0.5 PV聚合物段塞，記錄注入過程填砂管入口端與出口端的壓差；④以相同流速注水0.5 PV，記錄水驅(qū)過程中填砂管入口端與出口端的壓差，計算此時填砂管滲透率；⑤以相同注入速度繼續(xù)注B-PPG質(zhì)量分數(shù)(干重)不同的復(fù)配體系0.5 PV，記錄注入過程中填砂管入口端與出口端的壓差；⑥以相同注入速度進行后續(xù)水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，記錄水驅(qū)過程填砂管入口端與出口端的壓差，計算填砂管滲透率。聚合物驅(qū)和聚驅(qū)后復(fù)合體系驅(qū)的阻力系數(shù)FR和殘余阻力系數(shù)FRR計算式分別為

(1)

(2)

式中：FR為阻力系數(shù)；Δp1為注入聚合物時填砂管入口端與出口端的壓差，kPa；Δp2為注入復(fù)合體系時填砂管入口端與出口端的壓差，kPa；Δpw1為注入聚合物前進行水驅(qū)時填砂管入口端與出口端的壓差，kPa；FRR為殘余阻力系數(shù)；K1為聚合物驅(qū)之前的水測填砂管滲透率，μm2；K2為注入聚合物后進行水驅(qū)時測得的填砂管滲透率，μm2；K3為注入復(fù)合體系后進行水驅(qū)時測得的填砂管滲透率，μm2；Δpw2為注入聚合物后進行水驅(qū)時填砂管入口端與出口端的壓差，kPa；Δpw3為注入復(fù)合體系后進行水驅(qū)時填砂管入口端與出口端的壓差，kPa。

(2)聚驅(qū)后非均相體系雙管調(diào)驅(qū)實驗

用非均質(zhì)雙填砂管調(diào)驅(qū)實驗來研究B-PPG與HPAM復(fù)配體系的調(diào)剖和驅(qū)油效果。驅(qū)替實驗用油為勝利油田坨四外輸原油，70 ℃下黏度68.4mPa·s，實驗用水、HPAM和B-PPG與封堵性能實驗所用的相同。高滲管滲透率8.5m2，低滲管滲透率1.2m2，實驗溫度70 ℃，流速0.3mL/min。進行實驗之前先將填砂管飽和油后在恒溫水浴箱中老化3d，然后采用合注分采的方式按水驅(qū)—聚驅(qū)—后續(xù)水驅(qū)—非均相驅(qū)—后續(xù)水驅(qū)步驟進行，記錄實驗過程中雙管分流量和采收率隨注入孔隙體積倍數(shù)(PV)的變化。

(3)聚驅(qū)后非均相體系微觀驅(qū)油實驗

微觀驅(qū)油實驗用油為坨四外輸原油與煤油按1∶1的質(zhì)量比配制，以降低原油黏度，增加流動性，25 ℃下黏度為18.7mPa·s。所用微觀模型為非均質(zhì)微觀玻璃刻蝕網(wǎng)絡(luò)模型，實驗按照水驅(qū)—聚驅(qū)—后續(xù)水驅(qū)—非均相體系驅(qū)的步驟進行，注入速度0.15L/min。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 聚驅(qū)后非均相體系封堵性能

實驗測試了非均相體系中B-PPG質(zhì)量分數(shù)(干重)分別為0%、20%、40%、60%、80%和100%時聚驅(qū)后單填砂管阻力系數(shù)，如表1所示。

可以看出，單一B-PPG體系雖然具有一定黏度，但黏度較低。實驗過程中長時間放置容易發(fā)生沉降，影響B(tài)-PPG在填砂管中的注入能力。與聚合物復(fù)配后能夠有效增大體系黏度，增加B-PPG顆粒的懸浮性能，使B-PPG更容易進入填砂管進行封堵。聚合物質(zhì)量分數(shù)(干重)越高，體系的黏度越大，但非均相體系的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)并不隨體系黏度的增大而一直增大，而是呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢。說明非均相體系增大填砂管阻力系數(shù)主要靠B-PPG顆粒，同時顆粒的易注入性對非均相體系的封堵能力有很大影響。聚合物和B-PPG質(zhì)量配比(干重)為60∶40時，非均相體系阻力系數(shù)達到最大。

表1 不同質(zhì)量配比(干重)的非均相體系單填砂管驅(qū)替過程的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

