聚合物溶液在多孔介质中的流动特性

2022-02-20李海峰李建晔张文喜王晓龙

石油化工应用 2022年1期

凌卿，鞠野，李海峰，李建晔，张文喜，王晓龙

（中海油服油生事业部增产中心，天津 300459）

聚合物驱作为油田开发增产的一项重要技术，在大庆、胜利、河南、大港、克拉玛依等陆地水驱开发油田得到了广泛应用，并取得了较好的现场应用效果；尤其是在大庆油田，1987 年开始聚合物驱的现场试验，聚驱后的采收率在水驱42%采收率的基础上提升了12%，吨聚合物增油量达到了120～150 t，取得了较好的开发效果和明显的经济效益[1-3]。近年来，聚合物驱也逐渐在渤海油田开始应用[3，4]。现场开展聚合物驱，主要通过增加水相黏度和降低水相渗透率来改善流度比、发挥聚合物溶液的调剖作用，提高注入流体的宏观波及体积；同时利用其黏弹性实现微观驱油，提高聚合物溶液在水波及区域的驱油效率，进而提高聚驱原油采收率[5，6]。目前针对聚合物溶液在多孔介质中流动特性和黏度损失等情况的研究很多，主要采用了短岩心和填砂管[7-9]，少数人通过数模研究聚合物调整非均质能力[10，11]；但是几乎没有同时采用长岩心研究聚合物溶液的黏度分布规律和调整非均质的能力及适用性的报道。本文采用两种常规的聚合物溶液进行岩心渗流实验，分析研究聚合物溶液在长均质模型中的黏浓分布规律以及在调整非均质模型非均质性的能力及适用性，该研究对于综合分析和论证聚合物溶液的流动特性和提高原油采收率原理具有重要的意义。

1 实验部分

1.1 材料及设备

实验材料：常规聚合物HPAM（特性黏数2 510 mL/g，固含量90.02%，相对分子质量2 200～2 600 万），地层水为渤海某油田的模拟地层水，其离子组成（见表1）。

表1 地层水离子组成

实验设备：天平（0.000 1 g），HAKKE RS6000 旋转流变仪，搅拌器，紫外分光光度计，人造均质岩心，恒温箱和多功能岩心驱替设备等。

1.2 实验方法

本文主要涉及两种类型实验：（1）聚合物溶液在均质岩心中黏度/浓度的分布规律研究；（2）聚合物溶液调整非均质能力研究。

聚合物溶液在均质岩心中黏度/浓度分布规律实验步骤：（1）取不同规格的均质岩心烘干并抽真空，饱和模拟地层水，计算其孔隙体积；（2）60 ℃下恒温24 h，用模拟地层水测岩心的渗透率；（3）配制一定浓度的聚合物溶液，测定聚合物溶液的初始黏度；（4）按照实验流程图连接流程，以恒速恒压泵驱替中间容器中的聚合物，通过管线进入均质岩心中，在岩心出口端接采出液，测量不同时间段采出液浓度和黏度；（5）改变注入速度、均质岩心长度和岩心渗透率等，重复上述步骤。

聚合物溶液调整非均质性能力研究实验步骤：（1）、（2）、（3）与均质岩心实验步骤相同；（4）采用并联岩心模型模拟储层非均质模型，分别计量注水时、注聚时、注聚后水驱三个阶段每根岩心的出口端接采出液的体积，测定每根岩心的分流率。实验流程（见图1）。

图1 实验流程图

文中：流速指聚合物溶液通过岩心的流动速度，将泵速mL/min 换算成m/d；黏度指25 ℃下、剪切速率7.34 s-1下聚合物溶液的表观黏度；浓度采用的是淀粉-碘化镉法测量。

2 结果与分析

2.1 聚合物溶液浓度/黏度在岩心中的分布规律

2.1.1 流速对聚合物溶液浓度/黏度的影响现场应用聚合物驱时，聚合物溶液经过注入泵、高压管线、井筒、筛网、近井地带和深部地层时的流速跨度较大，聚合物发生不同程度的机械降解和在孔隙中的滞留导致溶液性质发生了较大的改变，因此流速是影响聚合物溶液性质的一个重要因素。将1 000 mg/L 的聚合物HPAM 溶液以不同速度注入30 cm 长的均质柱状岩心（水测渗透率1 500 mD），从岩心出口端接采出液，测量其浓度和黏度；聚合物溶液在岩心中浓度与流速关系的动态曲线（见图2）。

