新型凝胶颗粒与聚驱后非均质油层的配伍性

高 倩

（1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；2.成都理工大学能源学院，四川 成都 610059）

0 引言

聚合物驱后的油层历经三次采油的深度开发，剩余油高度分散，储层孔隙结构复杂，非均质性强［1-5］，因此，“降低储层非均质性矛盾，扩大驱油体系的波及体积”是聚合物驱后进一步提高采收率的关键［6-9］。调剖堵水是解决储层非均质性矛盾的有效方法［10-12］。预交联凝胶颗粒（PPG）作为目前常用的调堵剂，膨胀后易变形，可伴随驱替液进入油层优势渗流通道，封堵高渗透层位，起到调整吸水剖面的作用［13-16］。

目前，现有PPG采用甲撑双丙烯酰胺作为交联单体，与丙烯酰胺共聚制备。这种交联单体具有2个相同且活泼的反应性官能团，在高分子聚合过程中与反应性单体交联，可以迅速地使聚合物的结构由线型转变为立体网状［17］。但是，由于这种交联单体的2个反应性官能团之间只有1个亚甲基，使其形成的交联点之间的链段长度过小，导致凝胶网络缺乏能量耗散能力，宏观表现为凝胶颗粒弹性弱、易破碎，不易运移至油层深部，难以满足聚合物驱后油层的开发要求［18-20］。为此，大庆油田通过采用具有一定分子链柔性的4—6烷撑双丙烯酰胺与丙烯酰胺、丙烯酸共聚，研制出一种与传统PPG相比，弹性因子更大、不易破碎的新型凝胶颗粒。

本文通过研究该新型凝胶颗粒在聚合物驱后非均质油层内的深部运移封堵机制及剖面改善性能，优选出与聚合物驱后油层具有最佳配伍性的凝胶颗粒粒径。将优选出的凝胶颗粒与聚合物溶液组成新型驱油体系，根据驱油体系在大型三维物理模拟中注入岩心前后的含油饱和度场变化规律，深化认识此新型驱油体系的驱油效果及动用机理，为该新型凝胶颗粒在油田的应用提供一定的科学依据和理论支撑。

1 实验条件与方法

1.1 实验条件

实验温度：45℃。

凝胶颗粒：新型预交联凝胶颗粒（膨胀倍数3，抗压强度1.7 MPa，粒径［0.15，0.30］mm；膨胀倍数3，抗压强度1.9 MPa，粒径（0.30，0.50］mm，大庆油田有限责任公司勘探开发研究院研制。

聚合物：部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），大庆炼化公司生产。

实验用水：大庆油田萨北开发区油井采出液分离污水，经深度暴氧处理。用于饱和岩心、驱替岩心、配制化学驱油体系。

实验用油：大庆油田萨北开发区井口脱气脱水原油。为了模拟油藏条件下原油性质，用航空煤油稀释原油，稀释后原油黏度约为10 mPa·s。

实验装置：ISCO泵、恒温箱、真空泵、活塞容器、六通阀、压力表、试管、阀门。

1.2 实验方法

1.2.1 凝胶颗粒在油层中的深部运移—封堵性能测定

分别选取粒径为［0.15，0.30］mm和（0.30，0.50］mm两种尺寸的凝胶颗粒，利用室内流动物理模拟实验，测定凝胶颗粒在不同测压点随注入量增加所产生的压力变化，评价不同粒径的凝胶颗粒深部运移与封堵性能。实验所用岩心的长×宽×高为100 cm×4.5 cm×4.5 cm，渗透率为2 μm2，与传感器连接的3个测压点按顺序由入口端至出口端均匀分布（图1）。由于组分密度的差异，为防止凝胶颗粒在运移过程中过早出现沉析分离，本次实验采用高相对分子质量聚合物溶液托举凝胶颗粒。在凝胶颗粒/聚合物复合体系溶液中，凝胶颗粒质量浓度为500 mg/L，聚合物溶液质量浓度为1 400 mg/L，相对分子质量为2.5×107，配制方式为清配污稀。增加一组单独聚合物驱作为对照实验，聚合物溶液质量浓度为2 500 mg/L。实验步骤：（1）将模拟水、驱油体系溶液分别装入活塞容器内，在45℃恒温条件下，将岩心抽真空，饱和水，计算岩心孔隙度；（2）水驱至岩心压力平稳，测定岩心两端的压力降（Δp1）；（3）凝胶颗粒/聚合物驱至岩心压力平稳，固定时间间隔记录各测压点压力值，并测定岩心两端的压力降（Δp2）；（4）后续水驱至岩心压力平稳，测定岩心两端的压力降（Δp3）。实 验 过 程 中，注 入 速 度 控 制 在0.3 mL/min。

