Cr3+与聚合物在岩心内静态成胶效果评价

孙鹏宵，徐国瑞，刘文辉，张云宝，薛宝庆，陈 欣

（1．中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津塘沽 300450；2．东北石油大学教育部油气采收率重点实验室，黑龙江大庆 163318）

Cr3+与聚合物在岩心内静态成胶效果评价

孙鹏宵1，徐国瑞1，刘文辉1，张云宝1，薛宝庆2，陈 欣2

（1．中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津塘沽 300450；2．东北石油大学教育部油气采收率重点实验室，黑龙江大庆 163318）

近年来，在SZ36-1和LD10-1油田开展了聚合物驱和聚合物凝胶调驱矿场试验，取得了明显增油降水效果，为海上油田提高采收率找到了一条有效途径，但油藏中的各种复杂环境和条件可能会对其交联反应存在影响。通过理论分析和物理模拟实验，开展了交联剂Cr3+与聚合物在岩心内静态成胶效果评价实验研究。结果表明，在静态条件下，交联剂Cr3+与聚合物分子间可以在岩心孔隙内发生交联反应，其成胶效果受到岩心渗透率及其类型（是否含胶结物）、岩心含油饱和度、黏土矿物类型和含量等因素的影响，其中渗透率影响程度较大；随岩心渗透率增大即孔隙尺寸增大，岩心内成胶效果变好；随含油饱和度降低，岩心成胶效果变好；随黏土含量增加，岩心内成胶效果变差，而且在三种岩心黏土类型中，伊利石的影响最大，其次为高岭石，再其次为蒙脱石；岩石颗粒胶结愈疏松，成胶效果愈好。这些研究成果对于国内外油田利用弱凝胶进行深部调剖技术进一步提高开发效果具有指导作用。

交联剂Cr3+；聚合物；交联反应；静态成胶；物理模拟

近年来，聚合物凝胶在油田开发中被广泛地接受和应用，在近井地带的调剖堵水，深部调剖和驱油等方面发挥着日渐重要的作用[1-5]。目前，在SZ36-1油田、LD5-2和LD10-1等海上油田，聚合物凝胶驱油技术提高了注入水的波及效率，改善了水驱效果，取得了明显的增油降水效果[6-9]。以“分子间”交联为主的凝胶具有分子聚集体结构复杂、黏度较高、分子线团尺寸较大等特点，在正常驱替压力下难以进入岩心孔道。若在外力作用下进入孔隙，其分子结构会被破坏，失去原有功能[10]。为了研究交联反应在岩心内的反应的规律，国内外石油科技工作者在进行了大量的研究[11-14]。本文利用物理模拟方法，开展了在不同条件下Cr3+交联剂和聚合物在岩心内的静态成胶实验研究，并对其动态特征进行了分析，则获得聚合物凝胶在近井地带调剖堵水和深部调剖方面的新认识，对油田开发具有重要意义。

1 实验条件

1.1实验材料

聚合物选用胜利油田生产速溶聚合物，有效含量为88%，分子量为1 000×104，浓度为2 000 mg/L，黏度为16.5 mPa·s，聚∶Cr3+=180∶1。交联剂选用优选有机铬“交联剂3”，有效质量分数为2.7%。实验用水为SZ36-1油田模拟注入水，其离子组成见表1。

实验用岩心由不同粒度的石英砂环氧树脂胶结压制而成，能够真实地模拟孔隙结构特征。实验岩心实物照片见图1，外观几何尺寸为：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，渗透率分别为500×10-3µm2、1 500×10-3µm2和5 000×10-3µm2[15]。

表1 溶剂水离子组成

图1 岩心结构实物图

1.2实验原理

如图1所示，通过“注入端1”向岩心注入聚合物或聚合物凝胶1PV，然后关闭“注入端1”和“采出端1”闸门，见图1a。将岩心放置在油藏温度恒温箱内，当达到预定时间后，在距原“注入端1”和“采出端1”端面3 cm处重新开孔并安装闸门，见图1b，形成“注入端2”和“采出端2”，以消除闸门至岩心端面空间内滞留物对成胶效果评价结果带来的影响。

实验步骤：①岩心抽空饱和地层水，计算孔隙体积；②注模拟水，记录压力；③测试聚合物或聚合物凝胶黏度；④常温下注调驱剂（保证交联聚合物溶液进入岩心前未发生交联反应），记录压力；⑤岩心在油藏温度条件下放置一段时间；⑥油藏温度下进行后续水驱，记录压力。

