特高盐油藏聚合物调驱剂筛选及油藏适应性评价

2019-09-02吕金龙卢祥国王晓燕张立东

石油化工 2019年8期

吕金龙，王威，卢祥国，王晓燕，张立东

（1. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；

2. 中国石油吐哈油田分公司采油工程院，新疆鄯善 838200）

吐哈雁木西油田为高盐中低渗透油藏，注入水矿化度高达15.0×104mg/L，Ca2+和Mg2+含量超过7 000 mg/L，为高矿化度CaCl2型原生地层水。目前，雁木西油田主力层系综合含水超过93%，采出程度低于20%，水驱优势方向以单向见效为主，平面上水驱方向强，层内存在高渗条带，波及体积小，“稳油控水”形势十分严峻，亟待采取可大幅提高采收率的技术。近年来，随着国内油田开发采出程度增大和含水率不断升高，聚合物驱油技术已成为高含水油田提高采收率的重要措施之一［1-5］。由于雁木西油田注入水总矿化度及Ca2+和Mg2+含量较高，采用一般聚合物的熟化和分散效果并不理想，为达到预期增油降水效果，就必须确保聚合物溶液具有熟化效果好、与储层间适应性强等特点，否则聚合物滞留和液流转向能力较差，聚合物驱难以取得较好效果［6-10］。国内高盐油藏聚合物调驱的应用实例较少，只在新疆、华北和胜利等油田进行过实验性研究。雁木西油田苛刻的储层地质特征和流体性质对化学剂调驱提出了更高的要求［11-13］。目前很少有在此类高盐油藏成功实施调驱的先例，为满足雁木西油田提高采收率需求，需针对其地质特点筛选出适合的聚合物调驱剂。

本工作将吐哈雁木西油田模拟注入水软化后，分别配制了3 种抗盐聚合物溶液和弱凝胶，利用黏度测试、流变测试、SEM 和核磁共振成像等方法分析对比了它们的性能，并利用驱替后的油水分布图，研究了流动实验中的端部效应，评价了渗流特征及进行了机理分析，结合现场实际情况，优选出适合该区块的调驱剂。

1 实验部分

1.1 原料

1#聚合物：超高分子量抗盐聚合物，相对分子质量2 929×104，固含量89.89%（w），大庆华龙祥化工有限公司；2#聚合物：微交联抗盐聚合物，相对分子质量1 200×104，固含量88%（w），山东诺尔生物科技有限公司；3#聚合物：抗盐聚合物，相对分子质量1 900×104，固含量90%（w），中国石油大庆炼化公司；弱凝胶交联剂（m（3#聚合物）∶m（Cr3+）=180∶1）：实验室自制有机铬，Cr3+含量1.52%（w）。

实验用水为雁木西油田模拟注入水和软化水，软化水是通过向注入水中添加氢氧化钠-碳酸钠消除钙镁离子而得到的水。注入水水质分析结果见表1。实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造柱状岩心［14-15］，几何尺寸φ2.5 cm×10 cm。

表1 注入水水质分析结果Table 1 Water quality analysis of injected water

1.2 仪器

LVDV-Ⅱ+PRO 型布氏黏度仪：布鲁克菲尔德公司；GJS-B12K 型变频双轴高速搅拌机：青岛森欣机电设备有限公司；BI-200SM 型广角动/静态光散射仪：布鲁克海文公司；RS-150 型流变仪：哈克公司；HitachiS-3400N 型扫描电子显微镜：日立公司；MacroMr12-150H-I 型核磁共振分析仪：苏州纽迈分析仪器股份有限公司。实验流程见图1，实验温度50 ℃。

1.3 驱替实验方法

岩心抽空饱和地层水，注模拟水，记录压力；注聚合物溶液或弱凝胶4 ～5 PV，记录压力；注后续水（软化水）4 ～5 PV，记录压力。上述实验过程中注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔为30 min。

1.4 测试与表征

抗剪切性：分别采用注入水和软化水配制5 000 mg/L 聚合物母液，再将聚合物母液分别稀释为1 200，1 800，2 400 mg/L 的目的液，采用高速搅拌器对目的液进行剪切，剪切强度3 000 r/min，剪切10 s 后测试黏度。

用软化水配制1 000 mg/L 的聚合物和弱凝胶溶液，分别稀释至50，100，150 mg/L 后采用广角动/静态光散射仪测试聚合物分子线团尺寸（Dh）。采用扫描电子显微镜测试聚合物分子聚集体形态。采用流变仪测试软化水配制的1 200 mg/L 聚合物及弱凝胶溶液的流变性和黏弹性。

用重水配制800 mg/L 弱凝胶溶液，采用核磁共振分析仪测试核磁共振T2谱图和核磁共振成像。

图1 实验设备及流程示意图Fig.1 Experimental equipments and flow chart.

