非均相驱油体系在多孔介质中流动行为影响因素

刘文正，何 宏，刘浩成，元福卿，陈晓彦，刘 欢，马骁锐，陈丽君

(1.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100； 2.中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257000； 3.中国石化胜利油田分公司 河口采油厂，山东 东营 257000)

引 言

随着聚合物驱后油藏进入特高含水阶段，储层非均质性进一步加剧，剩余油变得更加分散，呈现“高度分散、局部富集”特点[1-4]。如何实现剩余油的高效挖潜和采收率的大幅度提高，是特高含水油藏持续发展亟待解决的重大难题。基于支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)的非均相驱油技术是特高含水油藏提高采收率的重要技术措施[5-8]。支化预交联凝胶颗粒具有交联网状结构[9-10]，在压力的作用下可发生弹性形变，可与聚合物复配构筑形成非均相复合体系，由“液液均相”向“液固非均相”转变，能够解决常规聚合物扩大波及体积能力有限，无法大幅度提高采收率的技术难题[11-15]。然而，在矿场应用过程中部分单元存在注入或者封堵效果不理想现象，提高采收率效果达不到预期。如何科学准确地描述非均相驱油体系在多孔介质中的流动特征，是非均相驱油体系提高采收率和矿场规模化应用面临的关键技术难题[15-20]。因此，本文以胜坨油田坨28断块非均质储层段为研究对象，通过岩心驱替实验开展了非均相驱油体系流动行为研究，评价了岩心渗透率、注入速度、B-PPG与聚合物质量比(干重)等因素对其在多孔介质中流动行为的影响规律，明确合理的非均相驱油体系注入参数，以期为进一步改善非均相驱油体系矿场应用效果提供理论依据。

1 实验部分

1.1 实验材料与仪器

1.1.1 实验材料

支化预交联凝胶颗粒(胜利油田提供)：SNF聚丙烯酰胺水溶性聚合物，分子量为2.0×107，水解度为24%；实验用水为胜坨油田坨28区块模拟地层水，矿化度为21 190.35 mg/L，离子成分组成见表1。

表1 胜利油田坨28模拟地层水组成

1.1.2 实验仪器

ISCO恒速恒压泵；DQ-Ⅰ型恒温箱，海安科研仪器有限公司；BAS223S电子天平，Sartorius公司；压力自动采集系统；Φ2.5 cm×20 cm多点测压填砂管；中间容器(带搅拌功能)；Winner2308激光粒度分析仪。

1.2 实验方法

(1)B-PPG悬浮液粒径测定。利用Winner2308激光粒度分析仪，测定不同浓度B-PPG悬浮液的粒径大小，并进行粒度统计分析，分析B-PPG粒径随浓度的变化特征。

(2)岩心驱替实验。实验在80 ℃常压条件下进行，实验流程见图1，包括以下步骤：①初始水驱阶段，以设定流速水驱至填砂管岩心两端压差稳定，可计算出岩心初始渗透率；②注入非均相驱油体系和后续水驱阶段，以设定流速向岩心模型中注入6.0 PV非均相驱油体系，后以相同注入速度转后续水驱；③监测不同阶段各测压点压力变化，根据初始水驱、注入非均相驱油体系和后续水驱结束阶段驱替压差，可以计算出不同条件下阻力系数Fr、残余阻力系数Frr和封堵率η，用于评价非均相驱油体系在多孔介质中的注入和封堵性能。计算式为：

图1 岩心驱替实验装置及流程

(1)

(2)

(3)

式中：ΔpHPCF为注非均相驱油体系过程中的驱替压差，MPa；Δpwa和Δpwb为注非均相驱油体系前后的水驱驱替压差，MPa。上述公式成立条件：保证不同驱替过程中注入速度相同。

2 实验结果与分析

2.1 B-PPG粒径分布

采用Winner2308激光粒度分析仪，测定了不同浓度B-PPG悬浮液粒径分布情况，结果如图2所示。

图2 不同质量浓度B-PPG粒径分布特征

由图2可知，不同浓度的B-PPG悬浮液体系粒径分布范围大体一致，处于23.9～1474.0 μm，颗粒分布在228.7～942.7 μm较为集中，粒径中值D50范围在506.5～550.2 μm，整体呈现出B-PPG粒径与其悬浮液浓度相关性不强的规律。

2.2 非均相驱油体系流动行为影响因素

2.2.1 岩心渗透率

为了更好地明确基于弹性颗粒的非均相驱油体系在油藏中的适应性，有必要研究岩心渗透率对非均相驱油体系在多孔介质中的流动行为影响规律，因此，固定非均相驱油体系组成(1 600 mg/L聚合物+800 mg/L B-PPG)和注入速度(0.5 mL/min)，采用不同渗透率的填砂岩心模型(表2)，研究了非均相驱油体系在多孔介质中的流动行为，根据不同阶段的压力变化特征，计算阻力系数和残余阻力系数。实验结果见图3。

表2 填砂岩心参数

图3 非均相驱油体系在不同渗透率岩心下注入压力变化曲线

由图3可知，渗透率在0.5～3.4 μm2，注入非均相驱油体系后，注入端测压点P1和中间部位测压点P2均可观测到压力明显上升，表明非均相驱油体系能够在岩心多孔介质中发生运移。随着渗透率的增加，注非均相驱油体系阶段最高注入压力呈现减小趋势，最高注入压力由0.459 MPa减小至0.109 MPa。后续水驱过程中，当渗透率处于0.5 μm2和1.2 μm2时，注入端压力呈现“锯齿状波动”变化规律，当渗透率为3.4 μm2时，未见到明显“锯齿状波动”变化规律。为进一步明确岩心渗透率对非均相驱油体系在多孔介质中的流动行为影响规律，引入匹配系数δ为B-PPG粒径中值与岩心平均孔喉直径比值来表征B-PPG与岩心匹配规律，岩心平均孔喉直径可依据Carman-Kozeny公式[16]计算得到(表2)。随着匹配系数δ减小，注非均相驱油体系阶段，最高注入压力降低，注入端压力p1和中间部位测压点p2均观测到压力上升且p1和p2之间压差减小，表明随着匹配系数的减小，非均相驱油体系注入性提高，同时非均相驱油体系在多孔介质中能够发生运移。