為了研究驅(qū)替過程中阻力系數(shù)隨注入PV數(shù)的變化，圖1給出了聚驅(qū)后注B-PPG質(zhì)量分數(shù)(干重)為40%的非均相體系過程中阻力系數(shù)隨PV數(shù)的變化，單填砂管滲透率為2.7 μm2?？梢钥吹剑钌肮芩?qū)后注聚合物，阻力系數(shù)升高，注聚結(jié)束時填砂管阻力系數(shù)達到115；后續(xù)水驅(qū)階段填砂管阻力系數(shù)迅速下降，水驅(qū)結(jié)束時填砂管殘余阻力系數(shù)基本穩(wěn)定在38。轉(zhuǎn)注B-PPG和HPAM復(fù)配的非均相體系后，填砂管阻力系數(shù)先迅速升高，升高到一定值后逐漸平穩(wěn)，并呈鋸齒狀波動狀態(tài)，平穩(wěn)時的阻力系數(shù)遠大于注聚合物時的阻力系數(shù)，達到287；后續(xù)注水階段阻力系數(shù)先下降，后逐漸平穩(wěn)，水驅(qū)結(jié)束時殘余阻力系數(shù)仍然很高，為132。

圖1 聚驅(qū)后注非均相體系單管阻力系數(shù)隨注入PV的變化

聚合物溶液依靠高黏度來增大驅(qū)替液在填砂管中的阻力系數(shù)，后續(xù)注水在聚合物溶液占據(jù)的孔道中突破后，填砂管阻力系數(shù)會迅速降低。聚合物和B-PPG復(fù)配形成的非均相體系，不僅具有聚合物溶液的高黏度性質(zhì)，又具有B-PPG顆粒的黏彈性特征。因此轉(zhuǎn)注非均相體系后，一方面由于驅(qū)替液黏度高而增大阻力系數(shù)，另一方面體系中的B-PPG顆粒在高黏溶液攜帶下進入填砂管，對大孔道進行封堵，極大地增加了驅(qū)替液在填砂管中的流動阻力，所以填砂管阻力系數(shù)會迅速大幅度提高。由于B-PPG顆粒具有黏彈性，在壓差作用下可以不斷發(fā)生變形通過孔道，然后繼續(xù)在下一孔道進行封堵，因此填砂管阻力系數(shù)會出現(xiàn)鋸齒狀波動。后續(xù)注水過程中，B-PPG在水流的推動下繼續(xù)在填砂管中運移，繼續(xù)發(fā)揮封堵效果，因此后續(xù)水驅(qū)階段仍能保持較高的阻力系數(shù)。

2.2 聚驅(qū)后非均相體系雙管調(diào)剖驅(qū)油效果

通過滲透率不同的雙填砂管驅(qū)油實驗，研究了B-PPG與聚合物復(fù)配的非均相體系的調(diào)驅(qū)效果，所用的復(fù)合體系中聚合物和B-PPG質(zhì)量配比(干重)為6∶4，因為此質(zhì)量配比時復(fù)合體系的封堵性能最優(yōu)。

調(diào)驅(qū)過程中雙管分流量隨注入PV的變化如圖2所示，可以看出，水驅(qū)階段注水從高滲管突破后，液流只進入高滲管，注聚合物后雙管吸水剖面有所改善，高低滲管分流比由水驅(qū)結(jié)束時的100∶0變?yōu)榧s80∶20；聚驅(qū)后再進行水驅(qū)，聚合物的調(diào)剖效果迅速失效，后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時高滲管分流量又升高于95%。轉(zhuǎn)注非均相體系后，低滲管分流量迅速升高并超過高滲管，雙管分流量發(fā)生逆轉(zhuǎn)，在此后的非均相驅(qū)階段及后續(xù)注水階段，高滲管和低滲管分流量在30%～70%附近波動，并發(fā)生多次液流轉(zhuǎn)向，說明聚合物和B-PPG復(fù)配的非均相體系能極大改善非均質(zhì)填砂管的吸水剖面，調(diào)剖效果顯著，并且非均相體系的調(diào)剖能力在后續(xù)水驅(qū)階段依然能夠持續(xù)有效地發(fā)揮。這是由于體系中的B-PPG顆粒在高黏溶液攜帶下進入非均質(zhì)填砂管，并優(yōu)先對高滲管進行選擇性封堵，增大了驅(qū)替液在高滲管中的流動阻力，致使低滲管的分流量迅速上升；凝膠顆粒進入低滲管后同樣會發(fā)揮封堵特性，增大低滲管流動阻力降低驅(qū)替液注入能力。B-PPG顆粒在高滲管和低滲管這種不斷的交替封堵是分流量曲線不斷波動變化的原因。

圖2 聚驅(qū)后非均相驅(qū)雙管分流量隨注入PV的變化

聚驅(qū)后非均相調(diào)驅(qū)不同階段雙管采收率數(shù)據(jù)見表2?？梢钥闯?，非均質(zhì)雙填砂管一次水驅(qū)采收率為36.5%，注聚合物后能較大程度地提高水驅(qū)后原油采收率，雙管整體采收率提高20.3%，但高滲管采收率已達到70.7%，低滲管采收率僅為43.3%，說明聚合物驅(qū)仍然是以提高高滲管采收率為主，低滲管剩余油飽和度高，后續(xù)開發(fā)潛力大。注非均相體系后，填砂管采收率在聚合物驅(qū)的基礎(chǔ)上又有顯著提高，雙管整體采收率提高21.5%，最終達到78.3%。 低滲管采收較聚驅(qū)提高30.9%， 高滲管僅