上述实验注入速度为1 mL/min。在调驱剂注入前，根据现场聚合物配注系统对聚合物的剪切情况，对其实施预剪切，其黏度保留率为60%。

1.3方案设计

实验方案见表2至表6。

表2 岩心渗透率对成胶效果的影响实验方案

表3 含油饱和度对成胶效果的影响实验方案

表4 黏土矿物含量对成胶效果的影响实验方案

表5 黏土矿物类型对成胶效果的影响实验方案

表6 岩心胶结类型对成胶效果的影响实验方案

2 结果分析

2.1岩心渗透率对成胶效果的影响

2.1.1 压力梯度比

在岩心渗透率不同条件下，调驱剂注入过程结束压力梯度比和静态成胶结束时压力梯度比测试结果见表7。从表7可看出，对于未交联聚合物溶液，随岩心渗透率增加，注入阶段压力梯度比分别为41.1、21.8和13.3，呈逐渐减小趋势。静置成胶第三天后，随渗透率增加，后续水驱压力梯度比分别为474.5、1 060.6和5 185.2，呈逐渐增加趋势，并且大于注入阶段压力梯度比。聚合物溶液与未交联聚合物溶液的注入阶段压力梯度比分别为21.7和21.8，两者几乎相同，表明注入过程交联聚合物溶液内未发生交联反应。由此可见，在静态条件下，交联剂与聚合物分子可以在岩心孔隙内发生交联反应，并且渗透率愈高，孔隙空间尺寸愈大，成胶效果愈好。

2.1.2 动态特征

调驱剂注入压力与PV数关系见图2。从图2可以看出，在岩心渗透率相同条件下，聚合物溶液和聚合物凝胶注入阶段压力几乎相同。当放置三天后进行水驱时，聚合物溶液注入压力要明显低于交联聚合物溶液的值。进一步分析表明，岩心渗透率愈高，注入压力升幅愈大，成胶强度愈高。

图2 注入压力与PV数关系

2.2岩心含油饱和度的影响

2.2.1 压力梯度比

在岩心含油饱和度不同条件下，调驱剂注入过程结束压力梯度比和静态成胶结束时压力梯度比测试结果见表8。从表8可看出，岩心含油饱和度对交联聚合物溶液成胶效果存在影响。在岩心含油饱和度相同条件下，静置三天后交联聚合物溶液的后续水驱压力梯度比远大于聚合物溶液的值。随岩心含油饱和度降低，后续水驱压力梯度比增加。由此可见，在岩心含油条件下，交联剂与聚合物分子间可以在多孔介质内发生交联反应，但随含油饱和度增加，成胶效果变差。

表7 岩心渗透率对成胶效果影响实验数据

表8 含油饱和度对成胶效果影响实验数据

2.2.2 动态特征

调驱剂注入压力与PV数关系见图3。从图3可以看出，与聚合物溶液不同，水驱阶段交联聚合物溶液注入压力大幅度升高。随岩心含油饱和度减少，水驱压力升幅增大，但幅度不大。由此可见，岩心含油饱和度会对交联聚合物溶液在多孔介质内成胶效果产生影响，但影响程度不大。

图3 注入压力与PV数关系

2.3岩心黏土含量的影响

2.3.1 压力梯度比

在黏土含量不同条件下，调驱剂注入过程结束压力梯度比和静态成胶结束时压力梯度比测试结果见表9。从表9可看出，黏土含量对聚合物凝胶成胶效果存在影响。对比方案3-1、方案3-2和方案3-3发现，尽管它们使用岩心渗透率相同，但由于黏土矿物含量不同，注入阶段压力梯度比随黏土矿物增加呈现先增后降趋势，但后续水驱压力梯度比却减小，表明岩心中的黏土矿物可以影响注入过程渗流阻力，但不利于后期聚合物分子与交联剂间的交联反应。

2.3.2 动态特征

调驱剂注入压力与PV数关系见图4。从图4可以看出，在后续水驱阶段，随岩心中黏土含量增加，注入压力减小。由此可见，黏土会对聚合物凝胶成胶效果带来不利影响。进一步分析表明，与聚合物溶液不同，后续水驱阶段聚合物凝胶注入压力升高，表现出独特的渗流特性。在注入阶段，由于黏土颗粒与聚合物分子间发生交错吸附，聚合物分子链上的黏土颗粒增加了大分子链卷曲空间位阻，促使分子链舒展，形成具有一定强度的空间网状结构，致使注入压力较高。但在后续水驱阶段，由于黏土颗粒多带负电，表面带有负电荷的黏土颗粒通过吸附阳离子Cr3+中和其电性，减弱了交联反应，致使后续水驱压力较低。

表9 黏土含量对成胶效果影响实验数据

图4 注入压力与PV数关系

2.4岩心含黏土类型的影响

2.4.1 压力梯度比

在岩心中所含黏土类型不同条件下，调驱剂注入过程结束压力梯度比和静态成胶结束时压力梯度比测试结果见表10。从表10可看出，岩心黏土类型对交联聚合物溶液成胶效果存在影响。从压力梯度比差异大小来看，伊利石的影响较大，其次为高岭石，再其次为蒙脱石。

