支化预交联凝胶颗粒在油藏中的运移与调剖特性

2018-09-07刘义刚丁名臣韩玉贵王业飞邹剑赵鹏

石油钻采工艺 2018年3期

刘义刚丁名臣韩玉贵，王业飞邹剑赵鹏

1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司；2. 中国石油大学（华东）

随着水驱和以聚合物驱为主的化学驱的深入，大多数油田进入高含水采油阶段，并且由于长期水动力地质作用的影响，油藏非均质性显著加剧，导致聚合物驱后仍有大量原油滞留地下，且滞留原油中约有65%～77%分布在注入水无法波及的低渗区域，如何扩大波及体积成为提高采收率的关键［1］。预交联凝胶颗粒（PPG）是当前改善吸水剖面应用较多的调驱剂之一，其主要通过聚合物单体、交联剂及其他添加剂的地面交联、烘干、粉碎，注入地层后吸水膨胀，封堵高渗通道；具有地面交联、强度可控、耐温耐盐性好等优点；能够克服传统的本体凝胶、冻胶或者弱凝胶应用中，地下成胶影响因素多、成胶时间和强度受温度、矿化度、剪切作用等影响难以控制、容易堵井等不利因素的影响［2-4］。B-PPG是近年来在PPG基础上发展的一种具有支化结构的预交联凝胶颗粒，其在主链上引入部分支链。独特的部分交联网络结构使B-PPG具有优异的弹性、耐温抗盐能力，而部分支化结构赋予了B-PPG良好的增黏能力，改善了颗粒的悬浮性能［5-6］。部分学者针对该型B-PPG调驱剂开展了一些有益的研究评价，主要集中在颗粒黏弹性、调剖和驱油能力等方面［5-8］。针对一种B-PPG颗粒，其膨胀能力、微观运移特征、颗粒与渗透率的匹配性和调剖效果值得进一步深化研究。

1 实验材料与方法

B-PPG（粒径100～150目）呈不规则形态，吸水后粒径明显变大（如图1所示），胜利油田勘探开发研究院提供；模拟地层水矿化度6666.0 mg/L，离子成分组成：Na+为2456.5 mg/L、Mg2++Ca2+为128.5 mg/L、Cl-为 4034.0 mg/L、SO42-为 47.0 mg/L。

（1）膨胀性实验。B-PPG的吸水膨胀性，直接关系到其与油藏孔喉和渗透率的匹配性，以及颗粒的封堵能力。研究中利用称重法，计算了吸水前后颗粒体积和粒径的膨胀倍数，方法如式（1）和式（2）［9］

式中，Sv为体积膨胀倍数；ma为膨胀后质量，g；ρb为膨胀前密度，g/mL；mb为膨胀前质量，g；ρa为膨胀后密度，g/mL。

按照近似球形折算颗粒粒径膨胀倍数为

图1 B-PPG颗粒形态Fig. 1 B-PPG particle morphology

式中，Sd为粒径膨胀倍数；Sv为体积膨胀倍数。

（2）运移与封堵特征实验。玻璃刻蚀模型尺寸为6.0 cm×6.0 cm，其中内部刻蚀区域尺寸4.0 cm×4.0 cm，孔喉尺寸分布范围为 50.0～400.0 μm（如图2（a）所示）。在室温20 ℃条件下，以0.01 mL/min速度连续注入2000 mg/L膨胀后的B-PPG（粒径中值430.0 μm），通过显微装置实时观测颗粒在模型中运移状态与封堵特征。渗透率匹配性实验。在70 ℃条件下，将膨胀后质量浓度为2000 mg/L的B-PPG连续注入尺寸为Ø2.5 cm×80.0 cm，渗透率分别为5.2、3.2、1.6、0.7 D 的三测压点填砂模型（如图2（b）所示），检测各测点压力，根据压力特征判断B-PPG与模型渗透率的匹配性。

图2 运移与封堵特征实验用刻蚀模型和填砂模型Fig. 2 Etching model and sand-packed model used in the migration and plugging characteristic experiment

（3）调剖实验。调剖特征实验。将不同渗透率、尺寸为Ø2.5 cm×80.0 cm的2个填砂模型并联，采用合注分采的方式，连续注入2000 mg/L的B-PPG，之后进行后续注水，计量高、低渗模型产出液量，根据分流率特征，判断B-PPG改善吸水剖面的能力。驱油实验在玻璃夹砂模型（尺寸：8.0 cm×8.0 cm）中开展；分别利用10目和30目石英砂充填模型高渗和低渗区域；抽真空饱和油后，恒温70.0 ℃老化24 h；水驱之后连续注入质量浓度2000 mg/L的B-PPG（速度0.15 mL/min），通过显微装置观察、记录不同阶段模型中原油的分布状态。