图1 流动物理模拟实验装置连接示意Fig.1 Sketch of connection for experiment equipment of flow physical simulation

驱替液的流度控制能力是指驱替液在驱油过程中通过形成一定的渗流阻力，有效提高水油流度比的能力，从而扩大波及体积，增加采出程度。一般采用阻力系数（Fr）与残余阻力系数（Frr）评价凝胶颗粒在多孔介质中的渗流特性。阻力系数用于反映流体在多孔介质渗流过程中的阻力大小，残余阻力系数用于反映流体降低孔隙介质渗透率的能力［21-22］。阻力系数（Fr）与残余阻力系数（Frr）计算公式为：

1.2.2 凝胶颗粒在非均质并联岩心中剖面改善性能表征

以大庆油田聚合物驱后20口取心井资料为基础，计算了聚驱后一类油层实际平均渗透率等级与厚度比平均值，据此设计了模拟实际油层的三管并联物理模型［23］。设计出的模型长和宽分别为30.0和4.5 cm，高、中、低渗透层高度分别为1.8、4.5和2.0 cm，渗透率分别为4 000×10-3、2 000×10-3和500×10-3μm2。通过向非均质并联岩心中注入不同粒径的凝胶颗粒+聚合物复合体系溶液，测定各渗透层的分流率变化，优选出对聚驱后非均质油层具有最佳剖面改善性能的颗粒粒径。实验步骤：（1）将模拟水、凝胶颗粒+聚合物复合体系溶液分别装入活塞容器内，在45℃恒温条件下，将岩心抽真空，饱和水，计算岩心孔隙度；（2）设置ISCO泵流速为0.55 mL/min，饱和油，计算岩心含油饱和度，并将岩心老化12 h；（3）水驱至采出端含水率为98%；（4）注入0.7 PV的凝胶颗粒+聚合物溶液；（5）后续水驱至采出端含水率为98%，计量出液量、出油量等参数。

1.2.3 凝胶颗粒在大型三维物理模型中渗流规律及驱油效果测定

优选出与聚驱后油层具有最佳配伍性的凝胶颗粒后，采用大型三维物理模型开展驱油实验，深入研究优选出的凝胶颗粒+聚合物溶液的宏观驱油效果，掌握聚驱后凝胶颗粒+聚合物溶液所引起的各渗透层平面含油饱和度场的变化规律，进一步验证其对聚驱后非均质油层的剖面调整效果。在聚合物驱阶段，采用质量浓度为1 000 mg/L，相对分子质量为1.2×107～1.6×107的中分聚合物。凝胶颗粒+聚合物溶液配置参数同1.2.1。三维物理模型的具体参数见表1。

表1 三维物理模型参数Table 1 Parameters of 3D physical model

实验按照图2连接好各装置，根据以下实验步骤开展实验：（1）将模拟水、聚合物、凝胶颗粒+聚合物复合体系溶液分别装入活塞容器内，在45℃恒温条件下，将岩心抽真空，饱和水，计算岩心孔隙度；（2）设置ISCO泵流速为4 mL/min，饱和油，计算岩心含油饱和度，并将岩心老化12 h；（3）水驱至采出端含水率为98%；（4）注入0.57 PV的聚合物溶液；（5）后续水驱至采出端含水率达到98%；（6）注入0.7 PV的凝胶颗粒+聚合物溶液；（7）后续水驱至采出端含水率达到98%。实验过程中利用电脑观测平面含油饱和度场的变化。