图2 浓度与流速关系图

由图2 可知，不同流速下，当聚合物溶液注入4 PV时，岩心出口端采出液的浓度基本接近了原始溶液浓度1 000 mg/L，说明聚合物溶液在岩心中的滞留达到了临界点、处于滞留饱和状态；且滞留饱和PV 数为4 PV，与流速无关。因此4 PV 后，岩心出口端采出液的黏度损失则是完全由岩心机械降解引起的、排除了滞留作用的影响，聚合物溶液在岩心中黏度及黏度损失率与流速关系的动态曲线（见图3）。

图3 黏度/黏度损失率与流速关系图

由图3 可知，聚合物溶液黏度损失率随流速增加而增加，且存在着机械降解的两个流速特征值：一是聚合物溶液开始快速降解的“临界流速（vc=2 m/d）”，另一个是聚合物溶液机械降解达到极限并趋于稳定的“极限流速（vL=10 m/d）”。当流速小于vc，聚合物溶液高分子在岩心中受到的机械作用应力小于分子链间作用力，聚合物溶液机械降解随流速增加而缓慢增加，黏度损失率不超过11%；当流速大于vc，聚合物溶液高分子在岩心中受到的机械作用应力开始大于分子链间作用力，聚合物溶液高分子链发生断裂，相对分子质量减小，表现为聚合物溶液的黏度损失率随流速增加而快速增大至40%；当流速大于vL，聚合物溶液在岩心中的机械降解达到了极限，高分子链大多数已断裂，黏度损失率在45%左右缓慢上升。因此，可以用“临界流速”表征聚合物的抗机械降解能力，“临界流速”越高，表明聚合物溶液的抗机械降解能力越好。

2.1.2 运移距离对聚合物溶液浓度/黏度的影响研究聚合物溶液流变性与运移距离的关系，若在长岩心内多次多取样点取样，会影响聚合物溶液在多孔介质中的流动状态、进而影响采出液的测量结果，为了规避这一问题，实验采用渗流率相同和孔隙结构相似的不同长度岩心或填砂管进行实验；将1 500 mg/L 的聚合物HPAM 溶液以1 m/d 的流速注入不同长度的岩心（水测渗透率1 500 mD），聚合物溶液在岩心中浓度与运移距离关系的动态曲线（见图4）。

图4 浓度与运移距离关系图

由图4 可知，当聚合物达到4 PV 时，不同长度岩心（0.1～20 m、20 m 为填砂管）出口端溶液浓度接近原始注入浓度，说明此时聚合物在岩心的孔隙中均已达到了滞留饱和状态；表明聚合物乳液在多孔介质中滞留饱和PV 数与运移距离无关。4 PV 后，岩心出口端聚合物溶液的黏度损失则完全是由岩心机械降解引起的、排除了滞留作用的影响。将不同长度的岩心折算为地层不同深处，0.1 m、0.3 m、1.0 m、2.4 m 和20 m 分别折算成地层0.5%、1.5%、5%、12%和100%处；对应的黏度损失率与20 m 多孔介质出口端黏度损失率进行对比，折算成相对黏度损失率，聚合物溶液黏度及黏度损失率与运移距离关系的动态曲线（见图5）、聚合物溶液相对黏度损失率与相对运移距离关系的动态曲线（见图6）。

由图5 可知，聚合物溶液在岩心中机械降解的黏度损失率随运移距离的增加而增加；当在岩心中的运移距离小于2.4 m 时，黏度损失率随运移距离的增加而迅速上升至40%；当在岩心中的运移距离超过2.4 m后，黏度损失率随运移距离增加的增速明显减缓；说明聚合物溶液在岩心中机械降解导致的黏损主要发生在入口端2.4 m 以内。由图6 可知，聚合物溶液在岩心中相对运移距离达到12%时，其在岩心中机械降解的相对黏度损失率已超过85%。海上油田平均井间距在100～400 m，折算到井底为注水井井筒附近12～48 m，表明聚合物溶液在储层中由于机械作用导致的黏度损失主要在井筒50 m 内的近井地带，其绝对黏度损失率超过40%，相对黏度损失率超过85%。

