基于核磁共振技术的黏弹性颗粒驱油剂流动特征

孙焕泉，徐 龙，王卫东，曹绪龙，姜祖明，祝仰文，李亚军，宫厚健，董明哲

(1.中国石油化工集团胜利油田勘探开发研究院，东营 257015；2.中国石油大学(华东)石油工程学院, 青岛 266580)

目前，大多数油田已进入后续高含水开发阶段，具有产量递减、含水上升快、含水高、聚合物后大孔道等特点，且地下剩余油高度分散，多年的综合治理使得层内、层间非均质性突出，开发形势非常严峻[1]，因此，如何实现注入流体在油层深部的转向成为提高油田采收率的主要目标。研究发现，与普通体膨型预交联凝胶颗粒相比[2]，带有支化链的新型预交联黏弹性颗粒(branched preformed particle gel，B-PPG)兼有水溶性高分子和凝胶的双重特征，在水中可形成黏稠液体和黏弹性颗粒共存的分散体系，能够满足油田非均质性油层提高采收率的要求[3]。在胜利油田先导性试验中，B-PPG驱油剂取得良好的控水增油效果[4]，但其在地层中的流动特征及渗流机理尚缺乏系统的实验研究。近年来，尽管人们通过填砂管模型、微观平板模型及数学模型等不同的方法对B-PPG流动规律做了大量的研究工作[5-7]，但由于这些研究方法得到的结果主要以定性、经验关系式为主，不能准确反映B-PPG流体在真实地层中的运移规律，对B-PPG在孔隙介质中的流动特征和渗流机理缺乏直接有力的证明，不能准确阐述清楚B-PPG体系的流动特征，从而制约了该项技术的推广和应用。为此，通过核磁共振(NMR)技术与岩心驱替实验相结合的方法，对B-PPG在岩心孔隙介质中运移及流动特征分析的同时，又表征了流体在岩心内部的流动分布状态。对于B-PPG驱油剂在油田的推广、应用及改进具有重要的理论意义和应用价值。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

实验所用材料包括B-PPG、MnCl2和模拟地层水。B-PPG分散液由B-PPG干粉和模拟地层水混合配制，其中，B-PPG干粉颗粒为60～120目，粒度中值(D50)为460.2m；模拟地层水由NaCl、CaCl2、MgCl2·6H2O和蒸馏水配制，矿化度为20 921 mg/L。

核磁共振-驱替装置由核磁共振分析仪和模拟油藏驱替系统组成，如图1所示。其中，核磁共振仪为低磁场MacroMR 12-110H-I型分析仪；填砂管为无磁性聚醚醚酮材质，内径为25 mm、长度为60 mm，石英砂目数为60～100目。

图1 核磁共振-驱替装置示意图

1.2 实验方法

1.2.1 核磁共振测试

核磁共振技术只采集流体信号，通过抑制弛豫时间的方法来区分不同流体，在油田开发中可用于分析岩石孔隙体积、喉道大小及流体分布[8-9]。其中，横向弛豫时间(T2)谱反映孔隙内比表面的大小，T2与孔隙尺寸成正比，信号幅度与孔隙内液体体积成正比；核磁共振成像模块通过在目标物体上施加3个相互垂直的、可控的线性梯度磁场实现信号的空间定位，可采集岩心内部剖面图像，直观表征流体流动特征及分布状态。

研究主要涉及水驱和B-PPG驱流体的信号区分。由于水和B-PPG流体的弛豫时间有重叠部分，导致两者的信号不能明确区分。研究表明：MnCl2中Mn2+可加速水中H质子的弛豫衰减，使得弛豫时间不再有重叠，使用质量分数为0.5%的MnCl2水溶液代替水进行驱替，可有效区分水驱与B-PPG驱流体的T2谱和图像[10]。由于MnCl2会影响B-PPG的黏弹性，不适合用于配制B-PPG分散液。因此，采用质量分数为0.5%的MnCl2水溶液进行水驱实验。

