改善聚表剂油藏适应性方法及其效果研究

苑盛旺， 卢祥国， 姜晓磊， 曹伟佳， 李建冰， 俆典平

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江大庆 163514； 3.中国石油大庆油田有限责任公司海外油田提高采收率项目部，黑龙江大庆 163711)



改善聚表剂油藏适应性方法及其效果研究

苑盛旺1， 卢祥国1， 姜晓磊1， 曹伟佳1， 李建冰2， 俆典平3

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江大庆 163514； 3.中国石油大庆油田有限责任公司海外油田提高采收率项目部，黑龙江大庆 163711)

抗盐聚合物通过分子间缔合作用来改变聚合物分子聚集态，促使其抗盐性明显提高。但改变聚合物分子聚集态也会增加分子线团尺寸，带来抗盐聚合物溶液油藏适应性变差问题。利用仪器分析、化学分析和现代物理模拟方法，以大庆油藏地质、流体和聚表剂为实验平台，以聚合物溶液黏度、分子线团尺寸、渗流特性和采收率等为评价指标，开展了聚表剂溶液分子聚集体调节方法及其效果实验研究。结果表明，β-环糊精可以抑制聚表剂分子间缔合程度，减小聚表剂分子聚集体尺寸，增加可进入储层渗透率范围。“聚表剂/β-环糊精”体系与岩心非均质性存在最佳匹配关系，此时聚表剂溶液扩大波及体积效果达到最佳，采收率增幅最大。

大庆油田； 聚表剂； β-环糊精； 缔合程度； 适应性评价

NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.The8thOilProductionPlantofDaqingOilfield,CNPC,DaqingHeilongjiang163514,China; 3.ImprovedRecoveryProjectDepartmentofOverseasOilfieldsinDaqingOilfield,CNPC,DaqingHeilongjiang163711,China)

抗盐聚合物以其优良的增黏性和抗盐性受到石油科技工作者的重视，在提高采收率中发挥着重要作用[1-2]。抗盐聚合物可分为两类：第一类是通过增加分子链长度来增强其包络水分子能力即增黏效果，如油田上正在使用的超高相对分子质量聚合物；第二类是通过分子链上疏水基团间缔合作用来形成网状聚集体，进而增强其包络水分子能力，如聚表剂、疏水缔合聚合物和枝化聚合物等[3-7]。尽管缔合作用形成的网状聚集体包络水分子能力较强，增黏效果较好，但这也造成聚合物分子线团尺寸增加，与孔喉结构间匹配关系变差，最终导致抗盐聚合物溶液驱替效果变差[8-10]。为了改善抗盐聚合物油藏适应性，本文以高分子化学、物理化学和油藏工程为理论指导，以仪器检测、化学分析和现代物理模拟为技术手段，以大庆储层物性和流体为实验平台，开展了抗盐聚合物分子缔合程度调节方法及其效果实验研究，这对改善抗盐聚合物驱替效果具有重要理论意义和应用价值。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验用抗盐聚合物为聚表剂，其相对分子质量为700×104，固含量为90%，大庆炼化公司生产；调节剂为β-环糊精，国药集团化学试剂有限公司生产。实验用油由大庆油田采油一厂脱气原油与煤油混合而成，油藏温度条件下黏度为9.8 mPa·s。实验用水为大庆油田采油一厂注入水，水质分析见表1。

表1 水质分析表

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心[11]，包括柱状和二维纵向非均质两种类型。前者用于聚表剂溶液渗流特性实验，几何尺寸为Φ×L=2.5 cm×10 cm，气测渗透率范围为(100～535)×10-3μm2。后者用于驱油效果实验，包括高中低3个渗透层，各小层厚度为1.5 cm，渗透率变异系数Vk分别为0.25(岩心1)、0.43(岩心2)、0.59(岩心3)和0.72(岩心4)，外观几何尺寸：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，各个小层渗透率设计见表2。

表2 岩心渗透率

1.2 仪器设备

(1) 黏度

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试黏度，转速为6 r/min，测试温度45 ℃。

(2) 分子线团尺寸Dh

采用美国布鲁克海文BI-200SM型广角动/静态光散射仪系统测试驱油剂中聚表剂分子线团尺寸Dh。

(3) 渗流特性和驱油效果

聚表剂溶液渗流特性和驱油效果实验仪器采用无锡石油仪器厂生产的岩心驱替实验装置，主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其他部分置于45 ℃恒温箱内。实验设备及流程见图1。

图1 实验设备及流程示意图

Fig.1 Sketch of experiment apparatus and its flow

1.3 内容设计

1.3.1 聚表剂溶液分子线团与储层岩石孔隙匹配关系 一般认为，聚表剂溶液分子线团与储层孔隙间具有良好匹配关系，是指聚表剂溶液通过岩心时注入压力能够达到稳定即不发生堵塞，通常把聚表剂溶液通过岩心而不发生堵塞的最低渗透率称之为渗透率极限。渗透率极限可以通过岩心流动实验来确定，利用注入压力是否可以达到稳定来判定是否发生了堵塞。

