注入速率对分散调驱体系注入、运移和驱油效果的影响

刘进祥，王斌杰，于复东，卢祥国，张云宝，，夏 欢，张 楠，何 欣

（1.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；2.中国石油大庆油田分公司第六采油厂，黑龙江大庆 197901；3.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300450）

我国海上采油平台平均设计使用寿命为25年，因此，开采过程中希望能够以最快的速率开采更多的石油［1］。由于我国油藏大多为陆相沉积，油藏非均质性较严重，开采过程中强注强采又进一步加剧了油藏的非均质性，导致含水上升速率较快，因此必须对油藏进行调驱［2—3］。常用的调驱剂是聚合物溶液和聚合物凝胶，在注入过程中注入速率会对聚合物溶液和聚合物凝胶的性能造成一定影响。当注入速率过快时，泵、阀、管线以及岩心对聚合物溶液的剪切作用加剧，导致聚合物溶液的黏度大幅下降，从而降低调驱效果；此外，注入速率过快还会使聚合物分子发生定向排列，从而使聚合物凝胶体系在油藏内成胶效果变差甚至不成胶，结果导致液流转向效果大幅降低［4—7］。近些年发展起来的分散调驱体系是一种非连续相调驱体系，基本不受剪切作用的影响或者所受影响较小，另外该体系具有粒径分布较为集中、在多孔介质中能够发生水化膨胀等特点，受到广大石油科技工作者的重视［8—9］，现场应用取得较好的效果［10—11］。本文以渤海油田渤海油藏地质特征和流体性质等为模拟对象，针对超分子型分散调驱体系，研究了注入速率对分散调驱体系的注入、运移和驱油效果的影响，这为分散调驱体系在渤海油田顺利实施提供了实验依据。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

超分子型分散调驱体系，有效含量100%，中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海研究院。实验用水为渤海B油田注入水，矿化度5197.84 mg/L，主要离子组成（单位mg/L）为：Ca2+128.69、Mg2+16.15、K++Na+1734.00、Cl-2213.35、0、17.651088。实验用油为目标油田地层原油与轻烃混合的模拟油，黏度10.0 mPa·s（油藏温度65℃）。岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［12—13］，注入性实验用岩心，尺寸φ2.5 cm×10 cm，岩心渗透率值见相关实验结果分析表中。传输运移实验用岩心为均质方岩心，高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×60 cm（见图1），渗透率Kg=2700×10-3μm2。驱油效果实验用二维纵向非均质岩心，高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，低/中/高层渗透率Kg为300×10-3、900×10-3、2700×10-3μm2。

图1 多测压孔岩心及其测压点位置图

BDS400 型倒置生物显微镜，奥特光学仪器公司；驱替实验装置主要包括平流泵、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，其它部分置于65℃恒温箱内，实验设备及流程见参考文献［14］。

1.2 实验方法

（1）分散调驱体系的水化膨胀性能

用渤海B油田注入水配制质量浓度为3000 mg/L 的分散调驱体系溶液，采用倒置生物显微镜测试分散调驱体系在65℃下静置不同时间后粒径及其分布。

（2）分散调驱体系注入实验

分散调驱体系注入实验具体步骤如下：①岩心抽空后饱和地层水，注模拟水，记录压力δp1，水测渗透率K1；②注入5 PV 的分散调驱体系溶液，记录压力δp2；③将岩心从注入端长度0.5 cm 左右处切掉，注分散调驱体系溶液1 min，记录压力δp3；④缓膨7 d，后续水驱4～5 PV，记录后续水稳定压力δp4，水测渗透率K2。上述实验过程中注入速率为0.9 mL/min。计算阻力系数Ⅰ（Fr1=δp2/δp1）、阻力系数Ⅱ（Fr2=δp3/δp1）、残余阻力系数（Frr=δp4/δp1）和封堵率（β=（K1-K2）/K1×100%）。

（3）分散调驱体系封堵实验

分散调驱体系封堵实验的具体步骤如下：①岩心抽空后饱和模拟水，注模拟水，记录水测压力；②注1.2 PV的分散调驱体系溶液，记录各个测压点压力，计算各个区间压差和阻力系数；③缓膨7 d 后，后续水驱至压力稳定，记录各个测压点压力，计算各个区间压差和残余阻力系数。上述实验过程注入速率分别为0.9、1.5和3 mL/min。

