聚驱后B-PPG与HPAM非均相复合驱提高采收率技术

任亭亭，宫厚健，桑 茜，李亚军，董明哲

(中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580)

聚驱后B-PPG与HPAM非均相复合驱提高采收率技术

任亭亭，宫厚健，桑 茜，李亚军，董明哲

(中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580)

通过单填砂管流动实验中阻力系数的测量，对聚驱后支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)与水解聚丙烯酰胺(HPAM)复配的非均相体系的封堵性能进行了评价，优选出了封堵能力最佳的B-PPG、HPAM非均相体系；通过渗透率不同的双填砂管驱油实验和微观驱油实验，研究了聚驱后非均相体系的调剖与驱油能力。单管封堵实验结果表明：B-PPG与HPAM复配的非均相体系，能够对填砂管进行有效封堵，显著提高聚驱后填砂管阻力系数和残余阻力系数，HPAM与B-PPG按质量比例6∶4(干重)配制时封堵效果最好。双管调驱实验结果表明：非均相体系调驱能够明显改善聚驱后高渗管和低渗管的分流比，使剩余油动用程度较低的低渗管采收率大幅提高。微观实验表明：非均相体系提高聚驱后采收率方式主要靠增大驱替液的波及系数来实现。

提高采收率；非均相体系；支化预交联凝胶颗粒；阻力系数；调剖

聚合物驱能够提高原油采收率，已被油田开采实践所证实[1-3]，但聚合物驱后油藏仍有丰富的剩余油残余地下，此外,聚驱后油层高含水、剩余油更加分散、地层宏观及微观非均质性加剧和大孔道驱油剂窜流等问题,使得化学驱越来越难以满足油田提高采收率的要求。因此，对于聚合物驱规模应用的油田，亟需开展聚驱后提高采收率的方法及机理研究，以减缓产量递减，提高资源利用程度。针对聚驱后如何提高采收率问题，许多学者提出过表面活性剂驱[4]、聚表二元复合体系驱[5]、阳离子聚合物驱[6]、泡沫驱[7]、聚合物再利用[8]等技术，但存在黏性指进、波及系数小和稳定性差等缺陷。由聚合物单体、交联剂及其他添加剂进行交联，然后经烘干、粉碎、筛分形成的体膨型预交联凝胶颗粒(PPG)是一种新型深部液流转向剂，具有地面交联、施工方便、耐温耐盐性好等优点[9-11]。PPG能够吸水膨胀，膨胀后的颗粒具有弹性，压力作用下能够变形通过孔隙[12]，在油田应用中取得了较好的控水增油效果[13-14]。胜利油田近期研制了一种新型支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)，在主链上引入部分支化链，较大程度地提高了B-PPG悬浮液的黏度，B-PPG吸水膨胀后的颗粒尺寸远小于传统的PPG颗粒，可进入较低渗透率的地层进行深部调驱。B-PPG颗粒在悬浮液中容易沉降，与聚合物复配后可增大悬浮液体相黏度，增强B-PPG颗粒的悬浮性能。本文考察了不同质量配比(干重)的B-PPG与HPAM非均相体系对填砂管的封堵能力，并通过填砂管实验及微观实验对聚驱后非均相体系驱油效果进行了评价，以期为B-PPG的油田应用提供指导。

1 实验材料与方法

(1)聚驱后非均相体系封堵性能实验

B-PPG与HPAM复配的非均相体系封堵性能用单填砂管驱替实验来考察。实验用水根据胜利油田地层水用NaCl、CaCl2、MgCl2·6H2O和蒸馏水配制，矿化度为9 667 mg/L。聚合物HPAM分子量约为2 000万，水解度25%。B-PPG目数为160目。

