聚合物与预交联凝胶颗粒复合调驱室内评价

2021-06-08敖文君康晓东黄波王姗姗李先杰梁丹

断块油气田 2021年3期

敖文君，康晓东，黄波，王姗姗，李先杰，梁丹

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海油海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；3.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028）

0 引言

随着油田注水开发的深入，储层受到驱替水的冲刷导致底层非均质性增强，后续注入水主要沿高渗透率储层突进，层间层内干扰加剧，中低渗透率储层中原油受水驱控制程度也随之降低，水驱采收率也大大降低，因此，提高注入水的波及体积是提高非均质储层原油采收率的重要方法［1-4］。颗粒类调驱剂预交联凝胶颗粒（PPG）目前已在不少油田得到了应用，当前已成为改善吸水剖面的深部调剖技术之一。PPG因具有地面交联、强度可控、耐温耐盐等特性［5-9］，对于非均质储层，水驱或聚合物驱后，注入的PPG进入地层深部后，遇水并吸水膨胀［10-14］，可以实现对高渗透率储层有效封堵，改善地层非均质性，增大后续水驱或聚合物驱波及系数，提高驱油效率。由于PPG颗粒体系在水中悬浮性能差，为了实现PPG的深部运移与深部封堵，本文通过将PPG与聚合物溶液进行复合，形成非均相复合驱油体系，就可以充分发挥分散相与连续相调和驱的协同作用［15-17］。采用本方法所形成的非均相复合调驱体系，具有良好的油藏适应性；运移能力以及封堵性能，因其可实现在线注入，也解决了海上油田平台空间小的问题。

通过室内体系评价与物理模拟实验，对比考察了单一预交联凝胶颗粒、聚合物溶液以及非均相复合调驱体系的黏弹性能、封堵性能及驱油效果，并对比分析了不同调驱体系在非均质储层中的调驱机理。

1 实验

1.1 材料

预交联凝胶颗粒质量分数为88.8%，初始粒径30～50 μm；聚合物相对分子质量为 1 600×104，质量分数为90%；实验用油为渤海某油田脱水原油与煤油混配而成的模拟油，黏度为 70 mPa·s（65℃）；实验用水为根据油田现场水质配制模拟水，矿化度为9 653.08 mg/L，水质离子质量浓度见表1。

表1 水质离子质量浓度 mg·L-1

实验用岩心：1）人造3层非均质岩心，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，渗透率依次为 600×10-3，1500×10-3，3 000×10-3μm2，不同渗透率储层之间无夹层，相互连通，用于驱油效果评价；2）短圆柱岩心，尺寸为φ2.5 cm×10 cm，渗透率为 2 000×10-3μm2，用于注入封堵性评价。

实验仪器：1）体系黏弹性能评价仪器为RS6000型流变仪、磁力搅拌器；2）物理模拟注入及驱油实验装置主要由驱替系统（ISCO高压高精度柱塞泵）、加热保温系统（DY-3型恒温箱）、压力采集系统（高精度压力传感器，精度0.000 1 MPa）和液量采集系统组成。

1.2 方法

1）黏弹性评价。将配制好的聚合物溶液，PPG溶液以及复合体系溶液，在固定频率、应力下，用RS6000型流变仪测定这3种体系溶液的黏弹性能，记录测定过程中的损耗模量、弹性模量、黏度以及相位角，实验温度为65℃。

2）注入封堵性能评价。配制质量浓度1 750 mg/L聚合物溶液，500 mg/L的PPG溶液，聚合物1 750 mg/L+PPG500 mg/L复合体系，进行注入性实验，先水驱，岩心水驱压力稳定后，注入2 PV驱油体系，再水驱至压力稳定，记录每个阶段的压力及流量，考察不同体系在目标渗透率岩心中的注入封堵性能。

驱油体系在储层中的注入封堵性能主要通过阻力系数与封堵效率进行评价，封堵效率可以通过岩心经驱油体系后渗透率的变化进行计算得到［18］。不同体系对岩心阻力系数和封堵效率计算公式分别为

式中：FR为阻力系数；λw和λp分别为水和调驱剂的流度，μm2/（mPa·s）；Δpw和 Δp 分别为调驱剂注入前后的稳定压力，MPa；η为调驱剂的封堵效率，%；Kw和Kp分别为调驱剂注入前后水驱渗透率，μm2。

3）评价对比3种驱油体系。为了研究不同调驱体系的驱油机理，设计3组实验方案：方案1为水驱至含水率98%，注0.3 PV PPG，后续水驱至含水率98%；方案2为水驱至含水率98%，注0.3 PV聚合物，后续水驱至含水率98%；方案3为水驱至含水率98%，注0.3 PV复合体系，后续水驱至含水率98%。实验如图1所示。

图1 物理模拟实验示意

2 结果与分析

2.1 黏弹性能评价

驱油体系在储层中的运移性能和波及效率直接与驱油体系在储层条件下的表观黏度与黏弹模量相关。聚合物溶液、PPG溶液以及复合体系溶液在油田水质条件下的黏弹性能如表2所示：对于聚合物溶液，损耗模量（0.147 Pa）大于弹性模量（0.077 Pa），有较好的黏性；而PPG溶液，其弹性模量远大于损耗模量，同时相位角较小，主要为弹性；而对于聚合物溶液与PPG所组成的复合体系，一方面弹性模量大于损耗模量，相比于聚合物体系，相位角也降低到30.4°，不仅有较好的黏性性能，也具有很好的弹性性能。