图5 黏度/黏度损失率与运移距离关系图

图6 相对黏度损失率与相对运移距离关系图

2.1.3 渗透率对聚合物浓度/黏度的影响实际储层孔隙结构和分布复杂，渗透率变化差异大，此时聚合物在不同渗透率储层中运移时受到的机械降解作用程度不一，将1 500 mg/L 的聚合物HPAM 溶液以1 m/d 注入30 cm 长、不同渗透率的岩心中，聚合物溶液在岩心出口端的浓度与渗透率关系动态图（见图7）。

由图7 可知，当注入4 PV 聚合物时，不同渗透率岩心出口端采出液的浓度均接近了原始溶液浓度，说明此时聚合物溶液在不同渗透率岩心中的滞留均达到了临界点、达到了滞留饱和状态；且滞留饱和PV 数为4 PV，与渗透率无关。4 PV 后，岩心出口端聚合物溶液的黏度损失则完全是由岩心机械降解引起的、排除了滞留作用的影响，黏度损失率与渗透率动态关系（见图8）。

图7 浓度与渗透率关系图

图8 黏度/黏度损失率与渗透率关系图

由图8 可知，渗透率小于1 000 mD 时，聚合物溶液的黏度损失随渗透率增加而快速增大；当渗透率大于1 000 mD 时，聚合物溶液的黏度损失增加变缓；表明多孔介质渗透率对聚合物的流变性影响较大。分析可知，（1）渗透率较低时，岩心内的孔隙尺寸较小，岩心内比表面积大，对聚合物溶液的吸附增大；（2）聚合物大分子尺寸与岩心孔隙尺寸比值增大，导致聚合物在多孔介质中的机械捕集增大；（3）渗透率越低，聚合物分子在孔隙内流动时受到的拉伸速率和剪切速率增大，导致聚合物受到的降解作用力越大。综合作用，导致渗透率越低，聚合物溶液的黏度损失越严重。

2.2 聚合物溶液调节非均质性能力研究

现场实际储层不能完全是一维的均质储层，实际油藏往往存在着纵向非均质，以并联岩心模拟非均质储层、研究聚合物溶液的调节非均质能力，进而应用于指导现场注聚合物。

2.2.1 两管并联岩心分流率将1 500 mg/L 聚合物溶液注入不同渗透率级差（1:2、1:4 和1:10）的两管并联岩心中，通过计算水驱、聚驱及后续水驱岩心的分流率变化情况，研究聚合物溶液调整非均质能力；实验结果（见图9）。

图9 两管并联岩心分流率

由图9 可知，渗透率级差1:2、1:4、1:10 的三组并联岩心：注聚前水驱，对应的高低渗岩心的分流率为71%和29%、86%和14%、98.5%和1.5%。注入聚合物时，对应的高低渗岩心的分流率为63%和37%、78%和22%、97%和3%，每组并联岩心中的低渗岩心的分流率均有所增加，表明注聚对剖面具有一定程度的改善效果，但改善程度一般。后续水驱阶段，对应的高低渗岩心的分流率为80%和20%、91%和9%、99.5%和0.5%，对比注聚前、高低渗岩心的分流率差异反而进一步扩大，说明聚驱后，非均质性矛盾加剧，这也与陆地油田聚驱后有效期短、储层情况变差的情况基本统一。

2.2.2 三管并联岩心分流率将1 500 mg/L 聚合物溶液注入渗透率级差1:2:10 的三管并联岩心中，通过计算水驱、聚驱及后续水驱三根岩心的分流率变化情况，研究聚合物溶液调整纵向多层非均质能力，实验结果（见图10）。

图10 三管并联岩心分流率

由图10 可知，渗透率级差1:2:10 的三管并联岩心：注聚前水驱，对应的高/中/低渗岩心的分流率为88%、10.8%和1.2%。注入聚合物时，对应的高/中/低渗岩心的分流率为78%、18.5%和3.5%，中/低渗岩心的分流率均有所增加，表明注聚对多层非均质的剖面也具有一定程度的改善效果。后续水驱阶段，对应的高/中/低渗岩心的分流率为95%、4.2%和0.8%，对比注聚前、中/低渗岩心的分流率有明显的降低，高渗岩心与中低渗岩心的分流率差异加剧，说明聚驱后，高渗层的优势更突出，而中低渗的流通能力更弱，储层非均质性更强。表明聚合物适于渗透率级差不超过10、非均质性不明显的储层。