黏弹性颗粒驱油剂注入性能研究

刘 煜

(胜利油田 勘探开发研究院，山东 东营 257015)



黏弹性颗粒驱油剂注入性能研究

刘 煜

(胜利油田 勘探开发研究院，山东 东营 257015)

通过填砂管驱替实验，研究了温度、矿化度、注入速度、注入浓度、孔喉直径与黏弹性颗粒驱油剂粒径中值比值等因素对黏弹性颗粒驱油剂注入能力的影响。研究表明，黏弹性颗粒驱油剂以“堆积堵塞—压力升高—变形通过—压力降低”的方式在多孔介质中运移，具有良好的非均质调整能力。温度、矿化度对黏弹性颗粒驱油剂注入能力影响较小；随着注入速度、注入浓度的增加，黏弹性颗粒驱油剂的注入压力增大；孔喉直径与黏弹性颗粒驱油剂粒径中值比值对黏弹性颗粒驱油剂注入能力影响较大，该值在0.008～0.014时，黏弹性颗粒驱油剂具有良好的深部调驱效果。

黏弹性颗粒驱油剂(PPG)；注入性能；影响因素；非均相复合驱

刘煜.黏弹性颗粒驱油剂注入性能研究[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(5):60-63,83.

LIU Yu.Study on injection performance of viscoelastic particle displacement agent (preformed particle gel (PPG))[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(5):60-63,83.

引　言

聚合物驱后油藏条件更加复杂，尽管剩余油呈普遍分布，但富集区却更趋于分散，油藏非均质性更加突出，进一步大幅度提高原油采收率已经成为十分迫切的任务[1-3]。具有黏弹性且在多孔介质中可运移的黏弹性颗粒驱油剂是一种含部分交联支化结构的新型颗粒型驱油剂，该驱油剂在水中不完全溶解，而是以其交联部分为中心形成三维网状结构[4-5]。黏弹性颗粒驱油剂为主剂的非均相复合驱在胜利油田孤岛中一区Ng3的先导试验中取得了良好的降水增油效果，为进一步提高聚合物驱后油藏采收率提供了一条新途径[6-10]。为深入认识非均相复合驱驱油机理，充分发挥非均相复合驱油体系的调驱性能，对黏弹性颗粒驱油剂的注入能力及影响因素进行了研究。

1　实验部分

1.1主要材料及设备

实验材料：黏弹性颗粒驱油剂，白色固体粉末(实验室自制)；部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，日本三菱化成株式会社生产，相对分子量为22×106，水解度为25%，固含量为90%；NaCl，分析纯，天津化学试剂有限公司；蒸馏水。

主要实验仪器：磁力搅拌器，IKA公司；LP620S电子天平，Sartorius公司；SG-3型恒温箱，海安石油科研仪器有限公司；高压计量泵，ISCO公司；φ2.5 cm×50 cm不锈钢填砂管，定制；中间容器(200 mL)，定制。

1.2实验方法

采用φ2.5 cm×50 cm的填砂管模型，由粒径范围40～100 μm的石英砂充填而成，所用各填砂管气测渗透率见表1。先水驱至压力平稳，转注黏弹性颗粒驱油剂，观察动态压力变化，压力平稳后转后续水驱，至压力平稳。

2　结果与讨论

2.1黏弹性颗粒驱油剂的注入能力

黏弹性颗粒驱油剂能否满足注入和在岩心中运移的要求是其能否具有调驱能力的关键。考察了单一聚合物溶液、黏弹性颗粒驱油剂水溶体系在多孔介质中的注入性能(图1、表2)。由图1可以看出，聚合物作为均匀溶液，在岩心中运移平稳，注入压力最高为0.04 MPa；黏弹性颗粒驱油剂注入过程中，压力上升明显，最高注入压力为0.61 MPa，压力呈锯齿状变化，表明黏弹性颗粒驱油剂颗粒在岩心孔隙中不断重复堆积—压力升高—变形通过—压力降低的过程，实现了在岩心内部的运移并进入岩心深部，产生了良好的调驱效果。黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质中渗流，其阻力系数与残余阻力系数(表2)明显高于聚合物溶液，表明具有良好的非均质调整能力。

