新型疏水型聚合物体系液流转向性能实验评价

Rogachev Mikhail,Kondrashev Artem

（National Mineral Resources University (University of Mines)）

新型疏水型聚合物体系液流转向性能实验评价

Rogachev Mikhail,Kondrashev Artem

（National Mineral Resources University (University of Mines)）

针对新型疏水型聚合物体系GPS-1进行了低渗透非均质油藏驱替实验，分析其液流转向性能。采用均质岩心、非均质饱和油岩心和非均质饱和水岩心进行了3组共9个驱替实验，结果表明：与原始聚合物溶液相比，GPS-1溶液在注入性和抑水能力方面均有显著提高，注入压力梯度约降低一半，隔水屏障破坏时水相压力梯度及残余阻力系数均大幅增加；GPS-1溶液能够形成高强度隔水屏障，提高非均质油层的水驱油效率；GPS-1结合氯化钙溶液段塞式注入能强化隔水性能，显著提高驱油效率；GPS-1具有强选择性封堵能力，不仅能在饱和水层位中形成隔水屏障，有效封堵高渗层位，还能使大量注入水流入水驱目的层位，改善注水开发效果。图5表3参20

疏水型聚合物体系；驱替实验；液流转向性能；水驱油效率

0 引言

由于优质储集层中低黏度原油储量逐渐枯竭，西西伯利亚地区原油品质不断下降。该地区现有主力油田均已进入开发中后期，含水高、油井产量低。为了达到原油稳产和增产的目的，复杂构造低渗透非均质油藏不断投入开发，开发过程中出现层内注入水易突破、油井过早水淹和原油采收率低等问题。因此，储集层内液流转向技术的研究已成为低渗透非均质油藏开发中最关键的问题[1-5]。

液流转向技术是降低含水和维持原油稳产的有效方法之一，该技术的应用可使注入水流动至未波及区域从而提高波及系数。许多学者对液流转向技术进行了大量研究，该技术也被石油公司有效应用。液流转向技术的应用效果很大程度上取决于所选用的堵水材料，目前所用堵水材料存在注入性差、油藏条件下不稳定、有毒性和成本高等缺点[4-9]。

本文应用研制的疏水型聚合物体系GPS-1开展液流转向室内渗流物理模拟实验。GPS-1体系为碱水解聚丙烯腈（质量浓度为3%～10%）和非离子表面活性剂NG-1（质量浓度为1%）的混合物，其中非离子表面活性剂为不饱和脂肪酸与胺的反应产物及其衍生物。高分子化合物和非离子表面活性剂不仅具有较大范围的结构和力学性能区间，还可通过改变聚电解质作用强度对其进行调整[10]。

流变学领域的研究表明非离子表面活性剂能够降低临界剪切应力[11]，从而提高聚合物组分在多孔介质中的渗透性。非离子表面活性剂对多孔介质和流体系

统具有多重作用，不仅能改变固相的润湿性还能改变孔隙内流体的性质，进一步降低临界剪切应力。通过控制高分子聚电解质和非离子表面活性剂系统中高分子聚电解质的作用强度，可以达到降低临界剪切应力的目的，其中非离子表面活性剂是聚合物阴离子侧基相互作用的调节剂。基于这些认识，本文通过开展渗流物理模拟实验研究低渗透非均质油藏的液流转向技术。

1 实验样品及装置

1.1 实验样品

分别采用原始聚合物溶液和疏水型聚合物体系GPS-1进行对比实验。原始聚合物溶液由水和碱水解聚丙烯腈组成。实验所用脱气原油样品（黏度1.17 mPa·s，密度0.78 g/cm3）取自Priobskoye油田。实验采用两种不同矿化度地层水样品（均为合成盐水），氯化钙浓度分别为0.613 g/L和32.974 g/L，密度分别为1.014 6 g/cm3和1.146 2 g/cm3。由于钙离子会导致聚合物溶液发生胶凝，因此产出水中钙离子含量与凝胶层的强度直接相关。表1为地层水样品的离子组成。实验中所用岩心样品均为取自Priobskoye油田的天然岩心样品。

