高盐中低渗油藏聚合物溶液储层适应性研究——以长庆油田“长4＋5”块为例

栾鹏飞，卢祥国，郐婧文，杨海恩，何治武，任建科

（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.中国石油长庆油田油气工艺研究院，陕西 西安710021）

随着勘探程度的逐渐提高，国内外发现新油田和新增储量的概率逐渐减小，立足老油田提高采收率正成为石油开发工作者的共识。自20 世纪60 年代，世界各国都陆续开始进行聚合物驱油试验。聚合物驱油技术因具有聚合物的配注工艺简单、提高采收率效果明显以及成本较低的优点而得到迅速发展，它在国内外油田开发中发挥了重要作用[1-4]。

美国开展的聚合物驱试验项目，都起到了降水增油的效果，采收率得到了一定幅度的提高。俄罗斯等国家也开展了聚合物驱矿场试验项目，得出了聚合物驱油可在水驱的基础上极大地提升原油采收率的结论。到2019 年为止，世界上有200 多个油田或区块进行了聚合物驱的矿场试验项目[5-7]。

我国的大庆油田率先进行了聚合物驱矿场试验项目，大庆油田有大量适合聚合物驱的地质储量，包括一类油层储量8.09 亿t、二类油层储量15.04亿t。到2019 年为止，大庆油田有87 个区块采用聚合物驱的手段，波及地质储量为10.77 亿t，实行聚合物驱的地质储量将以（5 000～8 000）×104t/a 的速度增加。在采用聚合物驱后，最后阶段的后续水驱含水率达到97.0%，采出程度达到55.5%。大庆油田的长期矿场试验证明，与单纯实行水驱相比，在水驱的基础上进行聚合物驱可以提高采收率10.0%以上。现如今，聚合物驱技术已经成为长期开发的油田控水稳油的重要技术手段[8-10]。

我国目前的第一大油气田是1970 年进行开发建设的长庆油田，其累计探明油气地质储量为54 188.8×104t，天然气已探明储量为2 330.08 亿m3。发展到今天，长庆油田也已经进入高含水期，为了完成控水稳油的目标，在对大庆油田进行广泛研究的基础上，对长庆油田“长4＋5”高盐油藏区块区进行了聚合物驱油研究[11-13]。

目前，聚合物驱油技术应用需求正从低盐油藏向高盐和特高盐油藏转移[14-16]，由于高矿化度溶剂水对聚合物的溶解性、增黏性、滞留和液流转向能力有极大的不利影响[17-20]，提高聚合物驱油技术高盐油藏适应性已经成为石油科技工作者亟待解决的技术难题。针对提高目标储层采收率的需要，对长庆油田“长4＋5”高盐油藏区块，从物理化学、高分子材料学和油藏工程等知识入手，通过仪器检测、化学分析和物理模拟等实验方法，采用聚合物相对分 子 质量为800×104、1 400×104、1 700×104和2 000×104的高矿化度溶剂水进行了聚合物溶液油藏适应性研究，以期为矿场提高采收率技术决策提供理论依据。

1 实验部分

1.1 实验材料

聚合物选择大庆炼化公司生产的固含量（质量分数）为88%的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），本文选择相对分子质量分别为800×104、1 400×104、1 700×104和2 000×104的四种HPAM。

溶剂水为“长4＋5”型区块注入水，注入水的水质分析结果见表1。

表1 注入水的水质分析结果 mg/L

岩心为人造石英砂环氧树脂胶结柱状岩心，岩心的几何尺寸为：2.5 cm（直径）×10.0 cm（长度）。

1.2 实验设备及渗流特性的评价

采用美国Brookfield（博勒飞）公司生产的DV-Ⅱ型布氏黏度仪检测驱油剂黏度，精度为测量范围的±1%，转速为6 r/min；采用英国Mastersizer（马尔文）公司生产的NanoZS90 激光粒度仪系统测试聚合物分子线团尺寸（Dh）；用符号FR和FRR来表示聚合物溶液在多孔介质内的滞留性质和渗流特性，FR和FRR可通过注入压力、阻力系数以及残余阻力系数等进行评价：

式中，δP1、δP2、δP3分别为岩心水驱、化学驱、后续水驱的压力差，Pa。在注入过程中，严格控制注液的速度处于同一水平，并且每次液体注入体积应达到4～5 PV。

阻力系数以及残余阻力系数的测试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，其他部分置于温度为55 ℃的恒温箱内。测试设备及流程示意图如图1 所示。

实验步骤：（1）岩心抽真空，饱和地层水，注入配制的模拟水，记录压力；（2）注入聚合物溶液或弱凝胶4～5 PV，记录压力；（3）注入后续水（软化水）4～5 PV，记录压力。

实验过程中的注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔时间为30 min。

2 结果分析

2.1 聚合物溶液岩心的渗透率极限

聚合物溶液注入压力和注入孔隙体积的关系曲线如图2 所示。从图2 可以看出，随着注入的聚合物溶液体积（注入孔隙体积）增加，聚合物在多孔介质中的滞留量也增加，渗流阻力出现上升趋势，注入压力也随着上升。当岩心渗透率增加时，孔隙尺寸增大，聚合物的滞留量减少，渗流阻力也会减小，注入压力随之下降。按照注入压力的变化趋势，把对应的曲线分为两种。第一种，随注入的聚合物溶液体积的上升，注入压力增加的趋势逐渐减小并趋于稳定。出现这种情况的原因：注入岩心内聚合物的体积与采出液的体积达到了动态平衡状态，聚合物溶液与岩心孔隙间适应性较好。第二种，随注入的聚合物溶液体积的增加，注入压力持续升高。出现这种情况的原因：注入岩心的聚合物量大于采出量，聚合物在岩心孔隙内发生了堵塞，聚合物溶液与岩心孔隙间适应性较差。

