非均相驱油体系与低中渗油藏适应性评价研究

卢军，张卓，杨力生，郭琳琳，张小静

（1.中国石化河南油田分公司油气开发管理部，河南南阳473132；2.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳473132；3.河南正佳能源环保股份有限公司，河南郑州452370；4.中国石化河南油田分公司采油二厂，河南南阳473400）

国内外低中渗油藏采用聚合物驱和三元复合驱技术提高采收率矿场应用较少，非均相驱技术由胜利油田研发，均是在高渗透油藏进行开发试验和工业性应用[1]，低中渗油藏应用非均相复合驱技术在国内外尚属空白[2]。目前河南油田优质化学驱资源匮乏，Ⅰ类、Ⅱ类油藏已动用70.1%，未动用储量有3 512×104t，以小断块、低中渗油藏为主[3]。因此，如何动用这部分化学驱储量已迫在眉睫。

目标区块王集油田王17块属中渗（偏低）中温低黏低矿化度岩性断块油藏，储层空气渗透率为0.023～1.665 μm2，平均空气渗透率为0.233 μm2，层间渗透率级差3.6 倍，平面突进系数为3.83，非均质性较强；开发表现出平面、纵向动用不均衡，注入水窜流、主体区水淹严重，注采井网不完善，水驱储量控制程度低，采出程度低（23%），剩余油普遍分布，局部富集的开发特征。因此，经评价筛选适合聚合物驱[4]，同时需对高渗透条带进行调剖封堵，改善剖面扩大波及体积。

河南油田与聚合物驱配套的调剖技术通常采用交联聚合物体系。近几年，随着产出净化注入水性不断发生变化，暴露出成胶时间、成胶强度、成胶率难以控制的现象；而非均相调驱技术具有选择性封堵、弹性变形、运移、再封堵作用，在胜利油田取得了矿场试验与技术成功[5]，并得到广泛推广应用。为此，开展了王集油田17 块低中渗油藏以聚合物驱为主，辅助多级非均相体系调驱提高采收率试验。

非均相驱油体系由连续相的聚合物与分散相的黏弹颗粒驱油剂（PPG）复配后形成，技术关键是聚合物与中渗油藏配伍，改善流度比，以及非均相驱油体系与中渗油藏相适应，封堵高渗条带，改变流向[6]，扩大波及体积提高采收率。

1 聚合物与油藏适应性

化学驱剂中聚合物的最终黏度保留值关系到流度比的改善和波及体积的扩大[7]。经多种聚合物筛选评价，在聚合物溶解性、残余单体、驱油效率初筛选评价的基础上，重点评价了聚合物（HNI-1）与油藏温度、矿化度的适应性及与孔喉尺寸的配伍性。

1.1 聚合物耐温性评价

从温度与水解度研究看，部分水解聚丙烯酰胺类聚合物在一定的温度下长期作用会发生水解，一般在20%～30%，初始水解度高，黏度相对就高，黏度随水解度增加而增加，当水解度达到30%～40%时溶液黏度最高，随后开始下降，最终水解度为50%左右[8]；且部分水解聚丙烯酰胺类聚合物的水解速度随温度增加而加快，王集油田17 块地层温度为67.5 ℃，属中温油藏，水解速度相对较慢，为使配制黏度在油藏中深部保持较高黏度，评价选择聚合物水解度在较高的范围（25%～30%）。

经黏—温关系曲线研究，配制聚合物溶液浓度为1 500 mg/L，考虑地面设备、沿程、井筒、炮眼等多因素剪切降解，聚合物（HNI-1）黏度是随着温度的增加而降低的，当温度在30 ℃时，黏度为80 mPa·s，当地层温度在65 ℃时，黏度为62.7 mPa·s，虽黏度损失21.62%，但黏度仍较高，高于地层原油黏度11 mPa·s，有利于流度比改善。

聚合物长期热稳定性评价，老化温度模拟地层温度70 ℃，老化时间45 d，黏度由86.4 mPa·s 降至85.3 mPa·s，保留率达98.73%，在油藏温度条件下具有较好的长期热稳定性。

1.2 聚合物抗盐性评价

根据室内不同含盐度对聚合物影响研究，聚合物（HNI-1）的黏度随矿化度增加而降低。低矿化度较为敏感，表现出快速下降，当矿化度达10 000 mg/L时，下降速度减缓，当超过20 000 mg/L 时，黏度保持相对稳定，在王集油田矿化度为4 523 mg/L时黏度达54 mPa·s，具有较好的抗盐性，满足矿场注入污水配聚的要求。

