高浓聚合物黏弹性分析及驱油参数优化

孙杰文，丁云宏，李宜强，卢拥军，邹洪岚，张 程

1)中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊065007;2)中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007;3)中国石油大学 (北京)，北京102249;4)大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江大庆163414

中国陆上油田多为砂岩储层，非均质性强且油和水黏度差异大，油相流度与水相流度的比值小于1，注入水沿高渗透率储层突进或沿储层内部高渗透率区域指进，导致油田开发后期油井含水率加速上升［1-4］.聚合物驱油作为强化采油的一种有效手段已被我国中、高含水期油田普遍采用［5］.但强化采油后仍有近50%的剩余油和残余油未被采出［6-7］.目前，三次采油(tertiary oil recovery，TOR)运用数值模拟、物理模拟及核磁共振等技术已证实聚合物溶液是一种黏弹性流体［8-11］.夏惠芬等［12-16］分析聚合物溶液在驱油过程中表现出的黏弹性时认为，利用聚合物溶液黏弹性可进一步提高驱油效率，增加油田最终采收率.

分子运动学研究表明，驱油用高分子量聚合物溶液为非牛顿流体，流动特性非常复杂，如爬杆现象和弹性回复等.许元泽［17］给出的高分子量聚合物溶液的动态力学数学模型的复数形式为

其中，ω为角频率(s－1);G*为复数模量(Pa)，表示物质反抗施加应变的阻力;G'为储能模量(Pa)，表征黏弹性流体的弹性;G″为耗能模量(Pa)，用以表征黏性，为不可逆损耗.

目前，油田进行聚合物溶液驱油时，采用的聚合物溶液质量浓度ρ(聚合物)最高为1 200 mg/L.本研究根据聚合物溶液驱油机理、高相对分子质量聚合物溶液动态力学模型及现场经验，设计ρ(聚合物)＞2 000 mg/L的高质量浓度聚合物溶液驱油的研究方案，利用RS600流变仪测定不同质量浓度和相对分子质量的聚合物溶液黏弹性，以某油田PⅠ1-2层为目的油层，开展相关室内实验及矿场试验.

1 实验材料与方法

1.1 实验材料

聚合物为部分水解聚丙烯酰胺 (partially hydrolyzed polyacrylamides，HPAM)，颗粒状，相对分子质量分别为1.9×107和2.5×107，固体质量分数为92.2%，水解度23.58%.实验用油为模拟油，井口原油处理后与航空煤油调和而成，45℃时黏度为10.4 mPa·s.实验用水取自现场配制站，水质分析见表1.

表1 水质分析报告Table 1 Report on examination of water quality单位:mg/L

1.2 聚合物溶液配制方法

配制聚合物母液 (5 000 mg/L).在烧杯中加入一定量清水，以立式搅拌器搅成漩涡状，漩涡高度为液面高度的2/3;计算聚合物用量并将称量好的聚合物干粉在1 min内均匀地撒在充分搅起的漩涡壁上，投放位置应在漩涡上方距中心2/3处;搅拌2 h，待聚合物充分溶解，停止搅拌;样品密封，室温下熟化2 h以上.

稀释聚合物母液.根据目的质量浓度，计算母液与稀释剂 (清水或污水)配比;立式搅拌器稀释母液 (200 r/min，≥30 min)，样品密封，熟化备用，实验前过滤.母液经清水稀释后得到的聚合物溶液用FD表示;母液经污水稀释后得到的聚合物溶液用WD表示.

1.3 仪器及工具

采用HAKE RS600流变仪测定G'、G″和复数黏度［18］;标准岩心流动驱替装置;人造砂岩岩心，均质，包括柱状岩心 (长5 cm，截面直径2.5 cm)和长方岩心 (4.5 cm×4.5 cm×30 cm)，气体渗透率分别为k1=1 μm2和k2=1.7 μm2(k为平均渗透率，平均误差＜0.8%).

2 结果与分析

2.1 流变性检测实验

根据表2测定不同聚合物溶液流变性.考虑到段塞组合注入驱油实验中第2段塞只用到相对分子质量为1.9×107、质量浓度为2 000 mg/L和4 000 mg/L的FD，此处未进行相对分子质量为1.9×107、质量浓度为3 000 mg/L的FD流变性实验.