2.4.2 动态特征

调驱剂注入压力与PV数关系见图5。从图5可以看出，在岩心渗透率（方案4-1和方案4-2）相近条件下，在水驱阶段含蒙脱土岩心注入压力要远高于伊利土岩心，表明伊利石对交联聚合物溶液成胶效果影响程度较大。方案4-2与方案4-3相比较，前者岩心渗透率较高，孔隙空间尺寸较大，有利于聚合物分子与交联剂间的交联反应，但二者后续水驱压力梯度比几乎相等，表明高岭土对成胶效果影响程度较大。

图5 注入压力与PV数关系

2.5岩心胶结类型的影响

2.5.1 压力梯度比

在岩心胶结类型不同条件下，调驱剂注入过程结束压力梯度比和静态成胶结束时压力梯度比测试结果见表11。从表11可看出，岩心胶结类型对交联聚合物溶液成胶效果存在影响。方案5-1和方案5-2在调驱剂注入结束时压力梯度比相近，但后者的后续水驱压力梯度比大于前者，说明填砂管模型中孔隙尺寸较大，聚合物分子与交联剂Cr3+间更易发生交联反应。

2.5.2 动态特征

调驱剂注入压力与PV数关系见图6。从图6可以看出，与石英砂环氧树脂胶结岩心相比较，填砂管模型中石英砂间无胶结物，颗粒间孔隙尺寸较大，交联剂与聚合物分子间更易于接触并发生交联反应。

表10 黏土类型对成胶效果影响实验数据

表11 岩心胶结类型对成胶效果影响实验数据

图6 注入压力与PV数关系

3 结论

（1）在静态条件（静止状态，下同）下，岩心渗透率愈大，含油饱和度愈低，成胶效果愈好。

（2）在静态条件下，岩心中黏土含量愈高，成胶效果愈差，其中伊利石的影响较大，其次为高岭石，再其次为蒙脱石。

（3）在静态条件下，岩石颗粒胶结愈疏松，成胶效果愈好。

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中缅管道向国内供气超过30×108m3

中石油西南管道公司生产调度室统计显示，截至11月11日8时，中缅天然气管道正式投产以来，累计向国内输送天然气30.03×108m3。目前，来自缅甸的天然气已覆盖云南、贵州、广西、重庆、四川的20多个地市，管道沿线越来越多用户用上来自缅甸的“福气”。

中缅天然气管道起自缅甸西海岸皎漂，从云南瑞丽进入我国，终点为广西贵港，全长1 726.8 km。2013年7月31日，来自境外的天然气正式通过云南瑞丽站，8月3日云南瑞丽至禄丰段正式通气投产，10月20日中缅天然气管道干线正式全线投产，10月25日中缅天然气管道通过中卫至贵阳管线与西气东输二线联网，并向川渝地区正式供气。

中缅输气管道国内段共有8条支线。2013年11月4日，玉溪支线投产成功，玉溪市成为第一个用上中缅管道天然气的城市。同年11月9日，昆明支线分输投产成功。今年5月17日，贵州都匀支线投产成功。7月6日，广西钦州支线正式投产。

摘编自《中国能源报》2013年11月13日

Evaluation on the Static Gelling Effects of Cr3+and Polymer within Cores

SUN Pengxiao1, XU Guorui1, LIU Wenhui1, ZANG Yunbao1, XUE Baoqing2, CHEN Xin2
（1. Oilfield Production Department,China Oilfield Services Limited, Tanggu Tianjin300450,China; 2. Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Ministry Education,Northeast Petroleum University,Daqing Heilongjiang163318,China）

In recent years, polymer flooding and polymer gel flooding field test have been carried out in SZ36-1 and LD10-1 oil field, with an obvious effect in increasing oil production and decreasing water production, finding an effective way to enhance oil recovery for offshore oil field. However, various complex environments and conditions in the reservoir may influence the crosslinking reaction. In this paper, experiment of the static gelling results of the crosslinking agent Cr3+and polymer within core has been carried out through theoretical analysis and physical simulation experiment. The study results indicated that under the condition of static, cross-linking reaction between crosslinking agent Cr3+and polymer molecules can occurs in the pores of core, and its gelling effect is influenced by core permeability and its type (whether including cement), core oil saturation, clay minerals type and content, and the influence degree of permeability is the largest. With the increase of core permeability, namely increasing in pore sizes, the gelling effect gets better in the core. With decreasing in oil saturation, the gelling effect gets better in the core. With increasing in clay content, the gelling effect gets worser in the core. Among the three core clay types, the effect of illite is biggest, followed by kaolinite, then followed by montmorillonite. The more loose of rock particles cemented, the better the gelling effect gets. These results have a guiding role for deep profile technology to improve development effect with weak gel in domestic and international oil fields.

crosslinking agent Cr3+; polymer; crosslinking reaction; static gel; physical simulation

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.04.053

1008-2336（2014）04-0053-06

国家油气科技重大专项子课题“海上稠油保压热采技术示范”（项目编号2011ZX05057-005-003）。

2014-05-16；改回日期：2014-07-18

孙鹏霄，男，1972年生，主要从事油气田开发生产工作，目前任职于中海石油东南亚公司。E-mail：Sun_Pengxiao@cnooc.com.cn。