表2 驱油体系的黏弹性能

2.2 注入封堵性能评价

对比研究了聚合物、PPG以及复合体系在渗透率为2 000×10-3μm2的岩心中的注入运移性能，实验温度设定为65℃，注入速度为0.5 mL/min。根据实验结果，绘制3种驱油体系在注入过程中的注入压力和阻力系数随注入量的变化规律（见图2—图4）。

图2 聚合物注入压力及阻力系数随注入量的变化

图3 PPG注入压力及阻力系数随注入量的变化

图4 复合体系注入压力及阻力系数随注入量的变化

3种方案下，水驱阶段注入压力及阻力系数均较小。注入聚合物体系时，注入压力迅速上升，注聚合物结束时的压力达到0.280 0 MPa，转后续水驱后，压力开始快速下降，表明聚合物溶液的注入没有形成长时间的有效封堵，对岩心的封堵效率一般，后续水驱压力也很快达到平衡状态。注聚合物过程中的阻力系数与注入压力具有相似的规律，呈先迅速增加，再快速下降的趋势，后续水驱后，最终的残余阻力系数为34.33。

注入PPG溶液后，因PPG是一种预交联的凝胶颗粒，其与水相溶后并不是连续相，而是颗粒性的形态溶解于水相中；因此，岩心在注入PPG溶液后，其压力曲线并不是光滑的曲线，而是呈锯齿状逐渐上升，当PPG溶液注入结束后，转后续水驱的过程，其注入压力曲线也并不是快速下降的，而是缓慢下降的过程（见图3）。表明，PPG在岩心中的运移过程是“运移—封堵—变形—突破—运移”的形式，这也使得PPG的注入压力曲线呈现较大的“凸”形。同样，PPG注入过程中的阻力系数的变化也呈现先缓慢上升，再缓慢下降的规律，因PPG黏度比聚合物低，其注入过程中的最高压力及最大阻力系数均比注入聚合物时低，但封堵持续的时间更长。

注入聚合物与PPG复合体系时，注入压力和阻力系数与单独注入PPG时相似，呈波动式的升高。复合体系的注入、聚合物体系的存在，使驱替注入阻力增加，同时，凝胶颗粒也会对驱替相造成附加的流动阻力。另一方面，PPG为黏弹性的颗粒，随着不断注入，凝胶颗粒会在岩心中水化膨胀，并在岩心孔喉处形成桥架堵塞［19］。后续水驱阶段，在注入水的推动下，堵塞在孔道中的凝胶颗粒继续向岩心深部缓慢运移，虽然注入压力和阻力系数下降，但凝胶颗粒在岩心中的运移过程是“运移—封堵—变形—突破—运移”的形式，因此注入压力和阻力系数呈缓慢阶梯状的下降规律。

对比3种体系的注入封堵性能可以看出：复合体系驱的注入封堵性能最佳；聚合物为一种均相体系，阻力系数的上升及下降都是较快的趋势；PPG为凝胶颗粒，一方面黏度较低，另一方面在水相中一定时间后，会逐渐沉降，不利于实现深部运移与封堵。而复合体系则具备了聚合物和PPG两者的优势，可以充分发挥分散相与连续相调和驱的协同作用［9-10］。

2.3 驱油效果评价

对比研究了PPG、聚合物以及复合体系在渗透率为 600×10-3，1 500×10-3，3 000×10-3μm2的非均质岩心中的注采特征及驱油效果，实验温度65℃，注入速度为0.5 mL/min。结果如图5、图6及表3所示。

图5 不同调驱过程中注入压力随注入量的变化

图6 不同调驱过程中含水率、采收率随注入量的变化

表3 不同体系驱阶段采收率

方案1为注PPG体系注入PPG体系后，压力呈快速上升再平缓的趋势，在PPG体系结束后，压力并没有快速下降，而是缓慢逐渐下降。同样，对于含水率曲线，与方案2聚合物驱过程中的含水率相比，当含水率达到最低值后，含水率上升也更平缓，对于注PPG体系，其最终的采收率为45.8%，与水驱相比，采收率提高11.6百分点。

从方案2聚合物驱过程中的注采特征可以看出：注入聚合物后，压力快速上升；注聚合物结束后，压力达到峰值，开始后续水驱后，压力呈快速下降，后逐渐趋于平缓的趋势。同样，含水率曲线也呈“V”字形，虽然最低含水率达到了50.5%，但维持低含水率的时间周期较短，聚合物驱最终采收率为51.5%，较水驱提高采收率15.7百分点。

方案3为聚合物与PPG复合驱。从图5可以看出：岩心在注入复合体系后，压力快速上升，当复合体系注入结束，转后续水驱后，压力并没有立刻降低，而是有一个平缓期。这表明，在注入复合体系后，复合体系中的PPG在岩心内部是逐步运移，逐步封堵的过程，从含水率曲线同样可看出，含水率是波动式的上升，复合驱过程中，最低含水率为54.4%，其最低含水率并没有比单独聚驱过程中的最低含水率低，但相比于聚合物驱，含水率在达到最低后，并没有快速上升，而是缓慢上升的过程，且含水率下降漏斗面积更大，其最终采收率为54.8%。复合体系与单独的聚合物驱相比，提高采收率3.6百分点，与单独注PPG溶液相比，提高采收率7.7百分点，在驱油效率上，体现了调和驱的协同作用。主要原因是，复合体系具备了聚合物与PPG的双重特性，既具有PPG体系的黏弹性能，扩大了波及面积，同时，可以利用聚合物的黏性，携带PPG进入岩心经水驱后的优势通道，对水驱后的渗流通道进行有效封堵，迫使后续体系进入岩心未被波及的区域，扩大非均质储层的波及面积，进一步提高驱油效率。