1.2.2 驱替实验

石英砂装填填砂管，测试填砂管物性，进行核磁共振T2测试，获取干燥填砂管岩心的T2图谱；抽真空加压，饱和模拟地层水，进行T2图谱测试；低流速注入含MnCl2模拟地层水驱替模拟地层水，至少2 PV(PV为孔隙体积)，充分置换模拟地层水，以屏蔽岩心中的水信号；以恒定流速相继进行含MnCl2模拟地层水驱、B-PPG驱和后续含MnCl2模拟地层水驱，每个阶段均驱替至压力稳定，然后进行下一流体驱替，驱替过程中进行T2与成像测试，获取不同驱替阶段时流体在岩心中的T2图谱和剖面图像。实验在82 ℃条件下进行，全程记录岩心两端压力差变化。

2 实验结果及分析

2.1 B-PPG在岩心中的流动规律

图2 岩心入口端压力随累计注入PV数的变化

转后续水驱后，由于大量B-PPG被冲出，没有后续颗粒的进入，导致注入端压力迅速下降。但是，由于孔隙介质对B-PPG的吸附滞留作用，在岩心中还残存有一些颗粒，这些颗粒在水的推动下继续以堵塞-变形-通过的方式在孔喉处运移。因此，在后续水驱的过程中也会有压力曲线波动的现象。

图3所示为不同因素对B-PPG流动规律的影响。从图3(a)可以看出：岩心透率越小，压力升高速度越快，压力“稳定”平台越高，后续水驱的稳定压力也越高，并且波动越剧烈。渗透率越小，孔隙介质等效孔喉半径越小，黏弹性颗粒通过孔喉时所需要的变形量越大，即促使颗粒发生变形的压力梯度也越大。渗透率为3m2和5m2的稳定压力相近，说明当渗透率在一定范围内时，或者孔喉半径在一定范围内时，颗粒通过孔喉所需要的压力梯度相近，即B-PPG对这一范围内的渗透率适应性相近。

图3(b)所示为B-PPG浓度的影响。由图3(b)可以看出，B-PPG的注入浓度越高，压力上升越快，稳定压力越高。随着B-PPG浓度的增大，单位体积流体内黏弹性颗粒在孔喉注入端的堆积增多，发生堵塞-变形-通过形式的颗粒的数量也增多，造成注入端压力也相应升高。B-PPG浓度增高会增加颗粒在孔隙介质中的吸附滞留量，后续水驱压力也随之增大。当浓度增大到吸附滞留量达到饱和后，后续水驱压力也趋于一致。对于1 000 mg/L的B-PPG分散液，注入5.5 PV仍没有达到稳定压力，说明B-PPG在此浓度时并未起到有效封堵吼道的效果。

图3 不同渗透率、B-PPG浓度和注入速率时，岩心入口端压力随累计注入PV数的变化

由达西公式可知：流动压力与流体注入速率成正相关关系，如图3(c)所示。同时，随着注入速率的增大，单位时间内进入孔隙介质中的黏弹性颗粒的数量也增多，在孔喉处以堵塞-变形-通过形式运移的颗粒数量增多，这就需要更大的压力梯度来满足增多的黏弹性颗粒在孔隙介质中运移的需要。综合以上两种因素，增大B-PPG流体注入速率时需要提供更大的泵压支撑。

2.2 B-PPG在岩心中的分布状态及规律

图4(a)为模拟地层水流动过程中的T2图谱。可以看出，随着地层水的注入，岩心中的流体信号幅度越来越高，1.5 PV后趋于稳定，表明流体在岩心内达到饱和。在整个水驱过程中，T2图谱的分布范围基本不变，信号幅度峰顶点对应的T2也基本不变(约为621 ms)，表明注入水基本都在相同尺寸范围内的孔隙中流动，没有波及更小尺寸的孔隙。

图4 模拟地层水和B-PPG动过程中的核磁共振T2图谱变化(渗透率为1～2 m2)

图4(b)为B-PPG(2 500 mg/L)流动阶段的T2图谱。从图4(b)可以看出，在注入3.0 PV B-PPG后信号幅度趋于稳定，岩心内B-PPG流体达到饱和，与由图2流体压差稳定PV数结果一致，表明此时B-PPG在岩心中的吸附滞留达到饱和。从图4中还可以看出，随着B-PPG的不断注入，T2图谱范围逐渐向较小值方向延伸。在注入0.25 PV时，曲线峰顶点对应的T2为572 ms；当注入3.0 PV时，曲线峰顶点对应的T2为454 ms，再继续注入B-PPG，曲线峰顶点对应的T2变化不大。T2越小，表明流体进入的孔隙尺寸越小。即在B-PPG驱替过程中，B-PPG除了进入到较大尺寸的孔隙外，也逐渐进入到较小尺寸的孔隙，表明B-PPG流动过程中出现了液流转向现象：B-PPG在封堵大尺寸的孔隙后，后续颗粒逐渐转向进入小尺寸孔隙。微观上B-PPG进入低渗区域，宏观上增大了驱油剂的波及面积。