表1 地层水样品离子组成

1.2 实验装置

①渗流物理模拟实验装置。渗流物理模拟实验采用美国Coretest Systems Corporation公司制造的自动化室内地层损伤评价系统，并参照标准渗流物理模拟实验方法[12-20]。

②液压储压器。液压储压器用于为多孔介质提供高压注入流体。蒸馏水由注射泵流入液压储压器底部从而推动活塞上行压缩流体。

③岩心夹持器。岩心夹持器由防腐不锈钢材料（哈斯特洛伊耐蚀镍基合金）制造，夹持器直径5 cm，长度15 cm。非均质地层模拟实验中，通过将两个岩心夹持器并联来模拟渗透率不同的非均质地层。

④恒温系统。岩心夹持器置于恒温箱中，实验温度可在室温到150 ℃进行调整。

⑤压差计。压差计用于测试实验过程中岩心样品沿程压降。

2 实验方法

渗流物理模拟实验划分为3组共9个实验，包括均质岩心实验（实验编号1—4）、饱和油非均质岩心实验（实验编号5—8）和饱和水非均质岩心实验（实验编号9）。实验温度和压力参考Priobskoye油田（与西西伯利亚地区大多数油田具有相同的地层温度、压力条件）实际油藏温度和压力。实验温度80 ℃，围压75 MPa，油藏压力30 MPa，流体注入速度0.5 cm3/min。

2.1 岩心样品制备

实验均采用Priobskoye油田天然岩心，使用醇-苯混合溶剂经离心法洗油。采用自动孔渗测试仪AP-608测定岩心样品气测（氮气）孔隙度和气测渗透率。对岩心抽真空饱和油和水。

2.2 渗流物理模拟实验

2.2.1 均质岩心

实验1：采用原始聚合物溶液对饱和水岩心样品进行驱替实验，以确定其注入性和抑水性。

实验2：采用GPS-1溶液对饱和水岩心样品进行驱替实验，以确定其注入性和抑水性。

实验3：采用段塞注入方式对饱和水岩心样品进行驱替实验，以确定GPS-1的抑水性，段塞注入顺序为：0.3倍孔隙体积的氯化钙溶液段塞，0.4倍孔隙体积的GPS-1溶液段塞，0.3倍孔隙体积的氯化钙溶液段塞。

实验4：采用GPS-1溶液对饱和油岩心样品进行驱替实验，以确定其对油、水的选择性封堵性能。

实验1—4实验步骤如下：①对岩心样品抽真空饱和水。②将岩心样品置于岩心夹持器中并置于模拟油藏温度和压力环境中。③对岩心进行水驱至注入压力梯度稳定，在水相压力梯度稳定之前测试岩心样品的初始水相渗透率。对于实验4，用原油驱替饱和水岩心，直至产出端不再有水产出，得到饱和原油岩心样品，实验中共注入2倍孔隙体积的原油。④应用1倍孔隙体积的聚合物溶液或GPS-1溶液（实验3采用段塞式注入）对岩心样品进行驱替。⑤对岩心继续进行水驱至注入压力梯度稳定，驱替结束后，保持整个系统在给定温度和压力条件下静置24 h。⑥静置后测试岩心样品最终水相渗透率。

驱替实验采取定流量变压差的模式，压差是实验主要控制参数。

2.2.2 非均质饱和油岩心

实验5—8用于确定GPS-1溶液在非均质储集层中

的液流转向效果。

实验5：非均质饱和油岩心GPS-1驱替与低矿化度地层水（CaCl2含量较低）驱替对比实验。

实验6：非均质饱和油岩心GPS-1驱替与高矿化度地层水（CaCl2含量较高）驱替对比实验。

实验7：非均质饱和油岩心GPS-1段塞驱替与低矿化度地层水驱替对比实验，段塞注入顺序为：0.3倍孔隙体积的CaCl2溶液，0.4倍孔隙体积的GPS-1溶液，0.3倍孔隙体积的CaCl2溶液。