通常将聚合物溶液在岩心孔隙中不发生堵塞的最小岩心渗透率称为岩心的渗透率极限Kg，依据注入压力曲线（见图2，其他的聚合物溶液也可以得到类似曲线，据此确定岩心的渗透率极限Kg），可以确定岩心的渗透率极限Kg。聚合物相对分子质量与渗透率极限、流通程度的关系见表2—5。

表2 聚合物相对分子质量与渗透率极限、流通程度的关系（CP=300 mg/L）

表3 聚合物相对分子质量与渗透率极限、流通程度的关系（CP=500 mg/L）

表4 聚合物相对分子质量与渗透率极限、流通程度的关系（CP=700 mg/L）

表5 聚合物相对分子质量与渗透率极限、流通程度的关系（CP=900 mg/L）

续表5

由表2—5 可知，随着聚合物的相对分子质量和质量浓度的增加，岩心的渗透率极限逐渐增大；当聚合物的相对分子质量M 为800×104，质量浓度CP为300、500、700 mg/L 和900 mg/L 时，聚 合物溶液在岩心中的渗透率极限Kg分别为25×10-3、30×10-3、35×10-3μm2和40×10-3μm2；当聚合物的相对分子质量M 为1 400×104，质量浓度CP为300、500、700、900 mg/L 时，岩心的渗透率极 限Kg为30×10-3、35×10-3、45×10-3、55×10-3μm2；当聚合物的相对分子质量M 为1 700×104，质量浓度CP为300、500、700、900 mg/L 时，渗透率极 限Kg为35×10-3、45×10-3、55×10-3、70×10-3μm2；当聚合物的相对分子质量M 为2 000×104，质量浓度CP为300、500、700、900 mg/L 时，岩心的渗 透 率 极 限Kg为45×10-3、55×10-3、65×10-3、80×10-3μm2。

2.2.1 聚合物分子线团尺寸（Dh） 采用英国马尔文NanoZS90 激光粒度仪系统测试聚合物分子线团尺寸Dh，得到聚合物相对分子质量、质量浓度、分子线团尺寸的关系，结果见表6。

表6 聚合物相对分子质量、质量浓度、分子线团尺寸的关系

由表6 可知，在聚合物相对分子质量一定的条件下，当聚合物溶液质量浓度增大时，聚合物溶液内分子线团尺寸Dh增大，且分子线团尺寸Dh增加的幅度也逐渐变大；在聚合物溶液质量浓度一定的条件下，当聚合物相对分子质量增加时，聚合物分子线团尺寸Dh也随之增加，聚合物分子线团尺寸Dh分布在172.8～585.9 nm。

2.2.2 孔隙孔喉半径中值与Dh之比 聚合物溶液质量浓度与岩心渗透率极限的匹配关系曲线如图3 所示，由图3 得到的岩心渗透率极限与聚合物溶液质量浓度的对应方程见式（1）—（4）。

当聚合物的相对分子质量M 为800×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为1 400×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为1 700×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为2 000×104时：

岩石渗透率与孔隙孔喉半径中值的关系见表7。

表7 岩心渗透率与孔隙孔喉半径中值的关系

依据表6—7 以及图3，整理得到聚合物分子线团尺寸（Dh）与孔隙孔喉半径中值的关系，结果如图4 所示。

由图4 得到的岩心渗透率极限与聚合物溶液质量浓度的对应方程见式（5）—（8）。

当聚合物的相对分子质量M 为800×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为1 400×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为1 700×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为2 000×104时：

孔隙孔喉半径中值和聚合物分子线团尺寸Dh的比值与聚合物溶液质量浓度的关系如图5 所示，由图5 得到的岩心渗透率极限与聚合物溶液质量浓度的对应方程见式（9）—（12）。

当聚合物的相对分子质量M 为800×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为1 400×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为1 700×104时：

当聚合物的相对分子质量M 为2 000×104时：

通过图4 和图5 可知，油藏储层内岩石和聚合物溶液间的适应性受岩石渗透率、聚合物相对分子质量以及聚合物溶液浓度等影响因素的控制，曲线上方为配伍区，下方为堵塞区，孔隙孔喉半径中值与Dh之比为3.02～5.76。

3 结 论

（1）在聚合物质量浓度CP=300～900 mg/L 的条件下，当相对分子质量M=800×104时，聚合物溶液岩心渗透率极限Kg=（25～40）×10－3μm2；当相对分子质量M=1 400×104时，渗透率极限Kg=（30～55）×10－3μm2；当相对分子质量M=1 700×104时，渗透率极限Kg=（35～70）×10－3μm2；当相对分子质量M=2 000×104时，渗透率极限Kg=（45～80）×10－3μm2。

（2）在聚合物的相对分子质量不变的条件下，随着聚合物质量浓度的上升，聚合物分子聚集体的尺寸也变大。在目标油藏注入水和温度条件下，聚合物分子聚集体尺寸为172.8～585.9 nm。

（3）油藏储层内岩石和聚合物溶液间的适应性受岩石渗透率、聚合物相对分子质量和质量浓度等影响因素的控制，相关曲线上方为配伍区，下方为堵塞区，孔隙孔喉半径中值与Dh之比为3.02～5.76。