实验研究了B-PPG质量分数(干重)为0%、20%、40%、60%、80%和100%时复配体系的封堵能力。实验在恒温水浴箱中进行，实验温度70 ℃，非均相体系总质量浓度2 500 mg/L。实验步骤如下：①填砂管抽真空，饱和地层水，计算孔隙度，水测填砂管渗透率；②以0.3 mL/min的流速水驱0.2 PV，记录水驱过程中填砂管入口端与出口端的压差，由于出口端压力为大气压，所以入口端的测量压力就等于入口端与出口端的压差；③以相同流速注0.5 PV聚合物段塞，记录注入过程填砂管入口端与出口端的压差；④以相同流速注水0.5 PV，记录水驱过程中填砂管入口端与出口端的压差，计算此时填砂管渗透率；⑤以相同注入速度继续注B-PPG质量分数(干重)不同的复配体系0.5 PV，记录注入过程中填砂管入口端与出口端的压差；⑥以相同注入速度进行后续水驱至压力稳定，记录水驱过程填砂管入口端与出口端的压差，计算填砂管渗透率。聚合物驱和聚驱后复合体系驱的阻力系数FR和残余阻力系数FRR计算式分别为

(1)

(2)

式中：FR为阻力系数；Δp1为注入聚合物时填砂管入口端与出口端的压差，kPa；Δp2为注入复合体系时填砂管入口端与出口端的压差，kPa；Δpw1为注入聚合物前进行水驱时填砂管入口端与出口端的压差，kPa；FRR为残余阻力系数；K1为聚合物驱之前的水测填砂管渗透率，μm2；K2为注入聚合物后进行水驱时测得的填砂管渗透率，μm2；K3为注入复合体系后进行水驱时测得的填砂管渗透率，μm2；Δpw2为注入聚合物后进行水驱时填砂管入口端与出口端的压差，kPa；Δpw3为注入复合体系后进行水驱时填砂管入口端与出口端的压差，kPa。

(2)聚驱后非均相体系双管调驱实验

用非均质双填砂管调驱实验来研究B-PPG与HPAM复配体系的调剖和驱油效果。驱替实验用油为胜利油田坨四外输原油，70 ℃下黏度68.4mPa·s，实验用水、HPAM和B-PPG与封堵性能实验所用的相同。高渗管渗透率8.5m2，低渗管渗透率1.2m2，实验温度70 ℃，流速0.3mL/min。进行实验之前先将填砂管饱和油后在恒温水浴箱中老化3d，然后采用合注分采的方式按水驱—聚驱—后续水驱—非均相驱—后续水驱步骤进行，记录实验过程中双管分流量和采收率随注入孔隙体积倍数(PV)的变化。

(3)聚驱后非均相体系微观驱油实验

微观驱油实验用油为坨四外输原油与煤油按1∶1的质量比配制，以降低原油黏度，增加流动性，25 ℃下黏度为18.7mPa·s。所用微观模型为非均质微观玻璃刻蚀网络模型，实验按照水驱—聚驱—后续水驱—非均相体系驱的步骤进行，注入速度0.15L/min。

2 实验结果与分析

2.1 聚驱后非均相体系封堵性能

实验测试了非均相体系中B-PPG质量分数(干重)分别为0%、20%、40%、60%、80%和100%时聚驱后单填砂管阻力系数，如表1所示。

可以看出，单一B-PPG体系虽然具有一定黏度，但黏度较低。实验过程中长时间放置容易发生沉降，影响B-PPG在填砂管中的注入能力。与聚合物复配后能够有效增大体系黏度，增加B-PPG颗粒的悬浮性能，使B-PPG更容易进入填砂管进行封堵。聚合物质量分数(干重)越高，体系的黏度越大，但非均相体系的阻力系数和残余阻力系数并不随体系黏度的增大而一直增大，而是呈现先增大后减小的趋势。说明非均相体系增大填砂管阻力系数主要靠B-PPG颗粒，同时颗粒的易注入性对非均相体系的封堵能力有很大影响。聚合物和B-PPG质量配比(干重)为60∶40时，非均相体系阻力系数达到最大。