对水驱和B-PPG驱过程进行核磁成像，得到流体在岩心中的饱和度变化，如图5所示。从图5可以看出，地层水从入口端均匀进入岩心后，在后续的流动中逐渐形成一个水流通道。后续地层水主要沿水流通道流动，很少波及其他区域。而B-PPG在岩心中的驱替前缘像活塞一样均匀推进，没有出现明显的流动通道。在注入3.0 PV后，B-PPG可以波及岩心中90%以上的区域，进入水驱不能波及的孔隙。与水驱效果相比，B-PPG表现出较强的波及能力。

图5 地层水和B-PPG在岩心中的流体饱和度变化

图6所示为不同条件时，B-PPG在岩心中稳定流动阶段的T2图谱。从图6(a)可以看出，较低渗透率岩心中B-PPG流体的T2图谱信号峰分布范围更偏向于较小值，且峰顶点对应的T2更小。渗透率越小，孔隙的平均尺寸越小，B-PPG可以进入渗透率为1.3m2地层中的小尺寸孔隙中。从图6可以看出，较高渗透率岩心中的总信号幅度更大，这是因为渗透率较高的地层孔隙度相对较大，B-PPG流体的饱和量越大，所以获得的信号量更多。

图6 不同渗透率、B-PPG浓度和注入速率时，B-PPG在岩心中稳定流动阶段的T2图谱变化

从图6(b)可以看出，较高B-PPG浓度的T2图谱分布范围更偏向于较小值，且信号峰峰顶点对应的T2更小；较高浓度B-PPG在岩心中的总信号幅度也更大。浓度越高，单位注入体积的流体中B-PPG含量越多，黏弹性颗粒间的交联作用越明显，增强了颗粒封堵高渗通道及液流转向的能力，能进入小尺寸隙中的颗粒更多，因此，测得的信号更强。

从图6(c)可以看出，低注入速率时的T2图谱分布范围更偏向于较小值，信号峰顶点对应的T2更小，较低流速时岩心中的总信号幅度也更大，表明：在实验的注入流速范围内，较低的流速更有助于B-PPG对大孔道进行封堵，液流转向小尺寸孔隙，提高波及系数。

不同渗透率、B-PPG浓度和注入速率时，流体在岩心中的饱和度变化如图7所示。分别比较图7(a)与图7(b)～图7(d)可知，在实验的参数范围内，B-PPG流体可波及岩心中绝大部分区域。渗透率越大、浓度越高或注入速率越低时，B-PPG在岩心中的饱和度越高，说明：增大渗透率有助于B-PPG颗粒在岩心中的注入性，增大浓度或降低注入速率有利于B-PPG堵塞大孔道、液流转向较小尺寸孔隙，以上均可提高B-PPG在微观非均质区域的波及系数。

图7 不同渗透率、B-PPG浓度和注入速率时，流体在岩心中的饱和度变化

3 结论

通过核磁共振技术与岩心驱替实验相结合的方法系统研究了B-PPG在岩心中的流动特征，得出如下结论。

(1)B-PPG在孔隙介质中以重复堵塞-变形-通过的方式运移。

(2)核磁共振T2图谱明确了B-PPG在孔隙介质中的调剖作用。微观上B-PPG进入低渗孔隙，宏观上增大驱油剂的波及面积。

(3)核磁共图像清晰呈现出B-PPG在岩心中的流动分布状态。B-PPG在岩心中的驱替前缘均匀推进，没有出现明显的流动通道，能够进入水驱波及不到的孔隙，表现出优异的波及能力，

(4)渗透率、B-PPG浓度及注入速率对B-PPG驱油剂的流动特征具有明显影响。增大渗透率有助于B-PPG颗粒在孔隙介质中的注入性；增大浓度或降低注入速率有利于提高B-PPG的调剖能力。