等成本下聚合物及凝胶驱油效果*

葛红江，张宏峰，程 静，杨卫华

（中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司，天津 滨海 300280）

0 前言

我国化学驱产油量占三次采油增采量的一半以上［1］，其中应用规模较大的是聚合物驱和凝胶驱［2-3］。聚合物驱油体系为超高相对分子质量聚合物溶液（有时会加入稳定剂和杀菌剂），注入地层后始终以真溶液形式存在；凝胶驱油体系的主要组分为超高相对分子质量聚合物和交联剂（有时会加入稳定剂）［3-4］，初期是真溶液，2数 3 d后成为不溶于水的凝胶。根据目前聚合物和交联剂市价计算，等体积的凝胶驱油体系成本约是聚合物驱油体系的1.8倍左右。

对于中国陆上中东部地区主力油藏，从渗透率、温度、矿化度等因素考虑，能实施聚合物驱的油藏基本都可以实施凝胶驱，反之不然［5-6］。有研究认为，凝胶驱可以作为聚合物驱后进一步提高采收率的手段［4］。以往的研究多数从油藏和提高采收率的角度来优选聚合物驱或凝胶驱。如何在等成本条件下选择这两种驱油体系或是两者组合的研究相对较少。

等体积的聚合物驱和凝胶驱的注入施工费用基本接近，因此两者的成本差异主要是药剂成本差异；在当前低油价的情况下，优选性价比高的驱油体系对降低化学驱成本具有重要意义。本文旨在通过室内模拟实验，评价在相同药剂成本下聚合物、凝胶及二者组合的驱油效果。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

部分水解聚丙烯酰胺（下文简称HPAM），工业品，相对相对分子质量为2400万，水解度为25%，大港油田滨港公司；酚醛树脂交联剂（下文简称交联剂），工业品，大港油田滨港公司。实验用水为大港油田港西地层水，矿化度6726 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：K++Na+1900，Mg2+18，Ca2+35，Cl-1162，SO42-12，HCO3-3224。实验用油为液体石蜡，黏度32.5 mPa·s（50℃）。

DV-Ⅱ型布氏旋转黏度计，美国Brookfield公司；恒温养护箱UFE500，德国Memmert公司；填砂管岩心驱替装置，包括填砂管（φ50×500 mm）、平流泵、驱油体系中间容器、压力传感器等，东营石油大学仪器厂。

1.2 实验方法

实验流程图见图1。基本实验步骤如下：

（1）用3根并联的填砂岩心管模拟油藏，填砂管充填不同粒径的石英砂，真空饱和纯水，称量饱和水前后填砂管的质量，计算孔隙度和PV体积，测定水相渗透率KW，然后采用液体石蜡进行饱和油；

（2）配制驱油体系，装入中间容器，连接好驱替装置；

（3）用地层水驱至含水95%时，测水驱采收率（即为化学驱前采收率）；

（4）注入驱油体系，如不同浓度聚合物或凝胶，候凝2 d（如果需要）；

（5）继续用地层水驱替一定体积，计算化学驱后水驱采收率和采收率增幅。

1.3 实验参数设计

（1）分别将3 根并联的填砂管渗透率设计成较均质油藏和非均质油藏两种类型。对于较均质油藏，每组实验3 根填砂管渗透率之比大致为1∶2∶3，渗透率变异系数为0.385数0.437；对于非均质油藏，每组实验3根填砂管渗透率之比大约为1∶3∶9，渗透率变异系数为0.723数0.909。

（2）等成本基准设计为0.2%的聚合物溶液，注入量1.0 PV（三根填砂管的孔隙体积总和）。以此为基准，可以设计不同的驱替体积，但不同体系总药剂成本必须和此基准相同。例如由0.2%聚合物+0.2%交联剂组成凝胶体系，凝胶体系所用聚合物与聚合物溶液体系相同，凝胶体系由于需要加入交联剂，因此单位体积成本是同浓度聚合物溶液的1.8倍，则0.2%聚合物溶液注入量为1.0 PV对应凝胶体系总注入量为0.556 PV。

（3）化学驱后续水驱水量依据化学驱液量而改变。确保每组实验注入液体总量（前期水驱水量+化学驱液量+后续水驱水量）相同，注入全部液体总量均为4.0 PV。

（4）实验温度为50℃，为了消除注入速率的影响，所有实验注入速率均为0.04 PV/h。

1.4 驱油体系设计

实验评价2 种常见的聚合物和凝胶驱体系，体系编号分别为：①0.1%聚合物溶液；②0.2%聚合物溶液；③0.2%凝胶（0.2%聚合物+0.2%交联剂）；④0.4%凝胶（0.4%聚合物+0.4%交联剂）；⑤0.2%凝胶+0.2%聚合物溶液；⑥0.4%凝胶+0.2%聚合物溶液。