2 实验结果与讨论

2.1 B-PPG的膨胀性

B-PPG不同时间的体积膨胀倍数如图3（a）所示、膨胀前后的颗粒粒径和粒径膨胀倍数如图3（b）所示。

图3 B-PPG膨胀性能Fig. 3 B-PPG swelling properties

由图3可知，B-PPG吸水膨胀速度快，吸水10 min，达到膨胀稳定。体积膨胀倍数为47.3，颗粒粒径中值从120.0 μm膨胀至430.0 μm，粒径膨胀倍数为3.6。实验所用的B-PPG较文献报道的部分PPG膨胀速度快、膨胀性强，后者膨胀时间最长可达几十小时，体积膨胀倍数为10.0～20.0。膨胀速度慢，有利于在颗粒膨胀前注入油藏中，实现深部调驱；对于膨胀速度较快的B-PPG，则应保证膨胀后颗粒与油藏渗透率的匹配性，使其能够运移至油藏深部。颗粒的膨胀性能，主要受初始本体凝胶组成和强度的影响。凝胶主剂、交联剂浓度越高，强度越大，研磨得到的颗粒膨胀性越弱；初始本体凝胶强度小，形成的颗粒往往吸水膨胀能力强［9］。调驱应用中，强度大、膨胀性弱的颗粒，往往具有更高的封堵强度，但是其变形能力差，易出现注入性等问题。适度降低颗粒强度，改善颗粒膨胀性能，提高变形能力，有利于颗粒通过弹性变形在孔喉间的运移，实现深部调驱。除颗粒自身性质外，其膨胀性能还受温度、矿化度和PH值等外部因素的影响［9-11］。

2.2 B-PPG的封堵特征

（1）B-PPG的微观封堵特征。颗粒对高渗孔喉的机械封堵是其调剖的关键，不同类型和强度的颗粒对孔喉的封堵特征存在差异。通过可视化刻蚀模型中的运移实验，考察了黏弹性B-PPG对高渗孔喉的微观封堵特征，结果如图4和图5所示。

图4 不同粒径和球度颗粒运移特征Fig. 4 Migration characteristics of the particles with different particle diameter and sphericity

图5 不同注入阶段B-PPG的运移特征Fig. 5 B-PPG migration characteristics at different injection stages

与其他黏弹性颗粒类似，B-PPG通过孔喉的形式也存在顺利通过、挤压变形通过和拉伸变形通过等几种形式［12］。通过不同粒径、球度和注入时间的B-PPG微观运移图像可以发现，其对孔喉的封堵表现出以下特征。粒径小于或接近喉道直径的颗粒，很难通过架桥封堵孔喉（如图4（a）所示）。B-PPG粒径小于或接近孔喉直径时，颗粒能够顺利的通过孔喉，而不发生显著的弹性变形，对喉道基本无封堵能力。当多个小颗粒同时进入喉道时，由于B-PPG弹性好、变形能力强，颗粒仅发生小幅形变，即可实现各颗粒依次通过喉道，很难形成架桥封堵。这一点与常规硬性颗粒封堵特征存在明显的差异，对于硬性颗粒，粒径与喉道比大于1/3时，即可形成架桥封堵［12］。粒径大于喉道直径时，B-PPG能够以单颗粒或者多颗粒堆积的方式形成封堵（如图4（b）和图5（a）所示）。对于低球度的长条颗粒，其往往自动取向短轴方向，顺利通过孔喉（如图4（c）所示），对喉道的封堵能力较高球度颗粒弱（如图4（b）所示）。尽管如此，当颗粒长度较大时，其可对一些小直径砂粒形成半圆形包覆，并与其他颗粒一起堆积，形成封堵（如图5（a）所示）。B-PPG对孔喉的封堵具有暂时性和反复性。由图5（a）可见，B-PPG首先通过堆积的方式，对喉道形成封堵，但在后续注入颗粒的顶替下，这种封堵很快被打开（如图5（b）所示），颗粒封堵表现出暂时性。待大颗粒再次经过时，孔喉又会被封堵。这种封堵-开启-再封堵的模式，导致区域内液流方向反复的、随机性的变化，有利于微观波及效率的提高。B-PPG注入后注水时，由于缺少后续颗粒对喉道处颗粒的顶替作用，流场逐渐趋于稳定，部分大颗粒对孔喉形成永久封堵，经大量注入水冲刷后，喉道仍处于封堵状态（如图5（c）所示）。由于B-PPG韧性好、变形能力强，研究粒径范围内，未观测到颗粒挤压或拉伸破碎，而白宝君等针对一种黏弹性PPG颗粒研究发现，粒径与孔喉直径比大于5.0时，颗粒通过孔喉时往往会发生破碎［12］。

