聚合物分子量及浓度优化方法研究

苑光宇 罗 焕

1. 中国石油辽河油田分公司, 辽宁 盘锦 124010;2. 中国石油工程建设有限公司北京设计分公司, 北京 100085

0 前言

化学驱是注水油田提高最终采收率的重要技术措施,也是老油田二次开发的主要接替技术之一[1]。近年来,随着化学驱技术在大庆、辽河、胜利、新疆等油田取得成功应用,化学驱理论与技术越来越深入和完善,实施区块从储层物性较好的普通高渗、低温、稀油油藏,逐步转向高温、低渗、强非均质性、复杂油品性质的油藏[2-4],化学驱体系与不同类型油藏的适应性是化学驱能否成功应用的关键,其中,化学驱体系能否顺利注入是适应性的基础,而聚合物是决定化学驱体系注入性的关键。在目的油藏确定的前提下,聚合物的分子量与浓度直接决定体系的黏度,也决定了其与目标储层物性适应性。

有相关研究通过实验得到一些特定分子量聚合物适合的渗透率下限[5-7],或某一渗透率下适合的聚合物分子量[8-10],但没有明确给出依据的标准或方法。还有其他方法通过研究不可及孔隙体积,以聚合物分子水动力学半径小于孔隙半径为界限,进而确定聚合物分子量[11],但是这种方法确定的分子量偏大,因为考虑“架桥原则”,在动态的注入过程中,即使聚合物分子略小于孔喉,也有可能发生堵塞。以聚合物驱为例,通过理论计算与注入性评价实验相结合,为化学驱中聚合物参数,主要是分子量与浓度的确定,提供新的思路与方法。

1 化学驱目的层物性参数分析

图1 S区块目的层渗透率分布

图2 S区块不同渗透率储层厚度比例

2 理论计算方法确定聚合物参数

2.1 聚合物分子量确定

研究聚合物与储层的匹配性,理论上首先要研究聚合物分子与地层孔喉之间的关系。传统“架桥理论”认为:当聚合物分子水动力学半径rG大于0.46倍孔喉半径rh后可对多孔介质形成堵塞[14],即当前者小于后者时可以顺利注入。但对于油藏实际地层,孔喉发育更为复杂,已有较多研究表明聚合物注入地层不发生堵塞的条件为:孔喉半径与聚合物分子回旋半径之比至少应大于5[15],即

(1)

真实地层条件下,比值可能还要更大[16]。

聚合物分子半径可以由以下几种方法得到:数学计算、微孔滤膜过滤、原子力显微镜法、动态光散射法[17-18],每一种方法各有优劣,但是采用理论方法得到的是聚合物分子在水中不规则运动的统计平均值,更具有代表性。根据Flory公式,聚合物分子回旋半径可采用下式计算：

rG=(2.37×10-11[η]M)1/3

(2)

式中:[η]为特性黏数,mL/g;M为相对分子量。

孔喉半径rh常用科泽尼-卡门公式计算[19]：

rh=[K(1-Ø)2/CØ]1/2

(3)

以上三式联立,带入相应参数,即可得到某一渗透率下适用的聚合物分子量上限。例如,将某油田S区块的参数带入公式,不同渗透率条件下适合的聚合物参数见表1。50×10-3μm2下能够注入的某一类型聚合物分子量的最大值为1 600×104,150×10-3μm2下能够注入的某一类型聚合物分子量的最大值为3 200×104。

表1某油田S区块不同渗透率储层适合的聚合物

物性参数适合的某类型聚合物参数渗透率/10-3μm2孔隙度/(%)孔喉半径/μm分子量/104特性黏数/(mL·g-1)回旋半径/μm500.1750.986 11 6002 0070.196 71000.1861.334 62 5002 9080.258 31500.1911.603 13 2003 8460.307 8

2.2 聚合物浓度确定

一般来说,驱替相黏度为被驱替相的2～5倍时,具有最佳的流度控制作用,波及效果最好[20],因此根据孔喉与聚合物关系,基本确定聚合物分子量后,根据地层原油黏度比取一值,得到聚合物黏度后,根据浓黏关系确定相应的聚合物浓度。

(4)

图3 1 600×104分子量聚合物浓黏曲线

3 注入性实验方法确定聚合物参数

理论计算的方法是基于理想化模型,而真实的地层孔隙结构极为复杂,因此采用天然岩心驱替更能代表注入压力变化的真实情况。

3.1 实验方法

岩心抽空饱和水后,空白水驱至压力平稳,注入聚合物溶液,固定注入量3 PV,以平衡压力或注入结束时压力为准。

3.2 评价标准

注入性评价实验的关键是如何确定注入顺利与堵塞的标准,通过总结大量实验结果,确定了如下评价指标:

1)计算阻力系数,阻力系数小于100,认为注入顺利；阻力系数大于100,认为注入堵塞。

2)计算残余阻力系数与阻力系数的比值,小于1/3,认为注入顺利;大于1/3,注入堵塞。

综合两个参数进行判定,只有当两个参数均注入顺利,才认为在该渗透率下,该分子量、浓度注入顺利,否则认为注入困难,发生堵塞。

3.3 实验结果及分析

表2聚合物分子量、浓度与地层渗透率匹配关系

地层渗透率/10-3 μm2聚合物分子量/104不同聚合物浓度下的匹配关系0.1 %0.15 %0.2 %0.25 %502 000顺利堵塞堵塞堵塞1 600顺利顺利顺利堵塞1002 500顺利顺利堵塞堵塞2 000顺利顺利顺利顺利3002 500顺利顺利顺利顺利2 000顺利顺利顺利顺利5002 500顺利顺利顺利顺利2 000顺利顺利顺利顺利

对比理论计算与注入性评价实验结果,对于某一渗透率下适用的聚合物分子量,理论计算的结果与注入性评价实验的结果基本一致,但不同浓度下略有差异。在临界分子量下,低浓度时注入顺利,但高浓度时容易发生堵塞。理论计算假设岩心是理想模型,孔隙结构简单,比较的是静态条件下孔隙与聚合物的关系,但是聚合物体系的流动是一个动态过程[21],聚合物的浓度、注入速度、分子的滞留都会对聚合物体系的注入性能产生影响。因此,采用天然岩心开展的注入性评价实验更能代表真实注入情况。

聚合物的类型、油藏的温度、地层水的离子组成均会对聚合物分子回旋半径和黏度有较大影响,此外油藏孔隙结构千差万别,这些因素都会导致聚合物参数与储层的匹配关系均不同,因此注入性评价实验的结果不具有普遍适用性,特定的油藏均需要开展相应的注入性评价实验确定聚合物参数。

图4 某油田S区块不同渗透率储层覆盖有效厚度

4 结论

1)理论方法可以快速计算与渗透率对应的聚合物分子量技术界限以及适用的浓度范围,采用天然岩心的注入性评价实验,可以同时确定聚合物分子量和浓度与储层匹配的临界值,结果更接近真实情况。

2)聚合物分子量可采用理论计算结合注入性评价实验确定,在保证注入性前提下应尽量取大值;聚合物浓度可采用黏度比法结合注入性评价实验确定,为保证体系最佳工作黏度,应考虑注入过程中各节点黏损。

3)本文注入性评价实验结果不具有普遍适用性,不同物性条件油藏均需开展本油藏天然岩心注入性实验以获取相关参数值。