提高12.1%，說明非均相體系調(diào)驅(qū)能使低滲透填砂管剩余油得到有效開發(fā)。從圖2中的雙管分流曲線可以看出，非均相調(diào)驅(qū)后顯著改善了非均質(zhì)填砂管的吸水剖面，使驅(qū)替液能夠更多地進入低滲管，增大體系的波及系數(shù)，從而使低滲管中的剩余油得到有效動用。

表2 雙填砂管聚驅(qū)后非均相驅(qū)實驗不同階段的采收率

2.3 聚驅(qū)后非均相驅(qū)油效果微觀實驗

通過非均質(zhì)填砂管驅(qū)油實驗可以看到B-PPG與聚合物復(fù)配的非均相體系能夠較大程度地提高聚驅(qū)后原油采收率。為了進一步弄清非均相驅(qū)替時剩余油的動用情況，直觀地觀察聚驅(qū)后非均相體系的驅(qū)油效果，又進行了聚驅(qū)后非均相體系驅(qū)油的微觀實驗研究。非均相體系聚合物與B-PPG質(zhì)量配比(干重)為60∶40，不同驅(qū)替階段油水分布如圖3所示。

圖3 微觀驅(qū)油實驗不同驅(qū)替階段油水分布

可以看出，微觀模型飽和油后進行水驅(qū)時，水流只能對高滲區(qū)域原油進行驅(qū)替，對低滲區(qū)域的小孔道，水流則未能進入(圖3(a)，圖3(b))。注聚合物后，低滲區(qū)域內(nèi)的原油部分得到動用(圖3(c))，這是因為聚合物黏度高，改善了水油流度比，使驅(qū)替液的波及系數(shù)得到較大提高。但聚合物驅(qū)替后無論高滲區(qū)域還是低滲區(qū)域都仍有較多的原油殘留，剩余油飽和度仍然很高。進行非均相驅(qū)替后，高滲和低滲區(qū)域的剩余油采出程度都得到極大提高，模型中只存在部分零散的剩余油(圖3(d))，這主要是由于注非均相體系驅(qū)替時，體系中的B-PPG顆粒在不同孔徑的孔道中進行動態(tài)的交替封堵，使驅(qū)替液不斷產(chǎn)生轉(zhuǎn)向，因此驅(qū)替液能夠進入聚合物溶液難以進入的孔道中驅(qū)油，極大地提高驅(qū)替液的波及系數(shù)；同時，凝膠顆粒在以變形的方式通過孔道運移時，對殘存在孔道中的剩余油也能發(fā)揮驅(qū)替效果；此外，非均相體系中聚合物的增黏作用也能起到一定的增大波及系數(shù)的作用。

3 結(jié) 論

(1)B-PPG與聚合物復(fù)配的非均相體系既具有黏彈性顆粒的特征，又具有聚合物溶液的高黏性質(zhì)。由于B-PPG顆粒對填砂管孔道的封堵作用及高黏溶液中顆粒懸浮性能改善、易進入巖心的性質(zhì)，非均相體系能夠極大提高聚驅(qū)后填砂管阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，有效解決聚驅(qū)后巖心阻力系數(shù)下降快、封堵能力差的問題。

(2)非均相體系中的B-PPG顆粒對非均質(zhì)巖心的交替封堵使液流不斷發(fā)生轉(zhuǎn)向，顯著改善了非均質(zhì)巖心的吸水剖面，有效解決了聚合物調(diào)剖能力弱、后續(xù)注水迅速失效的問題。

(3)雙管模型驅(qū)油實驗中，聚驅(qū)后注非均相體系驅(qū)油能夠使剩余油飽和度較高的低滲填砂管中的原油得到有效動用，低滲填砂管采收率較聚驅(qū)提高30.9%，填砂管整體采收率較聚驅(qū)提高21.5%，而增大驅(qū)替液的波及系數(shù)是非均相體系提高聚驅(qū)后原油采收率的主要原因。

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責(zé)任編輯：賀元旦

2015-04-20

國家自然科學(xué)基金項目“油氣水三相微觀-連續(xù)介質(zhì)三維流動模擬研究”(編號：51274225)和超臨界CO2微乳液體系的構(gòu)筑及其驅(qū)油機理研究(編號：51204197)；博士點基金項目“注溶劑提高稠油采收率的微觀-連續(xù)介質(zhì)模擬研究”(編號：20110133110007)

任亭亭(1989-)，女，碩士研究生，主要從事提高采收率與采油化學(xué)方面的研究。E-mail:rentingting217@163.com

1673-064X(2015)05-0054-05

TE357

A