2 结果与讨论

2.1 等成本下不同浓度聚合物体系的驱油效果

图1 实验流程图

等成本下不同驱油体系的驱油效果见表1。对于较均质油藏，在聚合物用量不变的前提下，低浓度和高浓度聚合物驱提高采收率幅度（化学驱及后续水驱后采收率减去化学驱前采收率，下文简称采收率增幅）接近（实验H1、H2）。对于非均质油藏，高浓度聚合物驱采收率增幅较大（实验N1、N2）。其原因是高浓度聚合物改善了非均质性，降低了含水，提高了采收率。而低浓度聚合物驱改善非均质性、降低含水的作用相对较弱。由此可以推断：对于非均质油藏，变浓度聚合物组合驱采收率增幅会大于等成本单一浓度聚合物驱。之前的研究也证实了这一推论［8-10］，本文不再实验验证。

表1 等成本不同体系驱油效果

2.2 等成本下不同浓度凝胶体系的驱油效果

对于较均质油藏，聚合物和交联剂用量相同时，低浓度凝胶驱采收率增幅比高浓度凝胶驱高（实验H3、H4），其原因是低浓度凝胶虽然调整剖面的能力比高浓度凝胶的弱，但低浓度凝胶的体积比高浓度凝胶的大，有利于提高采收率。

对于非均质油藏，高浓度凝胶驱采收率增幅较大（实验N3、N4）略大。其原因是高浓度凝胶可明显改善岩心的非均质性，降低含水，提高采收率。而低浓度凝胶和聚合物驱类似，改善非均质性、降低了含水的作用相对较弱。

2.3 等成本聚合物驱和凝胶驱采收率增幅比较

对于较均质油藏，等成本下凝胶驱最大采收率增幅和聚合物驱基本相同（实验H2，H3）。但凝胶在油藏中的长期黏度明显高于聚合物溶液（见图2）。因此对于中高温油藏建议优先选择凝胶驱。但单纯高浓度凝胶驱的采收率增幅差异略小，这是由于高浓度造成凝胶体积量变小。

对于非均质油藏，凝胶驱最大采收率增幅明显大于聚合物驱（实验N2，N4）。其原因是凝胶明显改善了岩心的非均质性，降低了含水，提高了采收率。而聚合物改善非均质性、降低含水的作用相对较弱。

图2 不同养护时间聚合物和凝胶黏度变化

2.4 等成本不同聚合物-凝胶驱组合驱采收率增幅比较

对于较均质油藏，等成本下，凝胶驱和聚合物驱组合（实验H5、H6）采收率增幅和单一的聚合物驱、凝胶驱基本相同。其原因是凝胶虽然能够调整非均质性，但相对体积小，总体采收率增幅差异较小。

对于非均质油藏，凝胶驱和聚合物驱组合（实验N6）驱采收率增幅最大，凝胶驱和聚合物驱的优势都得到了发挥。因此对于非均质油藏，可以采用聚合物、凝胶交替注入的方式来进一步提高采收率，其中交替注入的频次越多，采收率增幅越大。注频次入、各段塞体积见表2，实验结果见图3。虽然每次注入的聚合物溶液总体积和凝胶总体积都是0.5 PV，但交替注入的频次越高，采收率增幅越大。当交替注入频次达到4 次以上时，采收率增幅度变缓。

表2 不同频次交替注入各段塞体积（单位：PV）

图3 不同频次交替注入采收率增幅

3 结论

采用三联填砂岩心管模拟了较均质油藏（渗透率比约为1∶2∶3，渗透率变异系数0.385数 0.437）和非均质油藏（渗透率之比大约为1∶3∶9，渗透率变异系数0.723数0.909）等成本条件下聚合物驱、凝胶驱以及二者组合的驱油效果。对于较均质油藏，相同药剂成本的低浓度聚合物驱、高浓度聚合物驱、低浓度凝胶驱、及聚合物-凝胶组合驱采收率增幅差异不明显。单纯高浓度凝胶驱的采收率增幅略小。对于非均质油藏，等成本凝胶驱及凝胶-聚合物组合驱采收率增幅明显大于单纯的聚合物驱，其中凝胶-聚合物组合驱采收率增幅最大。凝胶-聚合物交替驱注入次数对采收率增幅有显著影响，其中凝胶-聚合物交替驱4次交替注入采收率增幅最明显。