（4）分散调驱体系驱油实验

分散调驱体系驱油实验的具体步骤如下：①室温下将岩心抽空后饱和模拟水，计算孔隙体积；②在油藏温度65℃下岩心饱和油并水驱至含水率90%（基础实验水驱到98%）；③油藏温度65℃下注入分散调驱体系溶液，记录出水量或出液量和压力；④油藏温度65℃下缓膨3 d 后实施后续水驱至含水率98%。注入速率为0.9 mL/min，每隔30 min记录注入压力，分别收集采出液，计算分流率、含水率和采收率，绘制相关特征曲线。

2 结果与讨论

2.1 分散调驱体系的水化膨胀性能

质量浓度为3000 mg/L的超分子型分散调驱体系水化不同时间后的粒径分布见图2，粒径中值和膨胀倍数随水化时间的变化情况见表1。可以看出，水化不同时间后的超分子型分散调驱体系的粒径分布均呈近似正态分布。超分子型分散调驱体系的初始粒径中值为3.9 μm。随水化时间的延长，分散调驱体系粒径和膨胀倍数逐渐增加，水化192 h后体系仍处于水化膨胀状态，粒径中值增至17.2 μm，膨胀倍数为3.41倍。

图2 水化不同时间后超分子型分散调驱体系的粒径分布

表1 水化不同时间后分散调驱体系的粒径中值和膨胀倍数

分散调驱体系的水化膨胀效果主要取决于分散调驱体系分子溶胀性能，而分散调驱体系分子的溶胀性能又取决于聚合物性质和交联程度等因素［15］。分散调驱体系的主链或侧链上含有的强亲水基团能与水分子形成氢键从而产生较强的溶剂化作用。溶剂化层形成后，分散调驱体系的高分子网络随之扩展，亲水的离子基团水解形成可移动的离子，这样高分子网络内部和外部的水之间产生了离子浓度差，形成渗透压差。在渗透压差的作用下水分子向高分子网络渗透，同时水又与内部的亲水基团形成氢键，不断促进基团的水解和渗透压差的形成，导致水不断进入分散调驱体系网络，分散调驱体系吸水后体积逐渐增大。水化初期形成的渗透压差较大，吸水膨胀速率较快；吸水到一定程度后，渗透压差变小，吸水膨胀速率变慢并最终达到平衡［16］。溶剂对分散调驱体系分子链的溶剂化作用使线团扩张；而分子链段间的次价键（范德华力）缔和作用使分子线团收缩，两种作用达到平衡，则膨胀停止。

2.2 分散调驱体系的注入性能

超分子型分散调驱体系（cp=3000 mg/L）对不同渗透率岩心的阻力系数Ⅰ（Fr1）、阻力系数Ⅱ（Fr2）、残余阻力系数和封堵率见表2，注入过程中注入压力随注入体积变化见图3。从表2和图3可以看出，随岩心渗透率降低，Fr1、Fr2和Fr1-Fr2增大。这主要是因为随岩心渗透率降低，孔喉尺寸减小，分散调驱体系与岩心孔喉间配伍性变差，滞留量增大，渗流阻力增大。Fr1-Fr2值增大主要是由于分散调驱体系为近似正态分布（见图1），粒径较大的分散调驱体系会在岩心端面滞留，引起“端面效应”，且渗透率越低岩心端面的滞留量越大，“端面效应”越严重。在后续水驱阶段，随岩心渗透率的增加，残余阻力系数Frr和封堵率β先增加后降低。岩心渗透率在86×10-3～667×10-3µm2范围时，虽然分散调驱体系在注入过程中注入压力均一直增加，即分散调驱体系在较高注入压力下能进入岩心内部，且能够在岩心内部发生水化膨胀，起到较强的封堵作用，封堵率大于87%，但是配伍性较差。岩心渗透率在667×10-3～6500×10-3µm2范围时，分散调驱体系在注入过程中注入压力较低，分散调驱体系能够比较容易地进入岩心内部，且能够在岩心内部发生水化膨胀，起到有效的封堵作用（封堵率≥50%）。