表1 不同质量配比(干重)的非均相体系单填砂管驱替过程的阻力系数和残余阻力系数

为了研究驱替过程中阻力系数随注入PV数的变化，图1给出了聚驱后注B-PPG质量分数(干重)为40%的非均相体系过程中阻力系数随PV数的变化，单填砂管渗透率为2.7 μm2。可以看到，填砂管水驱后注聚合物，阻力系数升高，注聚结束时填砂管阻力系数达到115；后续水驱阶段填砂管阻力系数迅速下降，水驱结束时填砂管残余阻力系数基本稳定在38。转注B-PPG和HPAM复配的非均相体系后，填砂管阻力系数先迅速升高，升高到一定值后逐渐平稳，并呈锯齿状波动状态，平稳时的阻力系数远大于注聚合物时的阻力系数，达到287；后续注水阶段阻力系数先下降，后逐渐平稳，水驱结束时残余阻力系数仍然很高，为132。

图1 聚驱后注非均相体系单管阻力系数随注入PV的变化

聚合物溶液依靠高黏度来增大驱替液在填砂管中的阻力系数，后续注水在聚合物溶液占据的孔道中突破后，填砂管阻力系数会迅速降低。聚合物和B-PPG复配形成的非均相体系，不仅具有聚合物溶液的高黏度性质，又具有B-PPG颗粒的黏弹性特征。因此转注非均相体系后，一方面由于驱替液黏度高而增大阻力系数，另一方面体系中的B-PPG颗粒在高黏溶液携带下进入填砂管，对大孔道进行封堵，极大地增加了驱替液在填砂管中的流动阻力，所以填砂管阻力系数会迅速大幅度提高。由于B-PPG颗粒具有黏弹性，在压差作用下可以不断发生变形通过孔道，然后继续在下一孔道进行封堵，因此填砂管阻力系数会出现锯齿状波动。后续注水过程中，B-PPG在水流的推动下继续在填砂管中运移，继续发挥封堵效果，因此后续水驱阶段仍能保持较高的阻力系数。

2.2 聚驱后非均相体系双管调剖驱油效果

通过渗透率不同的双填砂管驱油实验，研究了B-PPG与聚合物复配的非均相体系的调驱效果，所用的复合体系中聚合物和B-PPG质量配比(干重)为6∶4，因为此质量配比时复合体系的封堵性能最优。

调驱过程中双管分流量随注入PV的变化如图2所示，可以看出，水驱阶段注水从高渗管突破后，液流只进入高渗管，注聚合物后双管吸水剖面有所改善，高低渗管分流比由水驱结束时的100∶0变为约80∶20；聚驱后再进行水驱，聚合物的调剖效果迅速失效，后续水驱结束时高渗管分流量又升高于95%。转注非均相体系后，低渗管分流量迅速升高并超过高渗管，双管分流量发生逆转，在此后的非均相驱阶段及后续注水阶段，高渗管和低渗管分流量在30%～70%附近波动，并发生多次液流转向，说明聚合物和B-PPG复配的非均相体系能极大改善非均质填砂管的吸水剖面，调剖效果显著，并且非均相体系的调剖能力在后续水驱阶段依然能够持续有效地发挥。这是由于体系中的B-PPG颗粒在高黏溶液携带下进入非均质填砂管，并优先对高渗管进行选择性封堵，增大了驱替液在高渗管中的流动阻力，致使低渗管的分流量迅速上升；凝胶颗粒进入低渗管后同样会发挥封堵特性，增大低渗管流动阻力降低驱替液注入能力。B-PPG颗粒在高渗管和低渗管这种不断的交替封堵是分流量曲线不断波动变化的原因。

图2 聚驱后非均相驱双管分流量随注入PV的变化

聚驱后非均相调驱不同阶段双管采收率数据见表2。可以看出，非均质双填砂管一次水驱采收率为36.5%，注聚合物后能较大程度地提高水驱后原油采收率，双管整体采收率提高20.3%，但高渗管采收率已达到70.7%，低渗管采收率仅为43.3%，说明聚合物驱仍然是以提高高渗管采收率为主，低渗管剩余油饱和度高，后续开发潜力大。注非均相体系后，填砂管采收率在聚合物驱的基础上又有显著提高，双管整体采收率提高21.5%，最终达到78.3%。 低渗管采收较聚驱提高30.9%， 高渗管仅