实验8：非均质饱和油岩心GPS-1段塞驱替与高矿化度地层水驱替对比实验，段塞注入顺序与实验7相同。

实验5—8实验步骤如下：①将地层水样品以0.5 cm3/min的恒定速度注入非均质饱和油岩心，直至产出流体全部为水相，确定岩心的原始驱油效率；②将GPS-1溶液以0.5 cm3/min的恒定速度注入水驱后的岩心中（实验5和实验6注入0.3倍孔隙体积的GPS-1溶液，实验7和实验8中GPS-1溶液为段塞式注入），然后将岩心在给定温度和压力条件下静置24 h；③继续对岩心进行后续水驱直至获得稳定的驱油效率。

2.2.3 非均质饱和水岩心

实验9：采用非均质饱和水岩心进行驱替实验，以确定地层非均质性对GPS-1抑水性能的影响，及GPS-1对注入井注入剖面的影响。

实验9实验步骤如下：①对非均质饱和水岩心在恒定压差138 kPa（20 psi）下进行水驱至注入压力稳定，确定水相渗透率和注入水选择系数。注入水选择系数为流入高渗层注入水体积与注入水总体积的比值。②将0.3倍孔隙体积的CaCl2溶液注入非均质饱和水岩心，然后注入0.4倍孔隙体积的GPS-1溶液，最后注入0.3倍孔隙体积的CaCl2溶液。注入结束后将模型静置24 h。③继续对岩心进行后续水驱，确定压力梯度及高渗层、低渗层渗透率。以6.89 kPa（1 psi）为步长逐渐增加压差，每个压差保持时间不低于1 min。

3 实验结果及讨论

3.1 均质岩心样品实验结果及讨论

表2、图1—图4为实验1—4的实验结果。可见，与原始聚合物溶液相比，GPS-1溶液在注入性、抑水性和对油水的选择性封堵性能方面均有显著改进。

表2 实验1—4实验结果

实验1、2结果（见表2、图1、图2）表明：由于加入非离子表面活性剂，GPS-1溶液注入压力梯度明显降低，由原始聚合物溶液的282.6 MPa/m降至GPS-1溶液的139.4 MPa/m。非离子表面活性剂还显著提高了残余阻力系数，这主要是由于含非离子表面活性剂的GPS-1溶液与原始聚合物溶液相比能够运移至多孔介质更深的部位，且分布更为均匀，因而提高了对大孔道的封堵效率。加入非离子表面活性剂后，隔水屏障破坏时水相压力梯度上升至166.1 MPa/m，是使用原始聚合物溶液时隔水屏障破坏时水相压力梯度（52.4MPa/m）的3倍左右，说明GPS-1能够形成强度更高的隔水屏障。

图1 实验1中注入压力梯度随注入孔隙体积的变化曲线

图2 实验2中注入压力梯度随注入孔隙体积的变化曲线

实验3结果（见表2、图3）表明：氯化钙溶液段塞的注入提高了GPS-1溶液的抑水性能，岩心样品内隔水屏障破坏时的水相压力梯度由166.1 MPa/m上升至291.7 MPa/m，残余阻力系数也大幅提高。

图3 实验3中注入压力梯度随注入孔隙体积的变化曲线

实验4结果（见表2、图4）表明：注入GPS-1溶液后，饱和油岩心样品隔水屏障破坏时水相压力梯度为20.1 MPa/m，与饱和水岩心样品隔水屏障破坏时水相压力梯度（166.1 MPa/m）相比降低了88%。这说明GPS-1溶液对饱和水岩心具有更好的封堵效果，具有良好的油、水选择性封堵性能。这是由于GPS-1基于水相配制，其有效渗透率与水相渗透率相当，则其能够直接渗入水流通道，即注入水流向生产井的通道。

图4 实验4中注入压力梯度随注入孔隙体积的变化曲线

3.2 非均质饱和油岩心实验结果及讨论

实验5—8的实验结果（见表3）表明：在注入GPS-1溶液之前各实验的水驱油效率基本相当（41%～48%），注入GPS-1溶液之后驱油效率均有不同幅度增加。4个实验中聚合物的注入均显著降低了高渗层位水相的流动能力并提高了低渗层位水相的流动能力，表明聚合物的注入调控了非均质岩心中的流体流动。实验结果证实，高渗透区域水相流度降低有利于水驱前缘的均匀推进，从而最终提高了低渗透区域的原油采收率。不同注入方式、不同矿化度前置水驱条件下的对比实验表明，即使在高矿化度地层水条件下，只注入GPS-1溶液时的驱油效率提高幅度（实验6，14%）也远低于有氯化钙溶液段塞时的驱油效率提高幅度（33%），说明氯化钙溶液段塞的注入有助于提高GPS-1溶液的驱油效率。