聚表剂溶液在岩心多孔介质内滞留量大小评价，除了注入压力指标外，还常用阻力系数FR和残余阻力系数FRR来表示，其定义为：

式中：Δp1为岩心水驱压差，MPa；Δp2为聚表剂溶液驱压差，MPa；Δp3为后续水驱压差，MPa。上述注入过程必须保持注液速度相同，液体注入量应当达到5 PV以上。

1.3.2 聚表剂溶液缔合程度与储层非均质性适应性 在聚合物溶液性能相同条件下，通过分析注入过程压力、采收率和含水率变化特征，考察聚表剂溶液缔合程度与岩心非均质性间适应性。

2 实验原理

2.1 抗盐聚合物增黏原理

抗盐聚合物通常是利用聚合物分子链上疏水基团间缔合作用(或交联作用)来改变聚合物分子聚集体，获得网型分子构型，从而增强聚合物分子聚集体包络水分子能力。因此，在相同浓度条件下抗盐聚合物溶液黏度要远高于普通(线性-支链型)聚合物溶液的值。

2.2 β-环糊精及其性能特点

β-环糊精拥有一个锥形外腔亲水和内腔疏水的圆环形结构。β-环糊精的重要性质是通过疏水作用力、氢键和范德华力等进行分子识别，可以与多种无机和有机小分子(如聚合物大分子等)形成主-客体包结复合物，从而使客体分子的反应活性和溶液性质等发生重大改变。当β-环糊精加入疏水缔合聚合物溶液后，它就会包裹疏水缔合聚合物分子链上疏水基团(见图2)，使它们之间的缔合作用难以发生，超分子聚集体和空间网络结构难以形成，宏观上表现为聚合物溶液黏度难以大幅度升高。因此，随β-环糊精质量分数增加，超分子聚集体数量减少，聚合物溶液黏度降低。一旦疏水缔合聚合物溶液中全部疏水基团都受到包裹，β-环糊精质量分数变化就不再影响聚合物溶液黏度。

图2 β-环糊精包裹疏水单体示意图

Fig.2 Sketch of β-CD wrapping hydrophobic monomer

随聚表剂溶液中调节剂浓度增加，发生缔合作用的疏水基团减少，它可以用缔合程度λ来描述：

式中：η为相同条件下等质量分数普通聚合物溶液黏度，mPa·s;ηi为未添加调节剂β-环糊精时溶液黏度，mPa·s;ηc为添加不同质量分数调节剂时溶液黏度，mPa·s。

3 结果分析

3.1 聚表剂溶液黏度和分子线团尺寸

3.1.1 黏度 采用注入污水配制质量浓度为1 000 mg/L聚表剂溶液，然后加入不同质量分数β-环糊精，测试其黏度，计算缔合程度。聚表剂溶液黏度测试和缔合程度计算结果见表3。

表3 黏度测试结果

注：1 000 mg/L普通聚合物溶液黏度为16.0 mPa·s。

由表3可知，随β-环糊精质量分数增加，聚表剂溶液缔合程度降低，黏度减小。当β-环糊精质量分数超过0.065%后，黏度不再降低，表明此时聚表剂分子间缔合作用受到最大程度的抑制。

3.1.2 分子线团尺寸Dh采用注入污水配制质量浓度为1 000 mg/L聚表剂溶液，加入不同质量分数β-环糊精，然后稀释成质量浓度为100 mg/L目的液，其分子线团尺寸测试结果见表4。

表4 分子线团尺寸测试结果

从表4中可以看出，随β-环糊精质量分数增加，聚表剂溶液中聚合物分子线团尺寸Dh降低。由此可见，β-环糊精可以改善聚合物分子聚集体与储层岩石孔隙间匹配关系。

3.2 流动特性

在聚表剂质量浓度为1 000 mg/L条件下，“β-环糊精/聚表剂”体系阻力系数和残余阻力系数测试结果见表5。

从表5中可以看出，β-环糊精质量分数和岩心渗透率对“β-环糊精/聚表剂”体系阻力系数和残余阻力系数存在影响。在聚表剂质量浓度(cP=1 000 mg/L)一定时，随β-环糊精质量分数增加，“β-环糊精/聚表剂”体系黏度下降，阻力系数和残余阻力系数减小。由此可见，随β-环糊精质量分数增加，聚表剂分子链间的缔合作用减弱，“β-环糊精/聚表剂”体系黏度下降，聚表剂分子聚集体尺寸变小，使得该体系与岩心孔隙间配伍性变好。添加β-环糊精可以增大聚表剂溶液可进入储层渗透率范围。

“β-环糊精/聚表剂”体系注入压力与注入PV数关系见图3。从图3中可以看出，当聚合物分子线团尺寸与岩心孔喉尺寸适应性较差时，随注入PV数增加，注入压力呈现出持续升高态势。反之，注入压力就会趋于稳定即注入压力与PV数关系曲线就会出现水平段。