提高12.1%，说明非均相体系调驱能使低渗透填砂管剩余油得到有效开发。从图2中的双管分流曲线可以看出，非均相调驱后显著改善了非均质填砂管的吸水剖面，使驱替液能够更多地进入低渗管，增大体系的波及系数，从而使低渗管中的剩余油得到有效动用。

表2 双填砂管聚驱后非均相驱实验不同阶段的采收率

2.3 聚驱后非均相驱油效果微观实验

通过非均质填砂管驱油实验可以看到B-PPG与聚合物复配的非均相体系能够较大程度地提高聚驱后原油采收率。为了进一步弄清非均相驱替时剩余油的动用情况，直观地观察聚驱后非均相体系的驱油效果，又进行了聚驱后非均相体系驱油的微观实验研究。非均相体系聚合物与B-PPG质量配比(干重)为60∶40，不同驱替阶段油水分布如图3所示。

图3 微观驱油实验不同驱替阶段油水分布

可以看出，微观模型饱和油后进行水驱时，水流只能对高渗区域原油进行驱替，对低渗区域的小孔道，水流则未能进入(图3(a)，图3(b))。注聚合物后，低渗区域内的原油部分得到动用(图3(c))，这是因为聚合物黏度高，改善了水油流度比，使驱替液的波及系数得到较大提高。但聚合物驱替后无论高渗区域还是低渗区域都仍有较多的原油残留，剩余油饱和度仍然很高。进行非均相驱替后，高渗和低渗区域的剩余油采出程度都得到极大提高，模型中只存在部分零散的剩余油(图3(d))，这主要是由于注非均相体系驱替时，体系中的B-PPG颗粒在不同孔径的孔道中进行动态的交替封堵，使驱替液不断产生转向，因此驱替液能够进入聚合物溶液难以进入的孔道中驱油，极大地提高驱替液的波及系数；同时，凝胶颗粒在以变形的方式通过孔道运移时，对残存在孔道中的剩余油也能发挥驱替效果；此外，非均相体系中聚合物的增黏作用也能起到一定的增大波及系数的作用。

3 结 论

(1)B-PPG与聚合物复配的非均相体系既具有黏弹性颗粒的特征，又具有聚合物溶液的高黏性质。由于B-PPG颗粒对填砂管孔道的封堵作用及高黏溶液中颗粒悬浮性能改善、易进入岩心的性质，非均相体系能够极大提高聚驱后填砂管阻力系数和残余阻力系数，有效解决聚驱后岩心阻力系数下降快、封堵能力差的问题。

(2)非均相体系中的B-PPG颗粒对非均质岩心的交替封堵使液流不断发生转向，显著改善了非均质岩心的吸水剖面，有效解决了聚合物调剖能力弱、后续注水迅速失效的问题。

(3)双管模型驱油实验中，聚驱后注非均相体系驱油能够使剩余油饱和度较高的低渗填砂管中的原油得到有效动用，低渗填砂管采收率较聚驱提高30.9%，填砂管整体采收率较聚驱提高21.5%，而增大驱替液的波及系数是非均相体系提高聚驱后原油采收率的主要原因。

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责任编辑：贺元旦

2015-04-20

国家自然科学基金项目“油气水三相微观-连续介质三维流动模拟研究”(编号：51274225)和超临界CO2微乳液体系的构筑及其驱油机理研究(编号：51204197)；博士点基金项目“注溶剂提高稠油采收率的微观-连续介质模拟研究”(编号：20110133110007)

任亭亭(1989-)，女，硕士研究生，主要从事提高采收率与采油化学方面的研究。E-mail:rentingting217@163.com

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

TE357

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