表1　实验用填砂管的渗透率Tab.1　Permeability of sand packing tubes for displacement experiment

图1　黏弹性颗粒驱油剂与聚合物在注入过程中 岩心内部压力变化曲线Fig.1　Pressure transfer curves in the sand packing cores driven by PPG and polymer solution separately表2　聚合物与黏弹性颗粒驱油剂的阻力系数 及残余阻力系数Tab.2　Resistance coefficient and residual resistance coefficient of PPG and polymer solution

样品阻力系数残余阻力系数聚合物121.8黏弹性颗粒驱油剂16020.0

2.2黏弹性颗粒驱油剂注入能力影响因素分析

2.2.1温度在黏弹性颗粒驱油剂质量浓度2 000 mg/L、矿化度20 000 mg/L、注入速度0.5 mL/min条件下，考察了黏弹性颗粒驱油剂在胜利油田油藏温度范围内的注入性能(图2)。由图2可知，随着温度的升高，黏弹性颗粒驱油剂的注入压力仅有略微下降，总体来说变化不大，可见温度对黏弹性颗粒驱油剂的注入效果没有明显的影响，说明黏弹性颗粒驱油剂具有较宽的油藏温度适应范围。

图2　黏弹性颗粒驱油剂在不同温度下的 注入压力变化曲线Fig.2　Pressure curves of PPG oil displacement at different temperature

2.2.2矿化度矿化度是影响增粘类化学驱油剂注入能力的主要因素[11]，在黏弹性颗粒驱油剂质量浓度2 000 mg/L、温度70 ℃、注入速度0.5 mL/min条件下，考察了不同矿化度条件下黏弹性颗粒驱油剂注入性能(图3、表3)。由结果可以看出，随着矿化度的增加，黏弹性颗粒驱油剂注入压力、阻力系数及残余阻力系数均呈下降趋势。这是由于矿化度增加，黏弹性颗粒驱油剂的弹性模量降低，通过孔喉时发生变形所需的外力变小，致使注入压力下降，阻力系数及残余阻力系数降低。矿化度由5 000 mg/L升高至50 000 mg/L，注入压力由0.6 MPa降至0.5 MPa，其对注入性能影响较小，表明黏弹性颗粒驱油剂具有良好的抗盐性能。

图3　在不同矿化度下黏弹性颗粒驱油剂的 注入压力变化曲线Fig.3　Pressure curves of PPG oil displacement in different salinity表3　矿化度对黏弹性颗粒驱油剂基本性能的影响Tab.3　Effect of salinity on performance of PPG solution

矿化度/(mg·L-1)弹性模量/Pa注入平衡压力/MPa阻力系数残余阻力系数50004.730.6017122.9200004.510.5616020.0500004.070.5014314.3

2.2.3注入速度注入速度是影响非均相复合驱调驱效果的一个重要因素。考察了不同注入速度下黏弹性颗粒驱油剂的注入性能，结果见图4。由结果可以看出，注入速度对注入压力影响很大，注入速度增高，注入压力明显增大。这是由于注入速度小，黏弹性颗粒驱油剂可以与岩心孔道充分接触，重复堆积—压力升高—变形通过—压力降低过程而达到深部；当注入速度变大时，单位时间内注入岩心中的黏弹性颗粒数量增加，从而导致在孔喉处堆积堵塞的颗粒数目也增多，使其变形运移通过所需的压力也明显升高。在黏弹性颗粒驱油剂的矿场应用中，应根据现场实际选择合理的注入速度，以防注入速度过高对储层造成伤害。

图4　不同注入速度时黏弹性颗粒驱油剂 注入压力变化曲线Fig.4　Pressure curves of PPG oil displacement at different injection rates