1.3 与油藏孔喉配伍评价

毛细管剪切实验，采用陈化污水配制4 500 mg/L的聚合物母液，再稀释至浓度为800 mg/L、1 000 mg/L、1 200 mg/L、1 500mg/L、1 800 mg/L 的聚合物溶液，采用Brookfield DV Ⅲ黏度计，0#转子，剪切速率为6 rpm，检测温度为65 ℃进行测试，结果聚合物溶液的黏度剪切保留率均大于94%，反映出不同浓度聚合物溶液都具有较强的耐剪切能力。

采用动态光散射方法（DLS）评价分子量从1 500×104到2 500×104的聚合物，分子水力学直径基本上在0.2～4 μm范围内，仅有少量的分子尺寸超过10 μm，与其匹配聚合物分子量为（1 700～2 300）×104。

对聚合物在不同渗透率岩心里的注入性进行研究，配制聚合物浓度为1 200 mg/L 溶液，在渗透率0.225 μm2和0.116 μm2的胶结岩心中可顺利注入，阻力系数分别为95.16和182，残余阻力系数为23.65和30.69，且有较高的封堵效率，注入性良好。

综上评价，筛选的聚合物（HNI-1）有较好的增黏性、抗剪切性、注入性及热稳定性，与该低中渗油藏是相适应的。

2 非均相驱油体系与油藏的适应性

非均相驱油体系与低中渗油藏配伍的关键是黏弹性颗粒驱油剂PPG 本身的变形能力、溶胀粒径与油藏配伍。PPG 是通过多点引发将丙烯酰胺单体、交联剂、支撑剂等引发聚合在一起，在水溶液中形成星型或三维网络结构的黏弹性颗粒，具有吸水溶胀、遇油收缩、可变形、良好的黏弹性、运移能力和耐温抗盐性特性[9]。重点评价了与低中渗、中温、低Ca2+、Mg2+相配伍的黏弹颗粒驱油剂的悬浮性、溶胀性、抗剪切性、热稳定性，及形成的非均相体系注入性、驱油效率等技术指标[10]。

2.1 黏弹颗粒驱油剂粒径分布评价

王集油田王17 块属偏低中渗油藏，经3 种类型不同粒径（50～900 μm）黏弹颗粒驱油剂初筛选评价，借鉴胜利油田研究的黏弹性颗粒与地层孔喉匹配关系图版[1]，考虑到室内实验PPG-Ⅱ型（150～300 μm）注入渗透率为0.5 μm2的胶结岩心时出现端面堵塞，最终选择了颗粒相对较细的PPG-I 型（HNPPG-1,粉状粒径50～150 μm）进行评价。

采用多级筛网和Bettersize-3 000 plus 激光颗粒分布测量仪，对黏弹颗粒驱油剂HNPPG-1粉状和溶胀粒径进行测试，粒径呈正态型分布，歪度偏粗（图1），分布范围较窄，粒径尺寸集中，粉状与溶胀形态不一，反映溶胀倍数不均衡。粉状粒径以125 μm的粒径为主，约占32%；溶胀粒径以325 μm的粒径为主，约占27%，溶胀增大2.6倍。

图1 黏弹颗粒驱油剂粒径分布Fig.1 Grain size distribution of preformed particle gel

2.2 黏弹颗粒驱油剂悬浮性评价

PPG 由于与配制水密度差，在水中自身黏度较低，不能很好悬浮，导致PPG 颗粒沉降，需依靠聚合物溶液的黏性进行悬浮注入。聚合物溶液中添加HNPPG-1 后，溶液的黏度有所提高，改善了PPG 颗粒的悬浮性。实验模拟矿场注入条件，配制聚合物母液浓度为3 000～5 000 mg/L，井口注入浓度范围800～2 000 mg/L，聚合物与PPG浓度比为2:1～5:1时的悬浮性。当固定聚合物与PPG浓度比为2:1时，不同浓度聚合物与PPG复配后的非均相体系溶液静止放置24 h均不沉降，不分层，悬浮性好（表1）；当固定PPG 浓度为750 mg/L，改变聚合物浓度也均不沉降、分层，表明PPG 在聚合物溶液中的沉降临界浓度低于800 mg/L，即在矿场注入非均相体系不会在储罐、井筒产生PPG颗粒与聚合物分层、沉降。

