CDG调驱体系的室内研究及性能评价

2013-05-30周文斌

石油化工应用 2013年1期

王亚，薛杰，张震，周文斌

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

在水驱油及化学驱油过程中, 非均质性地层中渗透率较高岩层的原油能被顺利地驱出, 而渗透率较低岩层的原油仍留在地下,造成了采收率低,开发成本高的结果。注水井调剖技术是有效的解决手段之一,开始得到重视和发展。胶态分散凝胶（CDG）技术是20 世纪80 年代后期国外发展起来的油层深部调剖技术, 该技术的特点是采用低浓度的聚合物和交联剂, 是以分子内交联为主生成的、彼此独立、相互连接较弱的凝胶小颗粒组成的胶态分散体系, 能够深入到地层深部，增加原有高渗透率水通道的流动阻力, 使后续注入的驱替液转向先前未波及到的低渗透层，从而进入地层深部进行调剖,达到提高采收率的目的。CDG 技术同时具有调剖和驱油的作用，对于提高油田注水开发效率有着重大意义。

1 CDG调驱机理

CDG 是在聚丙烯酰胺（HPAM）和交联剂的浓度都很低的情况下，通过分子内交联和少量的分子间交联把聚合物分子联结成分散的胶束悬浮在溶液中，使之形成粘度很低的胶态分散凝胶，具有胶体溶液的性质。表现出没有一定形状，具有一定流动性，能进入地层深部，选择性地堵塞大孔道或高渗透层，使液流转向进入较低渗透层，改善因非均质性造成的波及系数低的问题，从而大幅度的提高这类油藏的采收率。

和常规的凝胶相比，CDG 没有形成连续的三维网状结构。在井眼附近注入液的流速很大，压差也大，HPAM 和交联剂之间的交联反应未能充分进行，此时的CDG 溶液和未交联的HPAM 稀溶液相同，粘度低，便于长时间大剂量地注入地层深部;随着CDG 液的推进，流速变慢、压差变低，交联反应逐渐完成，CDG 在油层深部的高渗透层表现出凝胶性质，迫使后续流体转向含油饱和度高的低渗透层，提高了驱油体积和效率。胶态分散凝胶体系具有调剖和改善流度比的双重作用。

2 CDG 调驱体系的研究

2.1 CDG 的制备过程

称取一定量的HPAM 母液于烧杯中, 加入过滤后某油田的注入水，打开搅拌器,匀速加入称好的一定量聚丙烯酰胺，120 r/min 转速下搅拌2～3 h 后静置24 h后备用。在稀释好的一定浓度聚合物溶液中加入交联剂，摇匀后再加稳定剂,置于一定温度恒温箱中，测定CDG 调驱体系的性能。

2.2 影响CDG 成胶的因素研究

为了了解聚合物浓度、交联剂浓度、温度和时间对成胶粘度的影响，采用上述配制方法分组配制了若干CDG 样品，从而对各因素对CDG 性能有可能产生的影响进行比较，思路是单因素试验法。

表1 实验数据表

方案设计如下：

第一组：任选温度为80 ℃，交联剂浓度为60 mg/L，HAPM 浓度依次为200、400、600、800 mg/L；

第二组：任选温度为80 ℃，HAPM 浓度为400 mg/L，交联剂浓度依次为60、70、80、90 mg/L；

第三组：任选HAPM 浓度为400 mg/L，交联剂浓度依次为60 mg/L，温度依次设定为60、80、90、100 ℃分别进行每组试验，然后测其粘度，并做好记录。

2.2.1 聚合物浓度对CDG 性能的影响在交联剂浓度60 mg/L 和温度80 ℃一定的情况下，观察CDG 的粘度随聚合物的浓度的变化情况（见表2）。

表2 聚合物的浓度对CDG 成胶粘度的影响

图1 聚合物的浓度对CDG 成胶粘度的影响

由表2 和图1 上可以看出，随着聚合物浓度的增加，形成的凝胶体系粘度不断增加。因为在其它条件一定时，聚合物浓度越大，聚合物分子间相互碰撞的机率就越多，交联点增多，因而使CDG 的粘度增大。

2.2.2 交联剂浓度对CDG 性能的影响聚合物浓度400 mg/L 和温度80 ℃一定的情况下，观察CDG 的粘度随交联剂的浓度变化情况（见表2）。

表3 交联剂的浓度对CDG 成胶粘度的影响

图2 交联剂的浓度对CDG 成胶粘度的影响

由表3 和图2 中可以看出在温度80 ℃，聚合物浓度为400 mg/L 时，交联剂的最佳浓度为80～90 mg/L。

2.2.3 反应温度对CDG 性能的影响在聚合物浓度为400 mg/L，交联剂浓度为60 mg/L 时，设定不同的温度，观察温度对CDG 体系粘度的影响（见表4）。

表4 温度对CDG 成胶粘度的影响

图3 温度对CDG 成胶粘度的影响

由表4 和图3 中可以看出CDG 的粘度随着温度的增加而增加，在达到90 ℃时达到最大值，而后随着温度的增加，粘度下降，这是CDG 受温度降解作用的结果。因此，在聚合物浓度为400 mg/L，交联剂浓度为60 mg/L 时，反应的最佳温度为90 ℃。

2.2.4 反应时间对CDG 性能的影响任选一组实验，假设选为：温度80 ℃，聚合物浓度为400 mg/L，交联剂浓度为80 mg/L，反应过程中每隔12 h 测定一次粘度，观察不同的反应时间后体系粘度的变化（见表5）.

表5 反应时间对成胶粘度的影响

图4 反应时间对成胶粘度的影响

由表5 和图4 中可以看出CDG 的粘度刚随着反应时间的增加逐渐增加，但60 h 后随着时间的增加，粘度开始下降。因此，较佳的反应时间为60 h 左右。

3 CDG 调驱体系性能评价

岩心流动实验可以评价CDG 在多孔介质中的渗流特性,它与CDG 在油层渗流时的状态最为接近。在室内进行了模拟试验，通过阻力系数和残余阻力系数等参数来评价调驱效果。

3.1 封堵实验

使用两块不同渗透率的人造岩心在合注分采的条件下，评价了配方为聚合物浓度400 mg/L、交联剂浓度60 mg/L 的调剖剂，测定了其突破压力、吸水剖面变化和堵水效率等各项参数（见表6）。

从表6 可以看出，对于此种配方，高渗透率岩心吸水剖面由78.7 %下降到49.2 %，低渗透率岩心吸水剖面由10.8 %上升到38.1 %。突破压力0.34 MPa，封堵效率98.2 %。由此可以推断，CDG 对于低渗透油层的封堵效果非常有效。

3.2 岩心物理模拟实验

聚合物调剖和驱油实验过程如下：模型抽真空2.5 h后饱和地层水，测量孔隙度。饱和油至出口不含水为止。在预定驱替效率下水驱至模型出口含水率达到98 %。按实验方案注入CDG，按实验方案要求注入相应聚合物段塞。水驱至模型出口含水率达到98 %为止。当水驱模型出口含水达到98 %后，进行0.2 PV 调剖处理，然后用CDG 进行驱油，再水驱至出口含水达到98 %，模型一提高采收率幅度为15.4 %，最终采收率达到59.6 %；模型二提高采收率幅度为26.5 %，最终采收率达到73.1 %。

说明此条件下，CDG 驱对低渗透油层进行调驱效果比对高渗透层调驱的效果好。