2 结果与讨论

2.1 增黏性

分别用注入水和软化水配制聚合物溶液，聚合物溶液黏度与质量浓度的关系见表2。从表2 可看出，在相同质量浓度和水质条件下，聚合物黏度大小顺序基本为：1#>2#>3#。软化水配制的聚合物溶液的溶解性和增黏性均要优于注入水配制的聚合物溶液，这表明水中的Ca2+和Mg2+对聚合物增黏性影响较大。三种聚合物溶液的增黏率大小顺序依次为1#>3#>2#。当聚合物的质量浓度超过2 400 mg/L后，聚合物溶液的黏度开始明显增加，这表明2 400 mg/L 为聚合物发生缔合作用的临界质量浓度。

表2 聚合物溶液黏度与质量浓度的关系Table 2 The relationship between viscosity and mass concentration of polymer solution

2.2 抗剪切性

聚合物溶液剪切10 s 后的黏度保留率见表3。从表3 可看出，当质量浓度为2 400 mL/g 时，1#聚合物溶液抗剪切能力较弱，黏度保留率较低，2#和3#聚合物溶液抗剪切能力较强，黏度保留率较高。软化水配制的聚合物溶液的抗剪切性优于注入水配制的聚合物溶液。综合考虑各因素，后续实验采用软化水配制聚合物溶液。

2.3 聚合物分子线团尺寸和聚集体形态

2.3.1 聚合物分子线团尺寸

聚合物分子的Dh见表4，光强分布曲线见图2。从表4 可知，随质量浓度的增大，1#聚合物的Dh增大，而2#、3#聚合物和弱凝胶溶液的Dh减小，但幅度不大。1#聚合物相对分子质量较大，因此Dh较大。其余2 种聚合物及弱凝胶分子Dh较小，最小仅为97.2 nm。弱凝胶分子的Dh最小。从图2可知，聚合物类型对聚合物分子线团光强分布有较大影响。3 种聚合物和弱凝胶的Dh～光强分布呈正态分布，且聚合物相对分子质量越大，Dh分布曲线越靠右，光强峰值对应的Dh越大。

表3 聚合物溶液剪切10 s 后的黏度保留率Table 3 Viscosity retention rate of polymer solution after shearing 10 s

表4 聚合物分子的DhTable 4 Cluster size(Dh) of polymer molecule

2.3.2 聚合物分子聚集体形态

采用软化水配制聚合物和弱凝胶溶液，聚合物分子聚集体的SEM 照片见图3。

如果胎儿体重过重，那么胎头难以通过正常产道，容易发生难产，生的过程中可能造成颅内出血、锁骨骨折或严重的新生儿窒息，母亲发生难产、产后出血和感染的风险也会增加。除了考虑母亲种族、遗传等因素，医生首先需要排除妊娠期糖尿病等病理问题，进而调整血糖，避免一系列不良预后。对于单纯由于营养过度造成的胎儿超重，也会积极帮助孕妇调整食谱。如果胎儿体重过轻，可能发生宫内生长受限，常见的病因有孕妇严重营养不良、妊娠期高血压疾病、胎盘功能不良、胎儿自身结构缺陷或染色体异常，在我国发生率为6%～7%，死亡率为正常胎儿的6～10倍。

图2 Dh ～光强分布曲线Fig.2 The relationship between Dh and light intensity distribution.▲ 1# Polymer；■ 2# Polymer；● 3# Polymer；▲ Weak gel

图3 聚合物分子聚集体的SEM 照片Fig.3 SEM images of polymer molecular aggregates.Polymer mass concentration 50 mg/mL.

