稠油驱替-流度控制与非均质性调整——缔合聚合物与HPAM对比

梁严，王增林，史树彬，郭拥军,，胡俊，罗平亚，张新民,，曹苗，张伟，刘洋

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.西南石油大学化学化工学院，四川成都610500；3.中国石化胜利油田分公司，山东东营257000；4.中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营257000；5.四川光亚聚合物化工有限公司，四川南充637900）

全球石油资源储量巨大，约为（9～13）×1012bbl，相当于（1.4～2.1）×1012m3，其中，常规原油只占约30%，稠油等非常规资源占比较大，据统计储量约为1 000×108t[1-2]，具有相当大的开发潜力。近些年来，国内外已有许多稠油化学驱的室内研究和矿场试验[3-14]证实了稠油化学驱的可行性，大幅扩大了传统化学驱的油藏适用范围，为稠油化学驱的推广与应用开辟了新道路。然而，由于稠油油藏的复杂性以及高原油黏度和强非均质性的普遍特征，稠油化学驱仍面临一些关于流度控制和非均质性调整的必须解决而未得到很好解决的关键问题与挑战[15-18]。

在加拿大Pelican Lake油田较为成功的稠油聚合物驱案例中[19]，原油地下黏度为1 200～10 000 mPa·s，若要达到合理流度比，聚合物黏度应达到32～200 mPa·s，但实际注入聚合物黏度为13～25 mPa·s，油聚黏度比介于92～769，这表明以提高驱替液黏度实现流度控制的原理不能完全适用于稠油化学驱。更难的挑战是在高含水饱和度情况下，依靠增加黏度来控制流度是不可能的。另一方面，稠油油藏的强非均质性会导致以常规驱油聚合物（HPAM 等）形成的驱替液主要通过优势渗流通道而出现早期突破甚至无效循环的严重问题，而现有许多调剖剂的非均质性调整能力也十分有限。目前，本课题组和其他学者前期的研究表明[7-13]，缔合聚合物或分子结构类似于缔合聚合物的一些新型聚合物及其驱油体系有可能是解决上述问题的重要体系，且本课题组研发的缔合聚合物产品在海上和陆上油田成功的现场试验和规模化应用也初步证实了这一点[20-21]。

通过较为系统的室内实验工作，对比研究了具有缔合能力的疏水缔合水溶性聚合物（缔合聚合物）和无缔合能力的线性高分子量部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的流度控制和油藏非均质性调整能力方面的差异，并结合现场矿场试验总结与分析，证实了缔合聚合物在低黏度下较强的流度控制和油藏非均质性调整能力，进一步论证了缔合聚合物驱替稠油的可行性，为稠油油田化学驱的发展提供了重要理论参考与技术支持。

1 实验部分

1.1 实验条件

1）实验材料：缔合聚合物（分子量为1 300×104Da，水解度为23.6%，固含量为89.6%）；自制部分水解聚丙烯酰胺（分子量为2 500×104Da，水解度为24.8%，固含量为90.3%）；自制模拟盐水（总矿化度10 000 mg·L-1，Ca2++Mg2+=500 mg·L-1）；用0#柴油稀释稠油并用200目不锈钢筛网过滤，7.34 s-1和30 ℃下黏度为110.7 mPa·s的模拟原油；45 mm×45 mm×300 mm石英砂胶结均质人造方岩心，水测渗透率约在（300～2 100）×10-3μm2；45 mm×45 mm×300 mm石英砂胶结三层非均质人造方岩心，低、中、高层水测渗透率分别为1 000×10-3μm2、2 500×10-3μm2、4 000×10-3μm2，各层厚度均为15 mm。

2）实验仪器与设备：精密电子天平，烧杯，立式搅拌器，恒温箱，DV-Ⅱ黏度计（美国Brookfield 公司），UV-2601 紫外分光光度计，全自动岩心驱替装置，岩心夹持器，68 mm×72 mm×2.5 mm（长×宽×高）平板夹砂微观模型示意图详见文献[22]，内外流道宽度分别为12 μm和60 μm的可视簇状微观模型（图1）。