表5 阻力系数和残余阻力系数

注：工作黏度为预剪切黏度，黏度保留率为70%。

图3 注入压力与注入孔隙体积倍数关系

Fig.3 Relationship between injection pressure and PV

综上所述，在聚表剂质量浓度为1 000 mg/L条件下，当β-环糊精质量分数为0时，“β-环糊精/聚表剂”体系对应渗透率极限为Kg=490×10-3μm2。类似地，当β-环糊精质量分数为0.002%、0.005%、0.010%和0.065%时，对应渗透率极限下降为Kg=340×10-3、220×10-3、195×10-3μm2和160×10-3μm2。

3.3 驱油效果

聚表剂溶液缔合程度与岩心非均质性适应性实验结果见表6。

表6 采收率实验数据

从表6中可以看出，随β-环糊精质量分数增加，聚表剂分子间缔合程度降低，聚合物溶液黏度降低。对于非均质性不同岩心，缔合程度对采收率增幅影响呈现不同变化趋势。对于“岩心1”，随β-环糊精质量分数增加，采收率增幅呈现递减趋势。对于“岩心2”、“岩心3”和“岩心4”，随β-环糊精质量分数增加，采收率增幅呈现先上升后下降变化趋势。当β-环糊精质量分数分别在0和0.002%时，“岩心1”和“岩心2”采收率增幅分别达到最大值，为18.5%和19.0%。由此可见，在储层平均渗透率相同条件下，当非均质性较强时，适当减小聚表剂缔合程度即增加β-环糊精质量分数可以增强聚表剂溶液与储层间适应性，进而提高驱油效果。

从表6中还可以看出，当聚表剂溶液中未添加β-环糊精时，随岩心渗透率级差增大，采收率增幅呈现持续下降趋势。当β-环糊精质量分数为0.002%和0.005%时，随岩心渗透率级差增大，采收率增幅呈现先上升后下降趋势，并在渗透率变异系数为0.43时达到最大，采收率增幅分别为19.0%和17.9%。当β-环糊精质量分数为0.010%和0.065%时，采收率增幅在渗透率变异系数为0.59时最大，分别为16.5%和14.2%，并随岩心渗透率级差增大呈现先上升后下降趋势。

对于“岩心1”，其非均质性较弱，且中低渗透层渗透率较高，此时聚表剂溶液分子聚集体与岩心孔隙间适应性较好，采收率增幅较大。但随β-环糊精质量分数增加，聚表剂分子间缔合作用减弱，聚表剂分子线团尺寸减小，这样不利于扩大波及体积，采收率增幅呈现下降趋势。随岩心非均质性逐渐增强即渗透率级差增加，低渗透层渗透率减小，与其相适应聚表剂分子线团尺寸减小，添加β-环糊精有利于扩大低渗透层的波及效果。但随β-环糊精质量分数增大，聚表剂分子聚集体尺寸减小，它在高渗层内滞留能力降低，液流转向效果变差。由此可见，“聚表剂/β-环糊精”体系与岩心非均质性存在最佳匹配关系，此时聚表剂溶液扩大波及体积效果达到最佳，采收率增幅最大[12-15]。

4 结论

(1) β-环糊精可以抑制聚表剂分子间缔合程度，减小聚表剂分子聚集体尺寸，增加可进入储层渗透率范围。

(2) “聚表剂/β-环糊精”体系与岩心非均质性存在最佳匹配关系，此时聚表剂溶液扩大波及体积效果达到最佳，采收率增幅最大。

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(编辑 宋官龙)

Research on the Method and Effect of Enhancing the Adaptability between Polymer-Surfactant Agent and Reservoir

Yuan Shengwang1, Lu Xiangguo1, Jiang Xiaolei1, Cao Weijia1, Li Jianbing2, Xu Dianping3

(1.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,CollegeofPetroleumEngineering,

Molecular aggregation state of salt-resistance polymer was changed by intermolecular association, which transparently enhanced its property of salt-resistance. However, molecular size was increased while the state of molecular aggregation was changed. Thus the question of worse adaptability between salt-resistance polymer and reservoir came out. By means of instrument analysis, chemical analysis and modern physical simulation method, taking reservoir geology, fluids and polymer-surfactant agent of Daqing as research platform, regarding polymer-surfactant solution viscosity, molecular thread size and seepage characteristics as evaluation index, the research on the adjusting method and effect of the state of molecular aggregation of polymer-surfactant agent was carried out. The results showed that β-CD could restrain the association of polymer-surfactant molecules, thus reduce the size of molecular aggregation of polymer-surfactant agent. All this led to the wider range of the permeability that could be flowed through. There existed a best matching relationship between polymer-surfactant/β-CD and core heterogeneity. On this point, the effect of enlarging sweeping volume of polymer-surfactant agent was optimal and recovery efficiency reached a climax.

Daqing oilfield; Polymer-surfactant; β-CD; Degree of association; Adaptability evaluation

1006-396X(2015)06-0049-06

2015-03-16

2015-08-31

黑龙江省自然科学基金重点项目资助(ZD201312)。

苑盛旺(1990-)，男，硕士研究生，从事提高采收率理论和技术研究；E-mail:yuanshengwangi3@163.com。

卢祥国(1960-)，男，博士，教授，博士生导师，从事提高采收率理论和技术研究；E-mail：luxiangg2003@aliyun.com。

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.06.010