表3 实验5—8实验结果

3.3 非均质饱和水岩心实验结果及讨论

根据实验9（高、低渗层原始水相渗透率分别为191× 10−3μm2、32×10−3μm2）结果计算可得，注入GPS-1溶液之前注入水选择系数为86%，即注入水的86%进入高渗层位，流入低渗层位的水占注水总量的比例仅为14%。

注入GPS-1溶液之后，在高渗层位中形成了强隔水屏障，使注入水转向流入低渗层位中。即使高渗层位中的隔水屏障部分受损，仍有高达87%的注入水流入低渗层位中（见图5）。因此，GPS-1的选择性封堵不仅表现为在饱和水层位中形成隔水屏障，还能够使注入水大量流入高产层位，提高水驱开发效果。

图5 注入GPS-1后高渗层、低渗层水相渗透率及注入水选择系数与注入压力梯度的关系曲线

4 结论

基于Priobskoye油田均质岩心、非均质饱和油岩心和非均质饱和水岩心，开展疏水型聚合物体系GPS-1液流转向性能室内渗流物理模拟实验。GPS-1溶液能够在储集层多孔介质中形成高强度隔水屏障，抑水性能好，且加入氯化钙溶液段塞能强化抑水性能；GPS-1结合氯化钙溶液段塞的注入能够显著提高非均质油层的水驱油效率；GPS-1具有强选择性封堵能力，能够在饱和水层位建立隔水屏障，有效封堵高渗层位，使大部分注入水流入水驱目的层位，从而调整注水井的吸水剖面，提高原油采收率。

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（编辑 胡苇玮）

Experiments of fluid diversion ability of a new waterproofing polymer solution

Rogachev Mikhail,Kondrashev Artem
(National Mineral Resources University (University of Mines),St.Petersburg 199106,Russia)

Low-permeability inhomogeneous reservoir displacement experiments were conducted using new waterproofing polymer solution GPS-1,and its fluid diversion ability was analyzed.There were three types of displacement experiments (nine experiments in total) in homogeneous cores,inhomogeneous oil- and water- saturated cores.Experimental results show that,compared with the initial polymer solution,the penetrating and water insulating abilities of the GPS-1 improve significantly,the pressure gradient of injection reduces by half,and both the water pressure gradient and the residual resistance factor increase considerably when water-isolating screen destructs.GPS-1 can create a durable waterproofing screen,thus increasing the oil displacement efficiency of water flooding for inhomogeneous layers.The water-isolating ability and oil displacement efficiency is increased greatly by injecting the GPS-1 with fringes of chloride calcium solution.The action selectivity of the GPS-1 is shown not only in formation of the water insulating screen mainly in water-saturated interlayers and effectively blocking high-permeability washed interlayer,but also in acceleration performance for injection wells due to the penetration of more injected water into highly productive intervals.

waterproofing polymer solution; core displacement experiment; fluid diversion ability; oil displacement efficiency

TE348

A

1000-0747(2015)04-0507-05

10.11698/PED.2015.04.13

Rogachev Mikhail（1951-），男，博士，俄罗斯圣彼得堡国立矿业大学油气田开发与运营系教授，主要从事油气田开发工程方面的研究工作。地址：National Mineral Resources University (University of Mines),Oil and Gas Fields Development and Operation Department,21 Line,2,St.Petersburg,199106,Russia。E-mail: rogatchev@mail.ru

联系作者：Kondrashev Artem（1990-），男，现为俄罗斯圣彼得堡国立矿业大学油气田开发与运营系硕士研究生，主要从事油气田开发工程方面的研究工作。地址：National Mineral Resources University (University of Mines),Oil and Gas Fields Development and Operation Department,21 Line,2,St.Petersburg,199106,Russia。E-mail: kondrashev_artem@mail.com

2015-02-25

2015-06-09