聚合物溶液在高盐中低渗透油藏中的适应性——以吐哈雁木西油田为例*

陈 超，张立东，尹玉川，王崇先，卢祥国，吕金龙，王 威，闫 阳

（1.中国石油吐哈油田分公司采油工程院，新疆鄯善838200；2.提高油气采收率教育部重点实验室（东北石油大学），黑龙江大庆163318；3.大港油田石油工程研究院，天津300450）

吐哈雁木西油田为高盐中低渗透油藏，注入水矿化度高达15.0×104mg/L，Ca2+和Mg2+质量浓度超过7000 mg/L。目前，雁木西油田开发已经进入特高含水开发阶段，“稳油控水”形势十分严峻。近年来，随着国内油田开发采出程度和含水率不断升高，聚合物驱油技术已经成为高含水油田提高采收率的重要措施之一［1-5］。聚合物驱油技术原理是通过向非均质油藏中注入聚合物溶液，利用聚合物在高渗透层中滞留来增加渗流阻力，进而达到提高注入压力以及增加中低渗透层吸液压差和吸液量的目的。目前，驱油用聚合物主要是部分水解聚丙烯酰胺（水溶性高分子材料）。高分子材料在水溶液中会形成聚合物线团，其尺寸大小与溶剂水矿化度、聚合物相对分子质量和聚合物浓度等参数有关。为使聚合物驱油技术达到预期增油降水效果，必须确保聚合物溶液与储层间具有良好的适应性［6-7］，即聚合物溶液中聚合物分子线团尺寸与岩石孔隙尺寸间保持良好匹配关系。否则，聚合物溶液通过岩心时就会受到孔喉结构的剪切作用，致使聚合物分子链发生断裂即聚合物分子线团尺寸减小，聚合物原有滞留功能遭到削弱甚至完全丧失［8-12］。近年来，聚合物溶液油藏适应性研究受到石油科技工作者的高度重视［13-14］，但研究工作主要集中在低矿化度溶剂水油田，特高矿化度溶剂水条件下聚合物溶液油藏适应性研究还未见文献报道。本文以雁木西油田储层地质特征和流体性质为模拟对象，开展了聚合物溶液油藏适应性研究，为后续提高采收率技术决策提供参考。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），相对分子质量分别为800×104、1400×104、1700×104和2000×104，固含量为88%，大庆炼化公司；雁木西油田模拟注入水，矿化度151453 mg/L，离子组成（单位mg/L）为：向注入水中添加氢氧化钠-碳酸钠消除水中钙镁离子即得到软化水，用软化水配制聚合物溶液；石英砂环氧树脂胶结人造柱状岩心［15-16］，直径2.5 cm、长10 cm。

DV-Ⅱ型布氏黏度仪，布鲁克菲尔德公司；NanoZS90 激光粒度仪，英国马尔文仪器有限公司；阻力系数和残余阻力系数测试仪器设备主要包括平流泵、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55℃恒温箱内，实验设备流程见图1。

图1 实验设备及流程示意图

1.2 实验方法

（1）黏度与分子线团尺寸的测定

在6 r/min转速下，用布氏黏度仪测定驱油剂黏度。用激光粒度仪测定聚合物分子线团尺寸Dh。

（2）渗流特性评价

通常用阻力系数和残余阻力系数评价聚合物溶液的渗流特性。它们是描述聚合物在多孔介质内滞留量大小的技术指标，通常用符号Fr和Frr来表示，其定义为：

其中，δp1—岩心水驱压差，δp2—聚合物驱压差，δp3—后续水驱压差。上述注入过程必须保持注液速度相同，且液体注入量应当达到4数5 PV。当聚合物溶液通过岩心孔隙时，注入压力与注入体积关系、阻力系数和残余阻力系数反映了它们在多孔介质内滞留量水平，代表了聚合物溶液与岩石孔隙间的配伍性或适应性。从注入压力升高趋势来看，可以分为两类。一类是随聚合物溶液注入体积增加，注入压力升幅逐渐减小并趋于稳定，表明聚合物与岩心间配伍性较好。通常把聚合物溶液通过岩心不发生堵塞的最低渗透率称为该聚合物溶液的渗透率极限。另一类是随聚合物溶液注入体积增加，注入压力持续升高，表明聚合物在岩心孔隙内发生了堵塞，聚合物与岩心间配伍性较差［17］。

实验步骤如下：岩心抽真空饱和注入水，注注入水，记录压力；聚合物溶液驱4数5 PV，记录压力；后续水（软化水）驱4数5 PV，记录压力。注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔为30 min。

2 结果与讨论

2.1 聚合物溶液与岩心配伍性

在聚合物溶液注入岩心的过程中，随注入体积增加，若注入压力升幅逐渐减小并趋于稳定，表明聚合物分子线团与岩心孔隙间具有良好的匹配性。聚合物溶液的渗透率极限（聚合物溶液通过岩心不发生堵塞的最低渗透率）见图2（聚合物相对分子质量800×104）中菱形曲线对应的渗透率值。否则，聚合物分子线团与岩心孔隙配伍性较差，即聚合物溶液在岩心内发生了堵塞。