从图3 可知，当聚合物质量浓度为50 mg/L 时，1#聚合物分子链舒展程度最高，以“分子内”缔合作用为主，“分子间”缔合作用为辅。2#聚合物分子链间形成稠密网孔结构，表现出较强的分形生长自相似性。3#聚合物分子链线型程度较强，各分子链粗细程度较均匀，分子柔性链间缠绕较少。弱凝胶分子中既存在“分子内”交联又存在少许“分子间”交联分子聚集体，分子链间缠结紧密，因此包裹水分子能力增强，刚性增强，滞留和液流转向能力提升。

2.4 流变性和黏弹性

2.4.1 流变性

聚合物及弱凝胶溶液的表观黏度与剪切速率的关系见图4。

图4 表观黏度与剪切速率的关系Fig.4 The relationship between apparent viscosity and shear rate.Polymer mass concentration 1 200 mg/mL.▲ 1# Polymer；▲ 2# Polymer；■ 3# Polymer；● Weak gel

从图4 可看出，聚合物溶液均具有剪切变稀特性，为假塑性流体。随剪切速率的增大，聚合物溶液表观黏度呈逐渐减小趋势。其中，初期下降速率较快，当剪切速率在1 ～150 s-1之间时，表观黏度降幅较大，之后基本保持稳定。在浓度一定的条件下，由于弱凝胶自身的“分子内”交联作用，聚合物溶液的表观黏度略高于弱凝胶，但差别不大。

2.4.2 黏弹性

聚合物溶液储能模量（G ′）和损耗模量（G＂）与振荡频率的关系见图5。从图5 可看出，聚合物和弱凝胶溶液的G＂均大于G ′，表明黏性优于弹性。随振荡频率的增加，G＂和G ′整体呈增加趋势。在振荡频率相同的条件下，弱凝胶的G ′和G＂最高，表明弱凝胶的黏弹性优于聚合物溶液。

图5 G ′和G＂与振荡频率的关系Fig.5 Relations between storage modulus(G ′) and lossmodulus(G＂) and oscillation frequency.G ′：■ 1# Polymer；▲ 2# Polymer；◆ 3# Polymer；● Weak gel；G＂：○ 1# Polymer；▲ 2# Polymer；□ 3# Polymer；△ Weak gel

2.5 渗流特性

2.5.1 聚合物类型及质量浓度的影响

软化水配制的不同聚合物溶液的阻力系数和残余阻力系数见表5，注入压力与注入孔隙体积倍数的关系见图6。

表5 不同聚合物的阻力系数和残余阻力系数Table 5 Resistance coefficient(FR) and residual resistance coefficient(FRR) of different polymer

图6 不同聚合物注入压力与PV 的关系Fig.6 The relationship between injection pressure and PV ofdifferent polymer.■ 1# Polymer（800 mg/L）；● 1# Polymer（1 200 mg/L）；△ 2# Polymer（800 mg/L）；□ 2# Polymer（1 200 mg/L）；○ 3# Polymer（800 mg/L）；▲ 3# Polymer（1 200 mg/L）；◆ Weak gel（800 mg/L）；▲ Weak gel（1 200 mg/L）

从表5 和图6 可看出，聚合物类型和质量浓度对聚合物溶液流动性质有影响。对于同一种聚合物，随质量浓度增加，注入压力升高。在3 种聚合物中，1#聚合物溶液滞留量较大，注入性较差。2#与3#聚合物溶液滞留量适中，注入性较好。尽管弱凝胶工作黏度较低，分子线团尺寸较小，但阻力系数和残余阻力系数却较大，这是由于体系发生了“分子内”交联反应，分子线团刚性增强，通过岩心过程中的滞留能力增强，因此滞留量增加，渗流阻力和注入压力增大，故具有较强的液流转向能力。与聚合物溶液相比，在后续水驱阶段初期，弱凝胶水驱压力呈上升趋势，表现出独特的渗流特性，所以残余阻力系数较高，滞留效果较好。综上所述，弱凝胶综合性能较优，因此选用弱凝胶溶液应用于雁木西油田矿场。

质量浓度对弱凝胶溶液流动性质的影响见表6，对PV 数的影响见图7。

从表6 和图7 可看出，随质量浓度的增大，阻力系数和残余阻力系数增大。当弱凝胶溶液质量浓度为600 ～1 000 mg/L 时，阻力系数和残余阻力系数适中，注入性和滞留特性良好，最高注入压力在0.4 ～0.8 MPa 范围内，与现场油田的实际调驱压力比较吻合，适用于雁木西油田现场实际应用。