图1 簇状微观模型Fig.1 Cluster-like micro-model

1.2 实验方法

1.2.1 溶液配制

1）聚合物母液的配制：于500 mL烧杯中加入定量的模拟盐水，在40 ℃下，用数显立式搅拌器在400±20 rad/min转速下搅拌形成漩涡（漩涡离烧杯底约四分之一高度），在30 s内将一定量的聚合物干粉均匀撒入漩涡中，搅拌溶解2 h 以上，配制质量浓度为5 000 mg·L-1的聚合物母液，静置后待用。

2）聚合物目标液的配制：根据目标溶液体积，准确称取计算量的上述质量浓度为5 000 mg·L-1的聚合物母液，并加入模拟盐水至目标体积，后用立式搅拌器在250 rad/min转速下继续搅拌30 min后得到一定质量浓度的目标溶液待用。

1.2.2 黏度测试

在30 ℃条件下，采用Brookfield DV-II 黏度计零号转子在6 rad/min转速（对应剪切速率约为7.34 s-1）下进行测试，测试前先保温5 min，开始测试后读取3 min、5 min、8 min 时的黏度值，并计算平均值作为最终黏度值。

1.2.3 阻力系数测试

在30 ℃条件下，先将带有2 个测压点的填砂管（φ25×300 mm）称重，然后用石英砂填充并用模拟盐水饱和后，计算孔隙体积。同时，根据达西公式计算水相渗透率，再将一定质量浓度的聚合物溶液以0.35 mL/min 的速度注入填砂管，并记录注入压力。待注入压力趋于平稳后停止实验，最后根据式（1）计算阻力系数：

式中：RF为阻力系数，ΔPpa为注聚后的压力差，MPa；ΔPwb为注聚前的压力差，MPa。

1.2.4 均质微观驱替测试

在30 ℃条件下，用石英砂将有效尺寸为68 mm×72 mm×2.5 mm（长×宽×高）的平板夹砂可视微观均质模型填砂后，根据达西公式计算水相渗透率，并用模拟原油饱和，以0.12 mL/min 的注入速度将0.5PV的模拟盐水注入模型驱替黏度为110.7 mPa·s的原油，接着再注入0.3PV的聚合物溶液，最后注入0.7PV模拟盐水进行驱替后停止实验，记录驱替图像。

1.2.5 存聚率测试

在30 ℃条件下，将均质和三层非均质方岩心装入岩心夹持器后饱和盐水，然后以相同的注入速度将0.6PV聚合物溶液注入岩心，同时开始每0.05PV收集一个流出液样品，并按顺序编号为1、2、3…n，采用淀粉-碘化镉法实时监测每个样品中的含聚质量浓度C1、C2、C3…Cn[23]；此后继续以相同速度注入模拟盐水，前1.4PV内保持每0.05PV收集一个流出液样品，1.4PV～3.4PV时每0.1PV收集一个流出液样品，最后每0.2PV收集一个流出液样品且监测含聚质量浓度，并编号为Cm+1、Cm+2、Cm+3…Cn，至无聚合物产出后停止实验，根据式（2）计算存聚率：

式中：φ为存聚率，%；VPV为岩心的孔隙体积，mL；C1—Cn为聚合物注入某一取样时间时的产出聚合物质量分数，mg·L-1；C0为聚合物注入前的初始浓度，mg·L-1。

1.2.6 分流率测试

将2 根渗透率不同的均质方岩心分别装入岩心夹持器，以0.35 mL/min 的注入速度饱和盐水并测试孔隙体积和渗透率后并联连接，再以相同的速度注入模拟水至注入压力稳定，然后转注入0.5PV一定质量浓度的聚合物溶液，最后继续注入模拟盐水至2.5PV后结束实验。从注入模拟盐水开始至实验结束，记录高低渗管流出液量，计算高低渗管分流率并绘制变化曲线。

1.2.7 平面非均质簇状残余油微观驱替测试

在30 ℃条件下，在具有“大孔包围小孔”特征的玻璃刻蚀可视簇状微观模型（内外流道宽度分别为12 μm 和60 μm）中，先以0.12 mL/min 的注入速度饱和模拟原油（黏度为2 122 mPa·s），后以相当速度注入2.0PV模拟盐水驱替原油，形成水驱后的簇状残余油，接着持续注入聚合物溶液驱替残余油至无油流出（约3PV），记录微观驱替图像。