图2 三维物理模型装置连接示意Fig.2 Sketch of connection for 3D physical model device

2 实验结果与讨论

2.1 凝胶颗粒在油层中的深部运移-封堵性能

不同驱油体系的注入压力随注入量变化曲线显示（图3），2种不同粒径的凝胶颗粒+聚合物驱油体系压力升幅均高于单独聚合物驱，说明凝胶颗粒+聚合物驱油体系在油层中产生较大的渗流阻力。凝胶颗粒+聚合物体系的注入量为1.8～2.5 PV时，体系注入压力陡然上升。注入量为2.5～5.2 PV时，注入压力处于稳定阶段，并呈现出锯齿状波动的特征。分析其原因，在注入初期，凝胶颗粒在运移过程中易于较小的喉道处形成堆积，产生“压力叠加效应”，使注入压力不断升高。当注入压力高于一定值后，凝胶颗粒在外力作用下发生形变，突破孔喉，使压力降低。通过孔喉后的凝胶颗粒会继续在下一个孔喉处堵塞，增大流动阻力，凝胶颗粒在孔喉中以“堆积封堵—压力升高—变形运移”的方式交替运移。注入压力呈锯齿状波动状态，说明凝胶颗粒没有堵塞在岩心的注入端，可以运移至油层深部并保持较高渗流阻力。进入后续水驱阶段后，凝胶颗粒+聚合物溶液的继续运移使驱替过程持续有效，但由于没有凝胶体系的继续注入，注入水会在凝胶颗粒之间形成稳定的水流通路，造成注入压力降低，但是后续水驱的注入压力仍高于注凝胶颗粒+聚合物溶液前的水驱压力，说明该凝胶颗粒具有一定的抗剪切性能。

图3 不同驱油体系的注入压力与注入量关系Fig.3 Relations between injection pressure and injected volume for different displacement systems

凝胶颗粒在岩心中的阻力系数、残余阻力系数、压力梯度变化显示（表2），凝胶颗粒的粒径越大，驱油体系在岩心中所造成的阻力系数与残余阻力系数也越大，这是因为较大粒径的凝胶颗粒更易在孔喉处形成堆积，使注入压力增长。粒径较大的凝胶颗粒通过相同尺寸的孔喉需要更大的驱动压力，因此粒径为（0.30，0.50］mm的凝胶颗粒对应测压点1与测压点2处的压力值均高于粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶颗粒。尽管较高压力值体现了较好的封堵效果，但从压力梯度角度上看，粒径为（0.30，0.50］mm的凝胶颗粒压力梯度下降明显，表明较大粒径的凝胶颗粒较难进入岩心深处，在岩心中的运移能力较弱。粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶颗粒在聚驱后油层中的深部运移性能较好，不但可以运移至油层深部，而且可以持续地对油层不同部位进行差异性封堵。因此，粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶体系深部运移-封堵性能更好。

表2 凝胶颗粒在岩心中的阻力系数、残余阻力系数、压力梯度Table 2 Resistance factor,residual resistance factor and pressure gradient of gel particles in the cores

2.2 凝胶颗粒在非均质并联岩心中剖面改善性能

通过向高、中、低渗透率的并联岩心注入凝胶颗粒+聚合物溶液，观察各渗透层吸液量的变化情况，评价不同粒径的凝胶颗粒对非均质岩心剖面改善性能。

对于粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶颗粒（图4），在注水阶段，由于各层渗透率的差异，注入水主要进入渗流阻力较小的高渗透层，高渗透层吸液量逐渐增加，最后趋于稳定。中渗透层吸液量随高渗透层吸液量的增加而逐渐降低。低渗透层在注入水阶段几乎没有吸液量。在转注凝胶颗粒+聚合物溶液初期，较少的凝胶颗粒对孔喉的堆积未能产生较大的封堵效果，因此各渗透层均可维持一段时间水驱阶段分流率特征。随着注入量的增加，大量的凝胶颗粒优先进入高渗透层渗流通道中，在孔喉处形成堆积，注入压力大幅增长，迫使后续流体转向，使中、低渗透层吸液量显著升高，调剖前后分流率分别增长了12.03%和12.35%，高渗透层分流率由68.39%降至44.02%。转注后续水驱后，凝胶颗粒不断由封堵位置向出口端运移，封堵效果减弱，使高渗透层吸液量增长，中渗透层吸液量降低，低渗透层相对维持一段时间稳定的分流率后吸液量开始降低。

图4 各渗透层分流率与注入量关系（粒径［0.15，0.30］mm）Fig.4 Relations between flow rate and injected volume for permeable layers（sizes of［0.15，0.30］mm）

对于粒径为（0.30，0.50］mm的凝胶颗粒（图5），高、中、低渗透层的分流率变化规律与粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶颗粒实验结果相近。但该凝胶颗粒运移至岩心深部的能力相对较弱，调剖后，高渗透层分流率降低19.14%，中、低渗透层分流率分别升高11.85%和7.28%。

图5 各渗透层分流率与注入量关系（粒径［0.30，0.50］mm）Fig.5 Relations between flow rate and injected volume for permeable layers（sizes of［0.30，0.50］mm）

综合对比各渗透层吸液量变化，粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶颗粒剖面改善性能效果更好。