表2 流变性测定实验方案*Table 2 Experimental program of test rheological单位:mg/L

不同水质、不同浓度和不同Mr(HPAM)聚合物溶液黏度与剪切速率γ关系曲线见图1.

图1 不同聚合物溶液黏度与γ关系曲线Fig.1 Viscosity-shear rate plot of inequable water quality and concentration and molecular weight

2.1.1 配制浓度对黏度的影响

由图1可知，随γ增加，黏度先升后降，黏度峰值见表3(鉴于相对分子质量为1.9×107时的FD及相对分子质量为2.5×107时的FD和WD，3个黏度实验结果一致，表3仅以相对分子质量为2.5×107时的FD结果为例).图1显示，黏度会随聚合物溶液质量浓度增大而增加;随γ的增加，质量浓度对黏度的贡献逐渐降低，黏损速率加大.

表3 不同质量浓度与γ条件下聚合物溶液黏度峰值*Table 3 Viscosity inflexion of different mass concentration and γ 单位:mPa·s

2.1.2 水质对聚合物溶液黏度的影响

水中盐离子能引起聚丙烯酰胺分子链皱缩，导致聚合物溶液出现黏损.随聚合物溶液质量浓度增加，其抗盐性能增强，黏度损失率降低.当聚合物溶液质量浓度达4 000 mg/L时，可基本抵消矿化度对黏度带来的影响.因此，提高聚合物溶液质量浓度可弱化配制水或地层水高矿化度对溶液造成的黏度损失，保证较高的黏度，以获得较好驱油效果.

2.1.3 相对分子质量对聚合物溶液黏度的影响

聚合物溶液质量浓度相同时，Mr(HPAM)越大，聚合物溶液黏度越大;γ相同时，Mr(HPAM)越大，黏度损失越大;随着聚合物溶液质量浓度增加，Mr(HPAM)引起的黏度差异缩小，当聚合物溶液质量浓度达到5 000 mg/L时，可基本抵消该差异.因此，在保证采收率的前提下，可视情况采用低Mr(HPAM)、高质量浓度聚合物溶液驱油方案，提高投入产出比.

2.1.4 聚合物溶液质量浓度对黏弹性的影响

不同水质、质量浓度和Mr(HPAM)聚合物溶液的G'和G″曲线结果，见图2和图3.

由图2和图3可知，在相同条件下，聚合物溶液质量浓度越大，G'越大;ω越高，弹性表现越明显;聚合物溶液质量浓度越低，曲线斜率越大，即低质量浓度聚合物溶液更易表现出弹性.G″规律与上述G'的规律相同.

2.1.5 水质对黏弹性的影响

聚合物溶液质量浓度相同，且Mr(HPAM)相同时，FD比WD的G'大.随聚合物溶液质量浓度增加，聚合物抗盐性能增强，该差距减小，进一步验证了水质对聚合物溶液黏度影响的结论.

图2 不同聚合物溶液G'曲线对比Fig.2 Comparsion of energy storage module plot of different polymer solutions

图3 不同聚合物溶液G″曲线对比Fig.3 Comparsion of energy consumption module plot of different polymer solutions

2.1.6 HPAM相对分子质量对黏弹性的影响

聚合物溶液质量浓度相同时，Mr(HPAM)越大，G'越大.随着ω增加，低Mr(HPAM)聚合物的弹性更易表现出来，该差异度减小.

2.1.7 水质和相对分子质量对黏弹性的共同影响

聚合物溶液质量浓度相同时，随ω的增加，高矿化度、高Mr(HPAM)的聚合物与低矿化度、低Mr(HPAM)的聚合物的弹黏性差异缩小，一定条件下，两者可相互替换使用.

2.1.8 同一样品黏弹性的变化规律

同一聚合物溶液的G'和G″随着ω增加而增大.通过计算曲线斜率可知，G'增加速率大于 G″，如Mr(HPAM)=2.5×107时，母液的G'曲线斜率为G″曲线斜率的2倍左右，可见，聚合物的黏弹性可以作为提高采收率的一个应用方向.

2.2 注入能力实验

向渗透率为k1和k2的两种岩心各注入4种不同质量浓度的聚合物溶液 (Mr(HPAM)=2.5×107)，结果如图4.

图4 注入能力实验方案及压力数据Fig.4 Plan of injection capacity experiment and pressure data

由图4可知，注入能力曲线虽然偏离标准曲线(斜率＞1)，但并未出现尾部上翘现象，表明4种质量浓度聚合物溶液对于这两种渗透率岩心均具备可注性，高质量浓度聚合物溶液驱油可行.