表1 不同浓度PPG沉降实验数据Table 1 Settlement experimental data of PPG with different concentrations

2.3 温度对黏弹颗粒驱油剂溶胀性影响

1）室内采用矿场净化陈化污水，温度为38 ℃，矿化度为4 500 mg/L 对黏弹颗粒驱油剂(HNPPG-1）溶胀性进行评价，PPG颗粒在初期2 h内快速溶胀，6 h完全溶胀，达到峰值并趋于稳定，粒度中值由100 μm增至400 μm，增大了3倍左右（图2）。

图2 溶胀时间与粒度中值关系Fig.2 Relation between swelling time and median particle size

2）对不同温度下黏弹颗粒驱油剂的吸水倍数进行实验，表明吸水溶胀能力随温度的升高而增加。温度在20～50 ℃时，溶胀能力缓慢增大；在50～80 ℃时，溶胀能力增大较快；在80 ℃之后趋于稳定(图3）。这是因为温度的升高增大了丙烯酰胺基团的水解程度，导致颗粒的吸水量增大，特别是50 ℃后，酰胺基团水解更加活跃，使聚丙烯酰胺水解速度增加，并达到水解极限，溶胀倍数趋于稳定。

王集17 块配制聚合物母液净化污水温度36～40 ℃，在此温度范围，吸水倍数为155～178倍，溶胀速度增长缓慢，为此,在实际应用中，对黏弹颗粒驱油剂从地面分散润湿溶胀到注入井底时间需控制在6 h，以减小机械剪切，保持溶胀后PPG有较大的粒度。

图3 温度与黏弹颗粒驱油剂吸水倍数关系Fig.3 Relation between temperature and water absorption multiple of preformed particle gel

2.4 盐水离子含量对黏弹颗粒驱油剂溶胀性影响

蒸馏水中加入不同含量的Na+、Mg2+和Ca2+离子考察对PPG 吸水溶胀性能的影响[11]。表明随着Na+、Mg2+和Ca2+离子含量的增加，PPG 的吸水性能减小（图4），其中Mg2+离子的影响最大，Ca2+次之，Na+最弱。当Mg2+和Ca2+离子浓度增加，吸水能力迅速下降，超过2 000 mg/L，溶胀倍数变缓逐渐趋于稳定，Na+离子浓度超过4 000 mg/L，溶胀倍数变缓逐渐趋于稳定。

图4 盐水离子含量与黏弹颗粒驱剂吸水倍数关系Fig.4 Relation between ion content of brine and water absorption multiple of preformed particle gel

主要原因是吸水溶胀后的聚合物分子链段上存在大量可离解基团，生成高分子负离子和阳离子，形成稳定的电场，当引入阳离子时，会对负电荷产生屏蔽作用，导致高聚物分子间的作用力减弱，体系的弹性自由能降低，所以吸水能力降低。

王集17块产出净化配聚水中Mg2+、Ca2+离子含量为20 mg/L,对粒度溶胀性能影响较小；而Na+离子含量为1 314 mg/L,是影响PPG 吸水溶胀性能主要因素。

2.5 pH值对黏弹颗粒驱油剂溶胀性影响

室内不同pH 值下PPG 吸水性能实验表明，随着pH 值的增加，黏弹颗粒驱油剂的溶胀倍数增加（图5）。在偏碱性条件下，颗粒吸水溶胀效果较好。

图5 pH值与黏弹颗粒驱油剂吸水倍数关系Fig.5 Relation between pH and water absorption multiple of preformed particle gel

主要原因是黏弹颗粒驱油剂带有负电荷，在较低的pH 条件下，水中的氢离子使负电荷失效，分子线团收缩，单位体积内的网络空间减小，从而导致颗粒的溶胀倍数减少；在较高pH 条件下，分子链上的负电荷排斥作用，使其分子链更加舒展，吸水能力增强，溶胀倍数增大。