2.3 凝胶颗粒在大型三维物理模型中渗流规律及堵调驱效果

为了进一步验证由粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶颗粒和聚合物组成的驱油体系对油层的堵调驱效果，开展了大型三维物理模型渗流规律研究。实验结果显示（图6），在提高采收率方面，水驱采收率为31.74%，注入0.57 PV聚合物后，阶段采收率提高13.46%，聚合物驱结束时仍有54.8%的剩余油未被动用。聚合物驱后注入0.7 PV的凝胶颗粒+聚合物复合体系，阶段采收率提高值为13.51%，增幅较大。整个实验总采收率为58.71%。在岩心含水率变化方面，注入凝胶颗粒+聚合物溶液后，含水率很快有所下降，且下降幅度大、持续时间长。说明凝胶颗粒很快对高渗透层起到了封堵作用，中、低渗透层得到动用，更多的剩余油被驱替出来导致含水率下降，含水率最大降幅达到18.33%。在注入压力变化方面，注入凝胶颗粒+聚合物溶液后，随着注入量的增加，大量凝胶颗粒于孔喉处堆积形成封堵，导致压力迅速升高，当压力达到一定程度后，颗粒发生弹性形变，通过孔喉，使得压力呈锯齿状上升，最高达到2.2 MPa。

图6 各参数与注入量关系Fig.6 Relations between each parameter and injected volume

注凝胶颗粒+聚合物溶液前后岩心含油饱和度场变化情况显示（图7），在凝胶颗粒+聚合物驱结束时，各渗透层主流通道均明显变宽，说明驱油体系注入后首先进入高渗透层，沿着主流线方向向前推进，体系中的凝胶颗粒发挥作用，对水驱与聚合物驱阶段形成的优势渗流通道进行封堵，迫使后续流体转向中、低渗透层，扩大波及范围。对于高渗透层，膨胀后的凝胶颗粒粒径普遍高于岩心的孔喉半径，在驱动压差作用下，颗粒变形通过孔喉，将孔隙中的剩余油“拉、拽”出来，同时依靠聚合物的黏弹性对剩余油进行携带，较大程度上降低了主流通道上注入井附近的含油饱和度。凝胶颗粒+聚合物驱结束时平均含油饱和度下降约6.98%。对于中渗透层，主流线附近的含油饱和度下降，但降幅低于高渗透层，波及面积约占模型面积的3/4，凝胶颗粒+聚合物驱结束时平均含油饱和度下降约11.8%。对于低渗透层，注入凝胶颗粒+聚合物体系使注入端附近约2/3处剩余油得到动用，这是由于凝胶颗粒对高渗透层主流通道进行封堵，使低渗透层吸液量大幅增加，注入端附近含油饱和度降幅较大。此阶段已基本形成贯通注入端与采出端的主流线。

图7 凝胶颗粒+聚合物驱注入前后岩心含油饱和度场Fig.7 Oil saturation field before and after gel particle+polymer floodings

综上所述，凝胶颗粒与油层的配伍性直接影响其对油层深部的调堵效果。在聚合物溶液（连续相）中加入与聚合物驱后非均质油层配伍性较好的凝胶颗粒（非连续相），凝胶颗粒以“堆积封堵—压力升高—变形运移”的方式通过孔喉，封堵高渗透层，使连续相流转于中、低渗透层。凝胶颗粒通过在驱替过程中不断的重新分配，使得压力场扰动增强，实现交替堵驱、动态调驱，使中、低渗层平均含油饱和度大幅降低，从而达到提高聚合物驱后采收率的目的。

3 结论

（1）粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶颗粒在聚合物驱后油层中的深部运移性能较好，既可以通过孔喉运移至油层深部，又能实现在不同区域的差异化封堵。而粒径为（0.30，0.50］mm的凝胶颗粒较难进入岩心深处，在岩心中的运移能力较弱。

（2）高、中、低渗透层分流率变化显示，粒径为［0.15，0.30］mm的凝胶颗粒对非均质油层剖面改善效果更好，与聚合物驱后油层具有更好的配伍性。与粒径为（0.30，0.50］mm的凝胶颗粒相比，中、低渗透层分流率分别增加0.18%和5.07%。

（3）在大型三维物理模型驱油实验中，优选出来的凝胶颗粒膨胀后以“堆积封堵—压力升高—变形运移”的方式通过孔喉，封堵高渗透层，使聚合物溶液流转于中、低渗透层，实现交替堵驱、动态调驱，大幅度降低中、低渗层平均含油饱和度，聚合物驱后可进一步提高采收率13.51%。