2.2.4注入浓度在矿化度20 000 mg/L、温度70 ℃、注入速度0.5 mL/min条件下，考察了不同注入浓度对黏弹性颗粒驱油剂注入能力的影响(图5)。由结果可以看出，随着黏弹性颗粒驱油剂浓度的增加，注入压力随之增高，但增加幅度变小。这是由于在渗透率、注入速度等条件一致的情况下，随着黏弹性颗粒驱油剂浓度的增加，进入孔喉的颗粒增多，在孔喉处的堆积能力越强，导致注入压力升高。但是注入浓度过高容易对孔喉造成严重堵塞，使颗粒没法变形通过，从而影响黏弹性颗粒驱油剂的调驱效果；同时也影响经济效益。因此，矿场应用时，应根据调驱效果及经济效益合理选择注入浓度。

图5　不同质量浓度黏弹性颗粒驱油剂注入压力变化曲线Fig.5　Oil displacement pressure curves of PPG solution of different concentration

2.3孔喉直径与黏弹性颗粒驱油剂粒径中值之比(d/D50)对注入性能的影响

实验采用φ2.5 cm×50 cm多测压点填砂模型(模型上12 cm、36 cm处设置2个测压点)，考察了不同孔喉直径与黏弹性颗粒驱油剂粒径中值之比(d/D50)对注入能力的影响(图6)，填砂管气测渗透率与黏弹性颗粒驱油剂粒径中值见表4。

表4　实验用填砂管渗透率及黏弹性 颗粒驱油剂粒径中值Tab.4　Permeability of sand packing tubes and median particle size of PPG

图6　d/D50对黏弹性颗粒驱油剂注入能力的影响Fig.6　Effect of d/D50 of PPG particle on injection pressure

由图6可以看出，d/D50对黏弹性颗粒驱油剂的注入能力有较大影响。当d/D50小于0.008时，黏弹性颗粒驱油剂颗粒在多孔介质入口处压力接近4 MPa，而在12 cm和36 cm处压力极低，这是由于此时的孔喉直径偏小，黏弹性颗粒驱油剂颗粒难以变形通过孔喉，在入口处发生堆积，未出现深部运移；当d/D50大于0.014时，入口压力、12 cm和36 cm处压力相差不大，均较低，这是由于此时的孔喉直径偏大，黏弹性颗粒驱油剂可以自由通过多孔介质；当d/D50在0.008～0.014时，入口处、12 cm和36 cm处压力相继上升，说明此时黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质中既能堆积又可运移，表现出良好的调驱能力。由此可以看出，黏弹性颗粒驱油剂与地层渗透率之间存在一定的配伍关系，只有当地层渗透率与颗粒尺寸相匹配时，黏弹性颗粒驱油剂才能有效地实现调驱作用。

3　结　论

(1)黏弹性颗粒驱油剂在注入过程中呈现“堆积—压力升高—变形通过—压力降低”这一独特的运移方式，表现出良好的注入性能。

(2)随着温度、矿化度的增高，黏弹性颗粒驱油剂的注入压力略有降低，但变化幅度很小，黏弹性颗粒驱油剂对高温高盐油藏具有良好的适应性。

(3)注入速度、注入浓度对黏弹性颗粒驱油剂的注入性能影响明显。随着注入速度、注入浓度的增加，黏弹性颗粒驱油剂的注入压力随之增大，注入能力下降。

(4)黏弹性颗粒驱油剂粒径与油藏平均孔喉直径之间存在一个最佳匹配范围，在该范围之内，黏弹性颗粒驱油剂在运移过程中能够表现出良好的深部调驱效果。

[1] 张以根，元福卿，祝仰文，等.胜利油区化学驱油技术面临的矛盾及对策[J].油气地质与采收率，2003，10(6)：53-55.

[2]杜庆军，侯建，徐耀东，等.聚合物驱后剩余油分布成因模式研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2010，32(3)：107-111.

DU Qingjun，HOU Jian，XU Yaodong，et al.Study on genetic model of remaining oil distribution after polymer flooding[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition)，2010，32(3)：107-111.

[3]姜颜波.孤岛油田中一区聚合物驱后油层的波及状况[J].油气地质与采收率，2005，12(1)：66-67.

[4]苏智青，姜祖明，黄光速，等.部分交联聚丙烯酰胺的合成机理[J].高分子材料科学与工程，2012，28(5)：53-56.