2 实验结果与讨论

2.1 聚合物的阻力系数

在（300～2 000）×10-3μm2的渗透率范围内，考察了均质方岩心中相近黏度的缔合聚合物（质量浓度为1 200 mg·L-1，黏度为39.7 mPa·s）和HPAM（浓度为2 000 mg·L-1，黏度为39.8 mPa·s）的流动阻力能力。从图2可看出，在相同渗透率（300×10-3μm2）下，缔合聚合物所建立的阻力系数（320）为HPAM 的阻力系数（42）的近8 倍。当渗透率由300×10-3μm2增加到2 000×10-3μm2后，缔合聚合物的阻力系数（162）也为HPAM 在300×10-3μm2下所建立的近4倍。这表明缔合聚合物在相近黏度、相近或更高渗透率下比HPAM 的流动阻力明显更高，这将可能利于原油驱替时的流度控制。

图2 相近黏度聚合物的阻力系数Fig.2 Resistance factors of the polymers with silimar viscosity

2.2 聚合物的流度控制能力

在相近黏度下，缔合聚合物较HPAM的阻力系数高很多，在2 100×10-3μm2左右渗透率的均质平板夹砂可视微观模型中对比两者驱替黏度为110.7 mPa·s普通稠油的差异。从图3可以看出：在相近黏度下驱替黏度为110.7 mPa·s 的原油，0.3PV的HPAM 表现出了与前水驱类似的严重“黏性指进”现象，且0.7PV的后续水驱也快速出现类似指进而对前水驱剩余油的波及较小；相反，0.3PV的缔合聚合物对前水驱剩余油实现了较好的波及，所波及的区域呈白色透明状（即波及区域几乎无残余油），表现出了明显稳定的驱替前缘，后续水驱也几乎未表现出“黏性指进”，且最终0.7PV的后续水驱几乎波及了聚驱后的其他剩余油区域。计算提高采收率（聚驱+后续水驱）情况，缔合聚合物的EOR 值（67.43 %）约为HPAM 的EOR 值（23.87%）的3 倍（图4）。这证明缔合聚合物在建立高流动阻力的同时，能够表现出明显优于HPAM的流度控制能力。

图3 相近黏度聚合物的原油微观驱替Fig.3 Oil micro-displacement images of the polymers with similar viscosity

图4 相近黏度聚合物提高采收率Fig.4 EOR of the polymers with similar viscosity

2.3 聚合物的非均质性调整能力

2.3.1 聚合物均质/非均质下的存聚率

在渗透率约为2 100×10-3μm2的均质岩心中注入1 200 mg·L-1的缔合聚合物，测定其在均质条件下的存聚率，并与相同质量浓度（黏度16.2 mPa·s）和黏度相近（2 000 mg·L-1）的HPAM 对比；在渗透率分别为4 000×10-3μm2，2 500×10-3μm2，1 000×10-3μm2（高、中、低）的非均质岩心中测定了两者在相近黏度下的存聚率。从图5 和表1 可以看出：在均质条件下，从产出时机、产出质量浓度峰值和峰值对应注入体积看，缔合聚合物与相同浓度且黏度相近的HPAM 表现出了相似的行为，相同质量浓度时，缔合聚合物的存聚率（14%）略高于HPAM（11.5%），但相近黏度时，缔合聚合物的存聚率要低于HPAM 的（27.9%），说明均质条件下，相近黏度的超高分子量HPAM 较缔合聚合物有更强的存留能力，且这是由于HPAM 的质量浓度明显较缔合聚合物的高导致的。不同的是在非均质条件下，缔合聚合物开始产出且产出质量浓度峰值对应的注入体积均较HPAM的要大，存聚率（63.4%）也较HPAM（5.2%）的大得多。因此，可证实在非均质条件下，缔合聚合物有更好的存聚率，其可能通过长期存留在优势通道和封堵大流道等而非常有利于非均质性调整。

表1 相近黏度聚合物在均质和非均质条件下的存聚率Table 1 Polymer retention ratio of the polymers with similar viscosity under homogenous and heterogenous conditions

2.3.2 聚合物分流率

在4倍渗透率级差（4 000×10-3μm2、1 000×10-3μm2）并联岩心中，对比了注入相近黏度HPAM 和缔合聚合物前后的高低渗层分流率。从图6可看出：前水驱阶段的高渗分流量为100 %，低渗分流量为0；注入HPAM 后，其逐渐进入低渗层，在低渗层中的分流率逐渐增加至近40%，但转注续水后，低渗层的分流率又很快降低至接近于零，高渗层的分流率接近于100%；注入缔合聚合物溶液后，随着注聚量的增加，聚合物先进入高渗层达到一定压力后转为进入低渗层，当注入压力累积到一定程度后又转为进入高渗，即聚合物在高、低渗层中交替前进，且后续水驱阶段在较长时间内保持较高的低渗层分流率。这表明缔合聚合物不仅进一步扩大了对高渗层的波及，也明显启动了低渗层，有利于有效控制非均质性严重的难题。