依据上述配伍性原则，通过岩心驱替实验确定了聚合物溶液（聚合物相对分子质量和聚合物浓度）的渗透率极限，结果见表1。表中的“能够”对应图2每幅图中的中间曲线，注聚合物后期压力较低且升幅趋于稳定，此时代表的即渗透率极限；“顺利”对应最下面的曲线，后期压力低且升幅稳定；“堵塞”对应最上面的曲线，后期压力较高且升幅仍较大。当聚合物质量浓度为300、500、700 和900聚合物溶液对应的渗透率极限分别为1400×104分别为25×10-3、30×10-3、35×10-3和45×10-3分别为30×10-3、40×10-3、45×10-3和分别为 40×10-3、50×10-3、60×10-3和 70×10-3μm2。聚合物相对分子质量和浓度对渗透率极限均有影响。在聚合物相对分子质量一定的条件下，随聚合物浓度增加，渗透率极限增加。在聚合物浓度一定的条件下，随聚合物相对分子质量增加，渗透率极限增大［18-19］。

图2 注入压力与注入量的关系

2.2 聚合物溶液渗流特性

在聚合物相对分子质量和浓度不同的条件下，聚合物溶液阻力系数（Fr）和残余阻力系数（Frr）测定结果见表2。在聚合物相对分子质量和浓度不变的情况下，随岩心渗透率降低，阻力系数和残余阻力系数增加。岩心渗透率一定时，随聚合物相对分子质量和浓度增加，阻力系数和残余阻力系数增加。

表1 渗透率极限与聚合物相对分子质量和浓度的关系

2.3 聚合物分子线团尺寸与孔隙孔喉半径中值匹配关系

2.3.1 聚合物分子线团尺寸

聚合物溶液中聚合物分子线团尺寸（Dh）与聚合物浓度的关系曲线见图3。在聚合物相对分子质量一定的条件下，随聚合物浓度增大，Dh呈指数型增加。在聚合物浓度一定的条件下，Dh随聚合物相对分子质量的增加而增大，Dh变化范围为148数528 nm。

2.3.2 渗透率极限与聚合物相对分子质量和浓度的关系

依据表1和图2确定渗透率极限与聚合物相对分子质量和浓度的关系，结果见图4。在聚合物相对分子质量一定的条件下，渗透率极限与聚合物浓度几乎呈线性关系。

表2 聚合物相对分子质量和浓度对阻力系数和残余阻力系数的影响

图3 Dh与聚合物相对分子质量和浓度的关系

图4 渗透率极限与聚合物相对分子质量和浓度的关系

图5 岩心渗透率与孔隙半径中值的关系

图6 渗透率极限岩心孔喉半径中值与Dh的关系

2.3.3 岩心孔喉尺寸与聚合物分子线团尺寸的关系

利用岩心压汞实验［20］数据建立目标油藏储层岩石渗透率与孔隙半径中值的统计关系，结果见图5。随岩石渗透率增加，孔隙半径中值呈对数型增长。将图3数图5整理得到渗透率极限岩心孔隙半径中值与Dh间的关系曲线，结果见图6。曲线将坐标区域划分为配伍区和堵塞区上下两部分。

2.4 聚合物溶液油藏适应性

雁木西油田储层非均质性严重，聚合物溶液不必进入全部储层。事实上，聚合物进入低渗透层会大幅提高其吸液启动压力，不利于后续驱油剂进一步扩大波及体积。参照大庆油田规定聚合物溶液进入70%储层厚度的做法［21-22］，确定聚合物溶液进入雁630 区块60%储层厚度。雁630 区块储层累积厚度比与渗透率统计关系见图7。储层累积厚度比达到60%时对应的储层渗透率为60.5×10-3μm2。由表1、表2可知，兼顾注入性（Fr）和滞留特性（Frr），选择相对分子质量1700×104和质量浓度900 mg/L 的聚合物溶液进入渗透率大于60.5×10-3μm2的储层。若采用相对分子质量较低的聚合物，则聚合物浓度可以相应提高。

图7 油层累积厚度比与渗透率统计关系

3 结论

聚合物相对分子质量和浓度对渗透率极限均有影响。在聚合物相对分子质量一定的条件下，随聚合物浓度增加，渗透率极限增加，聚合物分子线团尺寸Dh呈指数型增加；在聚合物浓度一定的条件下，随聚合物相对分子质量增加，渗透率极限和Dh增大。由渗透率极限岩心孔隙半径中值与Dh间的关系可以得到对应的配伍区和堵塞区。对于雁木西油田，油层累积厚度比达到60%时对应储层渗透率为60.5×10-3μm2。当采用相对分子质量1700×104和质量浓度900 mg/L的聚合物溶液时，可以满足进入规定储层厚度的要求。若采用相对分子质量较低的聚合物，则聚合物浓度需相应提高。