SU Zhiqing，JIANG Zuming，HUANG Guangsu，et al.Mechanism of forming partially-crosslinked polyacrylamide[J].Polymer Materials Science and Engineering，2012，28(5)：53-56.[5]陈晓彦.非均相驱油剂应用方法研究[J].石油钻采工艺，2009，31(5)：85-88.

CHEN Xiaoyan.Method study for application of heterogeneous oil displacement agent[J].Oil Drilling & Production Technology，2009，31(5)：85-88.

[6]曹绪龙.非均相复合驱油体系设计与性能研究[J].石油学报(石油加工)，2013，29(1)：115-121.

CAO Xulong.Design and performance evaluation on the heterogeneous combination flooding system[J].Acta Petrolei Sinica(Petroleum Processing Section)，2013，29(1)：115-121.

[7]崔晓红.新型非均相复合驱油方法[J].石油学报，2011，32(1)：122-126.

CUI Xiaohong.A study on the heterogeneous combination flooding system[J].Acta Petrolei Sinica，2011，32(1)：122-126.

[8]张莉，崔晓红，任韶然.聚合物驱后油藏提高采收率技术研究[J].石油与天然气化工，2010，39(2)：144-147.

ZHANG Li，CUI Xiaohong，REN Shaoran.The study on enhanced oil recovery technology in reservoirs after polymer flooding[J].Chemical Engineering of Oil & Gas，2010，39(2)：144-147.

[9]孙焕泉.聚合物驱后井网调整与非均相复合驱先导试验方案及矿场应用：以孤岛油田中一区Ng3单元为例[J].油气地质与采收率，2014，21(2)：1-4.

SUN Huanquan.Application of pilot test for well pattern adjusting heterogeneous combination flooding after polymer flooding:case of Zhongyiqu Ng3 block，Gudao oilfield[J].Oil & Gas Recovery Technology，2014，21(2)：1-4.

[10] 陈晓彦.非均相复合驱油体系驱替特征研究[J].精细石油化工进展，2009，10(11)：1-4.

CHEN Xiaoyan.Study on displacement characteristics of new immiscible flooding system[J].Advances in Fine Petrochemicals，2009，10(11)：1-4.

[11] 娄清香，帕提古丽，聂小斌，等.驱油用常规聚合物与抗盐聚合物性能全面评价[J].油田化学，2007，24(2)：146-149.

LOU Qingxiang，PATI Guli，NIE Xiaobin，et al.A comprehensive comparative appraisal of standard hpam polymer and salt tolerant polymer KYPAM for EOR[J].Oilfield Chemistry，2007，24(2)：146-149.

责任编辑：贺元旦

Study on Injection Performance of Viscoelastic Particle Displacement Agent (Preformed Particle Gel (PPG))

LIU Yu

(Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Shengli Oilfield Company of Sinopec,Dongying 257015,Shandong,China)

The effects of the temperature，salinity，injection rate and concentration of displacement agent and the ratio of core pore throat diameter to median size of PPG particle on the injection performance of PPG displacement agent were studied through sand-filling tube displacement experiment.The results show that PPG displacement agent migrates in porous medium in the form of "piling up and plugging-pressure rising-deforming and passing through pore throat-pressure reducing",and it has good adjustment ability to reservoir heterogeneity.The effects of temperature and salinity on the injection performance are a little;the injection pressure increases with the increase of injection rate and displacement agent concentration;the ratio of core pore throat diameter to median size of PPG particle has greater effect on the injection performance,and when it is in the range of 0.008～0.014 the PPG displacement agent has good deep profile control effect.

viscoelastic particle displacement agent PPG；injection performance；influencing factor；heterogeneous composite flooding

2015-12-31

国家科技重大专项“高温高盐油田化学驱提高采收率技术”(编号：2016ZX05011-003)

刘煜(1982-)，女，工程师，主要从事油气田开发工程方面的研究。E-mail：liuyu.slyt@sinopec.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.05.009

TE357.46；TE39

1673-064X(2016)05-0060-04

A