2.3.3 聚合物平面非均质簇状残余油驱替能力

图5 产出聚合物质量浓度随聚合物注入体积的变化曲线Fig.5 Variation curves of produced polymer concentration as a fuction of injected volumes

在5 倍渗透率级差（60/12 μm）的簇状微观模型中，对比了注入相近黏度HPAM 和缔合聚合物驱替水驱簇状残余油（110.7 mPa·s）的差异，从图7 可看出：HPAM 仅能驱替部分高渗区域的水驱残余油，很难波及内部低渗区域，且在出口高渗区域有明显剩余油带；而缔合聚合物能驱替高低渗区域的大部分残余油，在外围大流道中可观察到“拉丝”和“油路桥接”现象，且可以看到缔合聚合物将残余油推出内部小流道，这进一步证实了缔合聚合物比HPAM 具有更强的非均质性调整能力。

图6 4倍级差（4 000×10-3 μm2、1 000×10-3 μm2）下相近黏度聚合物分流率随聚合物注入体积的变化曲线Fig.6 Variation curves of fractional flow as a fuction of injected volumes at a permeability contrast of 4（4 000×10-3 μm2、1 000×10-3 μm2）

图7 5倍级差（60/12 μm）下相近黏度聚合物的簇状残余油驱替微观图像Fig.7 Cluster-like residual oil micro-displacement images of the polymers at a permeability contrast of 5(60/12 μm)

2.4 基于现场应用的缔合聚合物调整油藏非均质性的可行性分析

2003年9月至2020年3月，缔合聚合物已经用于渤海海上油田的普通稠油聚合物驱，该油田纵向和平面非均质性强。17年多的现场应用，缔合聚合物表现出了积极的动态响应特征和取得了显著的增油降水效果。在聚合物驱期间，缔合聚合物表现出了多层启动的特征且产出聚合物质量浓度较低（＜250 mg·L-1），生产井中表现出了三种不同的动态特征。如图8所示，以中心生产井J16 为例，在注入缔合聚合物约12个月后出现了明显的产油增加和含水率下降，注入15 个月后含水率下降了36 %。截至2020年3月，产油从最初的71 m3/d 增加到最大的126.9 m3/d，含水率从最初的97%下降到最低40%并长期保持在一个较低的稳定值（60%～70%）达15 a，且产出聚合物质量浓度非常低。这些结果进一步证实了缔合聚合物有较高的存聚率，在非均质油藏中能够表现出良好的非均质性调整能力。

图8 渤海油田缔合聚合物驱中心生产井J16井动态生产曲线Fig.8 Dynamic response curves of central production well(Well-J16)of associative polymer flooding in Bohai Oilfield

3 结论

1）相近黏度下，缔合聚合物在相同甚至更高的渗透率下能够有较HPAM 高得多的阻力系数，其利于原油驱替时更好的流度控制而保持稳定的驱替前缘和实现更高的波及，最终获得更高的提高采收率值。

2）从产出时机、产出质量浓度峰值、峰值对应注入体积和存聚率看，均质条件下缔合聚合物与HPAM 有类似的产聚表现和存聚率，明显不同的是在非均质下，缔合聚合物的存聚率较HPAM 高出近60%；同时，一定渗透率级差下，缔合聚合物呈现在高低渗层中明显的交替前进现象，并能够使后续水驱在较长时间内保持较高的低渗层分流率。这些特征均非常有利于油藏的非均质性调整。

3）一定渗透率级差下，缔合聚合物不仅能驱替簇状模型中高渗区域的大部分残余油，而且可将簇状残余油推出内部小流道并形成油带而驱出，在外围大流道中还呈现“拉丝”和“油路桥接”现象。

4）与HPAM 相比，相近黏度下，缔合聚合物有显著的流度控制和非均质调整能力，海上油田缔合聚合物驱现场应用也证实其在稠油油藏化学驱的应用与推广中具有较大潜力。