表2 阻力系数和残余阻力系数

图3 注入压力与注入体积的关系

2.3 分散调驱体系注入对传输运移能力的影响

超分子型分散调驱体系（cp=3000 mg/L）在注入过程中各测压点压力和各区间压差和封堵率分别见表3 和表4。从表3 和表4 可以看出，在分散调驱体系注入阶段，注入速率越大，注入压力越高，相邻两点间压差比（δp1—2/δp2—3和δp2—3/δp3—出口）越小，分散调驱体系传输运移距离越远，传输运移能力越好，岩心内部相同区间的封堵率和平均封堵率增大。这主要是因为分散调驱体系为弹性球体，注入速率越大时作用在分散调驱体系的压差越大，因此分散调驱体系能进入岩心的深度也就越大。在后续水驱阶段，各个测压点压力升高，表明分散调驱体系可以在岩心孔隙内水化膨胀和运移，实现深部运移和液流转向。随着注入速率的增大，后续水驱压力逐渐增加，相邻两点间压差比（δp1—2/δp2—3和δp2—3/δp3—出口）变小，岩心内部相同区间的封堵率和平均封堵率增大。这与传统聚合物溶液和聚合物凝胶有所不同，随着注入速率的越大，聚合物溶液所受的剪切作用越强，黏度越低，滞留能力越差，对岩心的封堵率越低［4］，而且随着注入速率的增大，聚合物凝胶更容易发生定向排列，聚合物分子难以发生交联，导致对岩心的封堵率下降［7］。

表3 注入过程中各测压点压力和压差测试结果

2.4 分散调驱体系注入对液流转向效果的影响

超分子型分散调驱体系注入对液流转向效果的影响见表5，注入压力、含水率和采收率与注入体积的关系见图4。从表5和图4可以看出，随分散调驱体系注入速率的增大，注入压力升高，由于分散调驱体系呈现近似正态分布（见图1），且分散调驱体系具有较强的弹性，当注入压力过高，粒径较小的分散调驱体系会进入低渗层，且注入速率越大，压差越大，进入低渗层的分散调驱体系越多，造成的伤害越严重，相应的进入高渗层的量就会减少。这导致后续水阶段注入压力较低，即高渗层的封堵率降低，液流转向效果变差，低渗层的吸液压差减小，扩大波及体积效果变差，采收率增幅减小。

表4 注入过程中岩心各区间和平均封堵率

表5 不同驱替方案下的采收率

与“方案1-3”相比，“方案1-4”化学驱阶段注入速率较大，注入压力较高，对低渗层造成的伤害较严重，采收率增幅降低，但采用调驱剂与水交替注入，注水过程中会将分散调驱体系推到油藏深部，有效地减弱了调驱剂对低渗层的伤害，从而使其采收率与“方案1-3”接近。与“方案1-3”相比，“方案1-5”采用高速（4.5 mL/min）、低速（0.9 mL/min）交替注入，同样可有效减少调驱剂进入低渗层的可能，降低了调驱剂对低渗层的伤害，从而使更多的调驱剂进入了高渗层，后续水驱阶段注入压力较高，液流转向效果较好，低渗层的吸液压差较大，采收率增幅较大。

在超分子型分散调驱体系段塞尺寸相同条件（0.3 PV）下，超分子型分散调驱体系整体段塞注入与超分子型分散调驱体系和注入水交替注入（0.1 PV超分子型+0.05 PV水+0.1 PV超分子型+0.05 PV水+0.1 PV超分子型，缓膨3 d）的深部液流转向效果见表6，注入压力、含水率和采收率随注入体积变化见图5。从表6和图5可以看出，在超分子型分散调驱体系段塞尺寸相同条件下，与整体段塞注入（方案1-2）相比较，分散调驱体系与水交替注入（方案2-1）的深部液流转向效果较好，采收率增幅较大。分析认为，当采用分散调驱体系与水交替注入时，水段塞的注入有效减弱了注入压力的上升，且能够将分散调驱体系推进高渗层内部，有效减少了分散调驱体系在岩心端面的滞留，为分散调驱体系能够在高渗层的深部滞留和运移创造了有利条件，并且降低注入压力还会减少调驱剂进入低渗层，因此后续水驱阶段高渗层的渗流阻力较大，注入压力较高，低渗层的吸液压差较高，吸液量较高，扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大。

表6 超分子型分散调驱体系与注入水交替注入实验的采收率

图4 注入压力、含水率和采收率与注入体积的关系

图5 注入压力、含水率和采收率与注入体积的关系

3 结论

在渤海B 油田的油藏条件下，超分子型分散调驱体系具有良好的水化膨胀效果。

超分子型分散调驱体系注入过程中，少量分散调驱体系会在岩心端面滞留，形成端面效应，且渗透率越低端面效应越严重。增大注入速率有利于调驱体系进入岩心深部，增加其传输运移能力和封堵效率。

随注入速率的增大，超分子型分散调驱体系的注入压力升高，低渗透层吸液压差和吸入分散调驱体系量增加，进而引起吸液启动压力升高，后续水驱吸液压差和吸液量减小，扩大波及体积效果变差，采收率增幅降低。

在段塞尺寸相同条件下，与整体段塞注入方式相比，分散调驱体系与水交替注入方式的低渗透层吸液压差和吸液量较大，扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大。