王集17块地层水pH值介于6.5～8.5，此pH值下吸水倍数在220～240倍，相对稳定，有利于PPG颗粒溶胀。

2.6 黏弹颗粒驱油剂热稳定性评价

聚合物与PPG 配比2:1，模拟王集油田污水配制溶液浓度为5 000 mg/L，黏弹颗粒驱油剂HNPPG-1在接近油藏温度70 ℃下，老化30 d，粒径尺寸279 μm，粒径尺寸保留率70.82%，过100目钢网，重量由16.6 g降至13.1 g，重量保留率为78.9%，黏度由202.7 mPa·s增至291.6 mPa·s，保留率为143.57%（表2），反映出该PPG热老化后颗粒存在，但有所减少，非均相体系热稳定性较好。

表2 黏弹颗粒驱油剂长期热稳定性Table 2 Long-term thermal stability of preformed particle gel

2.7 非均相驱油体系抗剪切性能

配制非均相体系浓度3 000 mg/L，聚合物与PPG 配比2:1，搅拌器转速模拟地面和炮眼剪切速率，剪切不同时间下过60目和100目钢网称重，了解PPG 抗剪切性[12]。当模拟炮眼剪切速率搅拌速度为12 000 rpm，剪切10 min，黏度保留率达到84.3%，过60目网颗粒保留率达到92.2%，过100目网颗粒保留率达到71.3%，（表3）；模拟地面剪切速率搅拌速度为300 rpm，黏度保留率达到97.6%，过100目网颗粒保留率达到94.3%；反映出黏弹颗粒抗剪切性较好，不易破碎。

2.8 黏弹颗粒驱油剂注入性评价

1）在高倍光学显微镜放大100 倍下，表征不同PPG 浓度的注入性，PPG 颗粒呈不规则形状，非均匀地分散在聚合物溶液中（图6），聚合物与PPG配比为2∶1下不同浓度颗粒数，浓度越高，颗粒数越多，注入性越差，封堵率越高。

图6 不同浓度黏弹颗粒驱油剂在显微镜下颗粒数Fig.6 Grain number of preformed particle gel with different concentrations under microscope

2）实验考察聚合物与PPG在不同配比下的非均相体系注入性[13]。聚合物浓度在1 500 mg/L时，聚合物与PPG比由5:1调整至1:1时，黏度由70.4 mPa·s增至184.3 mPa·s，弹性模量由298 mPa增至1 090 mPa。反映出相同聚合物浓度下，聚合物与PPG配比增加，黏度增加，弹性模量也增加，注入性下降（表4）。

表3 黏弹颗粒驱油剂抗剪切性Table 3 Shear resistance of preformed particle gel

表4 不同非均相体系配方黏度变化Table 4 Viscosity of heterogeneous systems with different formulas

3）不同非均相体系配方的注入性实验表明，非均相体系配方不同，注入性变化较大[14]。室内实验表明（表5），在胶结天然岩心，渗透率为0.395 μm2，体系配方为1 200 mg/L（P）+800 mg/L（HNPPG-1）可顺利注入；在渗透率为0.190 μm2时，虽能注入，但压力高达17 Mpa，注入性下降；在渗透率为0.198 μm2时，降低聚合物及非均相体系浓度变为1 000 mg/L（P）+200 mg/L（HNPPG-1），注入压力由17 MPa降至7.5 MPa，注入性变好。因此，优化控制聚合物与PPG配比、注入浓度是确保非均相体系注入的关键。

表5 非均相体系不同配方封堵效率Table 5 Plugging efficiency of heterogeneous systems with different formulas

2.9 非均相体系驱油效率及分流率评价

实验采用人造均质长条胶结岩心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm），渗透率分别为200×10-3μm2左右和600×10-3μm2左右，驱替流速为50 mL/h，线性速度（V）为1 m/d。模拟油黏度为11 mPa·s，聚合物为HNI-1，PPG为HNPPG-1，非均相体系配方为聚合物1 200 mg/L+PPG 800 mg/L，选取渗透率级差分别为2.8和3.1的两组双管并联岩心，岩心饱和模拟油老化后水驱[15]，水驱后分别注入2 种段塞结构尺寸的非均相复合驱油体系进行评价在双管并联岩心中的驱油效率和分流率[16]（表6）。

2.9.1 驱油效率

实验一：双管岩心水驱至综合含水100%，水驱采收率为36.96%，注入0.6PV非均相复合体系，段塞结构为0.1PV（PPG/P）+0.4PV（P）+0.1PV（P），转后续水驱至含水100%[17]，最终采收率达到59.77%，提高采收率22.81 %。其中，高渗岩心提高采收率21.71%，低渗岩心提高采收率24.10%。