2.3 驱油实验

向两种渗透率的岩心分别注入6种不同质量浓度的聚合物溶液，Mr(HPAM)=2.5×107，ρ(FD)分别为2 000 mg/L、3 000 mg/L、4 000 mg/L和5 000 mg/L，以及ρ(WD)为2 000 mg/L和 4 000 mg/L，共12种注入方案，注入量84 mL，结果如图5.由图5可知，当岩心渗透率为k1时，随聚合物溶液质量浓度增加，采收率提高幅度递增.聚合物质量浓度小于4 000 mg/L时，不同质量浓度聚合物溶液驱油采收率提高幅度差异小于2.5%;母液注入时采收率提高幅度高达29.12%;WD驱油效果略差，但与FD聚合物溶液驱油采收率提高幅度差幅小于3%.岩心渗透率为k2时，随聚合物溶液质量浓度增加，采收率提高幅度递增.聚合物溶液质量浓度大于3 000 mg/L时，采收率增幅不明显，不同质量浓度聚合物溶液驱油的采收率增幅小于1.5%.ρ(聚合物)=2 000 mg/L时，FD及不同质量浓度WD聚合物溶液的驱油效果均较差.可见采用质量浓度为3 000 mg/L的聚合物溶液作为驱油剂，既经济又高效.

图5 驱油实验结果Fig.5 Data of displacing oil experiments

2.4 注入方式实验

对渗透率为k1的岩心，采用以下2种注入方式:①段塞1，聚合物溶液Mr(HPAM)=2.5×107，ρ(聚合物)=2 000 mg/L，注入量28 mL;②段塞 1，聚合物溶液 Mr(HPAM)=2.5×107，ρ(聚合物)=3 000 mg/L，注入量28 mL.

对渗透率为k2的岩心，采用以下2种注入方式:③段塞1，聚合物溶液Mr(HPAM)=2.5×107，ρ(聚合物)=4 000 mg/L，注入量28 mL;④段塞 1，聚合物溶液 Mr(HPAM)=2.5×107，ρ(聚合物)=5 000 mg/L，注入量28 mL.

以上4种方式在段塞2均注入聚合物溶液Mr(HPAM)=1.9×107，注入量56 mL.结果如图6.

由图6可知，4种注入方案的采收率提高幅度均小于20%，高渗透率岩心的驱油效果好于低渗透率的，说明段塞1注入聚合物质量浓度的提高，可有效封堵大孔隙，为后续段塞转向进入中小孔隙驱替剩余油提供保障.

图6 段塞组合注入实验方案及结果Fig.6 Plan and data of slug combination experiments

3 现场应用

某油田试验区块地质储量75×104t，目的层位PⅠ1-2物性好，平均渗透率1.5 μm2.该区采用斜行列井网，试验前含水率接近100%.

参考室内实验数据，采用Mr(HPAM)=2.5×107的聚合物溶液，ρ(聚合物)=3 000 mg/L，单井注入速度为34.5 m3/d.区块试注982 d，综合含水率由96%降至80%，单井日增油最高达2.8 t，区块累计增油24 068 t，经济效益显著.

结 语

综上研究可知:① 根据现场经验，提议将2 000 mg/L作为驱油用聚合物溶液的“高浓度”分界点;②聚合物溶液质量浓度越高，相对分子质量越大，其黏度越高，黏弹性越强，抗盐性增强，当聚合物质量浓度大于4 000 mg/L时可基本抵消矿化度造成的黏度损失，达到5 000 mg/L时可基本抵消相对分子质量造成的黏度差异;③ 高质量浓度聚合物溶液自身弹性效应及随ω变化的增速均高于黏性效应，可将其作为提高采收率的一个应用方向;④不同高质量浓度高相对分子质量聚合物在两种目的渗透率岩心中均可注入，油层渗透率为1 μm2时，可选用经济、高效、环保的低质量浓度清水聚合物溶液或高质量浓度污水聚合物溶液;当油层渗透率为1.7 μm2时，可选用经济、高效的3 000 mg/L清水聚合物溶液;⑤ 段塞注入时，第1段塞注入聚合物质量浓度提高可有效封堵大孔隙，使后续段塞转向进入中小孔隙驱替剩余油.

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