（2）B-PPG与渗透率的匹配性。B-PPG具有良好的封堵能力，能够对高渗孔喉形成有效封堵，但是这种封堵能力受B-PPG与渗透率匹配性的影响，颗粒过小则无法形成有效封堵，过大则造成端面堵塞难以实现深调。针对粒径100～150目的B-PPG，通过不同渗透率、多测压点模型中的运移实验，确定了该颗粒适用的渗透率条件（如图6所示）。

不同渗透率条件下，B-PPG对岩心的封堵压力存在明显的差异。对比图6的（a）和（b）发现，5.2 D模型中，由于孔喉尺寸大，运移阻力小，颗粒运移速度快，开始注入B-PPG后，3个测压点压力很快依次增大；注入体积分别达到0.7、0.9和1.1 PV时，压力能够较快的稳定；但是B-PPG对岩心的封堵能力弱，阻力系数（Fr）和残余阻力系数（Frr）分别为6.0和2.8。3.2 D模型中，孔喉尺寸减小，颗粒运移阻力增大，运移速度变慢，后部测压点起压较晚，第2和第3测压点（p2和p3）分别在注入0.7、1.8 PV时才开始起压；且各测点压力稳定慢，注入体积依次达到1.8、2.2和2.6 PV时压力才趋于稳定； B-PPG对岩心的封堵能力强，Fr和Frr可达到195.0和68.0。1.6 D模型中（如图6（c）所示），B-PPG的压力动态与3.2 D模型类似，但是由于渗透率的进一步减小，颗粒运移能力降低，第3测压点p3未观测到明显的压力升高，模型整体封堵强度更大，Fr和Frr分别为388.0和205.0。对于渗透率更小的0.7 D模型（如图6（d）所示），B-PPG注入压力（p1）急剧增大，压力曲线没有出现稳定的“平台”，Fr和Frr达到650.0和170.0；说明B-PPG颗粒粒径过大，在渗透率0.7 D模型中很难注入，存在堵塞现象；由于颗粒在入口端的堆积堵塞，无法到达模型深部，中后部测压点p2和p3压力未升高。综上所述，100 ～150目B-PPG对岩心的封堵，存在最佳的渗透率条件（1.6 ～3.2 D），渗透率（5.2 D）过高时其封堵能力显著降低，渗透率（0.7 D）过低时颗粒难以进入模型中，存在端面堵塞。

2.3 B-PPG的调剖效果

图6 B-PPG在不同渗透率模型中的注入压力动态Fig. 6 B-PPG injection pressure behaviors in the models with different permeability

（1）B-PPG的调剖能力。通过并联模型中的调剖实验，考察了B-PPG调整吸水剖面的能力，结果如图7所示。调剖前，注入水大部分进入高渗，高、低渗分流率分别为 92∶18（如图7（a）所示）、86∶14（如图7（b））所示、85∶15（如图7（c）所示）。开始注入B-PPG时，渗透率级差较大模型中（如图7（a）所示），颗粒对高渗6.0 D模型的封堵能力弱，但仍起到了一定的液流转向作用，高渗分流率明显降低，低渗分流率增大，平均达到65∶35。但是由于B-PPG能够同时低渗管，导致后续注水时，高渗分流率回升，低渗分流率降低。当B-PPG与高渗模型渗透率匹配时（如图7（b）所示），高、低分流率差别程度减小，液流转向能力增强，平均达到57∶43。但是由于低渗管的污染，后续注水时，高渗分流率回升，低渗分流率降低。部分研究表明，适当降低颗粒注入量，控制注入压力，减少颗粒对低渗的伤害，能够有效的改善后续注水时的吸水剖面。减小B-PPG注入量至0.5 PV（如图7（c）所示）发现，注入B-PPG和后续注水过程中，高渗分流率降低、低渗分流率增大，吸水逐渐反转。综上所述，B-PPG具有良好的剖面调整能力，注入过程中能够显著改善吸水剖面，并且B-PPG与高渗的匹配性越好，剖面改善能力越强。适当减小B-PPG注入量，能够降低B-PPG对低渗层的堵塞和伤害，改善后续注水阶段吸水剖面。

图7 并联模型中的分流率特征Fig. 7 Characteristics of the shunt rate in the parallel models

（2）B-PPG调剖驱油效果。利用可视化填砂模型，考察了B-PPG扩大波及体积、提高采收率的能力，如图8所示。对模型抽真空饱和油发现，原油能够较好的进入低渗区域，对低渗形成充分饱和（如图8（a）所示）；水驱过程中，由于高渗条带内原油和注入水的流动能力强，注入水很快沿高渗窜流至出口，仅对高渗区域内原油形成驱替，低渗原油没有得到有效动用，高、低渗区域间存在明显的油水边界（如图8（b）所示）。注入B-PPG后，颗粒对高渗条带形成有效封堵，体系逐步转向低渗，对低渗原油形成良好驱动，区域内剩余油饱和度显著降低（如图8（c）所示）。