实验二：双管岩心水驱至综合含水100%，水驱油采收率为32.04%，注入0.6PV非均相复合驱油体系，多级段塞结构为0.1PV（PPG/P）+0.2PV（P）+0.05PV（PPG/P）+0.2PV（P）+0.05PV（PPG/P），转后续水驱至含水100%，最终采收率高达61.96%，提高采收率29.92%。其中，高渗岩心提高采收率23.57%，低渗岩心提高采收率42.56%。

实验表明：非均相驱油体系有较好的提高采收率能力，提高采收率主要贡献在低渗岩心，从结构上看，分级数越多，提高采收率越高。

2.9.2 分流率

实验注入非均复合驱油相体系后，实验一低渗岩心分流率从3%增加至30%，高渗岩心则从97%降低至70%；实验二低渗岩心分流率从2%增加至35%～40%，高渗岩心则从98%降低至60%～65%，高、低渗岩心出口产液量均发生了改变，高渗产液量降低、低渗产液量得到一定程度的提高，这说明非均相复合驱油体系具有一定的改善剖面能力[18]。从段塞结构看，非均相复合驱油体系段塞交替次数越多剖面改善效果越好，但转后续水驱后，分流率又发生反转，反映出非均相体系因变形而使其耐冲刷性变弱[19]，因此，要注重后续水驱调整。

3 矿场应用

王集油田王17块低中渗断块油藏化学驱采用多级非均相段塞聚合物驱提高采收率技术，依据上述研究成果，设计注入井12口，总段塞0.5PV，三级段塞注入，前缘段塞为非均相驱0.05PV（1 200 mg/L 聚合物+800 mg/L PPG），主段塞为多级非均相与聚合物驱交替注入，0.4PV（0.12PV聚合物+0.02PVPPG+0.12PV聚合物+0.02PVPPG+0.12PV聚合物），后置段塞为非均相驱0.05PV（1 200 mg/L 聚合物+800 mg/L PPG），预测提高采收率8.25个百分点，增加可采储量6.34×104t。

王17 块于2019年12月开始注入前缘非均相体系段塞，注入井差异化浓度注入，截至2020年6月底已注入0.05PV，注入井口黏度平均为35 mPa·s，地层压力平稳缓慢上升，由8.75 MPa 上升至12.57 MPa，增加了3.82 MPa，对应采油井仅2 口见聚，且产聚浓度低，反映出驱剂与油藏配伍性较好。目前已有7口对应采油井见效，见效率27%，这些井以中心采油井和有新方向能量补充井为主，具有见效时间早，以先见效后见聚为主的见效特征。运用此技术，目前试验区产量由35.5 t/d 增加至51.4 t/d，采油速度由1.07%提高至2.23%，已阶段累增油1 300 t，增油降水效果显著。

表6 非均相复合驱驱油效率及分流率Table 6 Oil displacement efficiency and divergence rate of heterogeneous flooding

4 结论

1）经多种聚合物筛选评价，聚合物（HNI-1）有较好的增黏性、注入性、耐温性、抗盐性及与油藏孔喉尺寸的配伍性，黏度经多因素综合剪切降解，保留率达到70%左右，聚合物与王17块适应性较好。

2）筛选评价的黏弹颗粒驱油剂（HNPPG-1）粒径呈正态性分布，需依靠聚合物进行悬浮，粒径在6 h完全溶胀，尺寸增加3倍，抗剪切性较好，颗粒不易破碎，热老化颗粒粒径尺寸保留率70.82%，矿场注入水性对黏弹颗粒驱剂溶胀性影响较小；复配形成的非均相体系在不同低中渗油藏注入封堵率达到85.1%～99.8%，双管岩心多级非均相复合驱室内可提高采收率29.92%，非均相驱油体系与王17块低中渗油藏有良好的适应性。

3）王集油田王17 块低中渗断块油藏化学驱采用多级非均相段塞聚合物驱提高采收率技术，矿场前缘段塞注入非均相体系0.05PV，地层压力缓慢上升3.82 MPa，具有见效时间早、以先见效后见聚为主、见聚井少、产出液含聚浓度低的见效特征，反映出驱剂与油藏适应性较好。