图7 质量浓度对PV 数的影响Fig.7 The effect of mass concentration on PV.Concentration/(mg·L-1)：○ 200；◆ 400；▲ 600；▲ 800；■ 1 000；● 1 200

表6 质量浓度对弱凝胶溶液流动性质的影响Table 6 The effect of mass concentration on the flow properties of weak gel solution

2.6 岩心内含油分布可视化

2.6.1 采收率

岩心渗透率200 mD，含油饱和度73.82%，先水驱至含水98%，水驱采收率为45.37%，然后注入0.5 PV 弱凝胶溶液，最后后续水驱至含水98%，最终采收率为58.76%，采收率增幅为13.39 百分点。

2.6.2 驱替过程中油水分布变化

核磁共振T2谱不同阶段的测试结果见图8，核磁共振图像见图9，图像颜色反映岩石中油水分布情况。T2分布表明了岩心孔喉尺寸分布情况，T2越大，孔隙孔径越大，反之越小。信号幅度反映岩心内流体含量。从图8 可看出，T2谱呈三峰，表明岩石内部的孔隙分布不均，具有非均质性特点，在100 ～1 000 ms 范围内的大孔隙占主要部分，中小孔喉次之。随驱替过程的进行，各峰峰面积均有下降，且右峰下降速度最快，幅度最大，左侧两峰降幅较小。分析认为，由于大孔隙渗流阻力较小，里面的油较易被驱替液采出，但流体通过中小孔隙需要克服较大的渗流阻力，所以中小孔隙中的油很难被采出，最终成为残余油。相比水驱，化学驱与后续水驱结束后曲线值均有所降低，表明弱凝胶具有较好的扩大波及体积能力，从而提高最终采收率，相比于水驱结束采收率提高13.39 百分点。从曲线峰面积降幅可看出，T2弛豫时间大于100 ms 的大孔隙内的驱油效率最高，峰面积降幅最大，采收率贡献最大，中小孔隙相对较小。进一步分析发现，在水驱阶段，各个孔径孔隙对采收率均有贡献，但从化学驱开始，弱凝胶主要动用T2弛豫时间大于10 ms 以上的高渗透区域原油，在形成水驱优势通道的情况下，无法波及T2弛豫时间小于10 ms 的相对低渗透区域残余油。由此可见，水驱能动用T2弛豫时间大于0.1 ms 的所有区域，且驱替效果明显。凝胶驱主要动用T2弛豫时间大于10 ms 的相对高渗区域，一方面由于水驱后形成了优势通道，另一方面因为弱凝胶本身的分子尺寸效应也直接影响低渗透区域的波及能力。

从图9 可看出，水驱过程中，由于岩心的非均质性，驱替水于岩心的上下两侧实现突破，形成水流优势通道，在优势通道之外形成了较多不连续的块状残余油。在凝胶驱后，岩心前后两端仍有较多的残余油，而中间部分的残余油量减少明显，说明水流优势通道被弱凝胶有效封堵，扩大波及体积效果明显，洗油效率增强，含油饱和度降低。当后续水驱结束时，可明显发现残余油已变得非常少，只有入口端留有部分残余油，表明弱凝胶在岩心内封堵优势通道效果较好，滞留能力较强，注入压力提高显著，最终提高采收率。

图8 驱替过程中T2 谱分布曲线Fig.8 T2 spectrum distribution curve in displacement process.■ Saturated oil；● Water drive end；▲ End of chemical flooding；○ Follow-up water flooding ended

图9 驱替过程中核磁共振成像Fig. 9 Nuclear magnetic resonance imaging during displacement.

2.6.3 端部效应

端部效应是岩心驱替过程中常见的实验现象。从图9 可看出，直至后续水驱结束，岩心入口处依然有部分残余油滞留，自始至终未被完全采出。流道突变和化学剂堵塞滞留可能是导致该现象的主要原因。分析认为，驱替液从进入岩心前的管流变为岩心中的渗流，会导致压力及流速的改变。另外，驱替液通过岩心时会经过多孔介质的筛选，当驱替液中较小的固体杂质吸附在微孔道表面，会形成吸附层，减小过流半径，最终导致杂质聚集在岩心的入口端并形成阻塞。