为进一步分析非均相驱油体系在不同渗透率下的注入能力和封堵性能，统一选取非均相注入孔隙体积倍数为6.0 PV处和后续水驱至20.0 PV处压力计算阻力系数和残余阻力系数，结果见图4。

图4 非均相驱油体系在不同渗透率下阻力系数与残余阻力系数

由图4可知，阻力系数和残余阻力系数均随渗透率的增加而减小。进一步计算岩心封堵率，选择封堵率不小于80%(残余阻力系数高于5)作为评价标准[16]，可以认为非均相驱油体系在岩心渗透率0.5～3.4 μm2可顺利注入并形成有效封堵。

2.2.2 注入速度

为了更好地优化基于弹性颗粒的非均相驱油体系注入参数设计，有必要研究注入速度对非均相复合体系在多孔介质中流动行为的影响规律。因此，固定非均相驱油体系组成(1 600 mg/L聚合物+800 mg/L B-PPG)和岩心渗透率(表3)，研究了不同注入速度条件下非均相驱油体系在多孔介质中的流动行为，根据不同阶段的压力变化特征，计算阻力系数和残余阻力系数，实验结果如图5所示。

表3 不同注入速度驱替实验岩心参数

由图5可知，当注入速度为0.25 mL/min，注非均相阶段注入端压力p1上升较慢，随着注入速度增加，注非均相阶段注入端压力上升幅度先增加后减小；当注入速度为0.5～0.75 mL/min，注非均相阶段注入端压力p1快速上升；而当注入速度大于0.75 mL/min，注非均相阶段p1上升速度再次减缓。后续水驱阶段过程中，当注入速度为0.25 mL/min时，注入端压力呈“锯齿状”波动且维持在较高值。当注入速度高于0.25 mL/min，注入端压力随着注入孔隙体积倍数增加而降低至平稳值。

图5 非均相驱油体系在不同注入速度下注入压力变化曲线

为进一步分析非均相驱油体系在不同注入速度下的注入能力和封堵性能，选取注非均相驱油体系过程结束时注入压力和后续水驱过程注入压力近似稳定时的注入压力计算阻力系数和残余阻力系数，结果见图6。

由图6可知，随着注入速度的增加，阻力系数先减小至出现稳定平台后迅速减小，残余阻力系数减小，非均相驱油体系注入能力提高，封堵能力减弱。这是由于在固定非均相驱油体系浓度前提下，注入速度越小，单位时间进入岩心的B-PPG数量越少，颗粒有足够的时间在大孔喉处接触并堆积， 后续非均相驱油体系的注入会使堆积在孔喉处的B-PPG进一步“压实”，增加封堵强度；此外，由于大孔道被封堵渗流阻力增加，会迫使后续液流转向进入未被波及到的低渗区域，从而提高波及系数，形成一种良性循环。当注入速度较大时，注入岩心中的B-PPG尚未在孔喉处堆积即在液流携带下继续向前运移，致使非均相驱油体系的封堵能力和液流转向能力减弱，岩心阻力系数和残余阻力系数变小。基于非均相驱油体系“注得进”、“可运移”、“能堵住”的基本要求，结合注入性能和岩心流动实验结果优选注入速度，以封堵率不低于80%为优化条件(Frr≥5)，认为合理的注入速度为0.5～0.75 mL/min。

图6 非均相驱油体系不同注入速度下阻力系数与残余阻力系数

2.2.3 B-PPG与聚合物质量比

为了更好地优化基于B-PPG的非均相驱油体系注入能力和封堵性能，有必要研究体系中B-PPG与聚合物质量比(干重)对非均相驱油体系在多孔介质中的流动行为影响规律。因此，固定岩心渗透率和注入速度(表4)，研究了不同B-PPG与聚合物质量比条件下非均相驱油体系在多孔介质中的流动行为，根据不同阶段的压力变化特征，计算阻力系数和残余阻力系数，实验结果如图7所示。

表4 不同B-PPG与聚合物质量比驱替实验岩心参数

图7 非均相驱油体系在不同B-PPG与聚合物质量比下注入压力变化曲线

由图7可知，注入压力随B-PPG与聚合物质量比升高而增大。由于注入速度固定的前提下，B-PPG与聚合物质量比越大，单位时间进入岩心的B-PPG增多，在孔喉处形成的封堵越强，致使注入压力增大。后续水驱阶段压力呈现锯齿状波动变化，说明B-PPG在持续向前运移。压力的波动有两个原因：①B-PPG颗粒在孔喉处堆积形成封堵，水驱时水在 B-PPG和孔喉之间挤出的通道是暂时的，由于B-PPG具有变形能力，该通道会不断地开启与闭合，导致压力的波动；②水驱时B-PPG在液流的推动下向前运移，至孔喉处时由于孔喉入口和出口压差增大，B-PPG发生形变，当其粒径接近孔喉直径时通过孔喉继续向前运移，这一过程使得注入端压力呈现波动状态，波峰为B-PPG发生形变即将通过孔喉时的压力，波谷为B-PPG通过孔喉开始继续向前运移时的压力。

为进一步分析非均相驱油体系在B-PPG与聚合物不同质量比下注入能力和封堵性能，选取注非均相驱油体系过程结束时注入压力和后续水驱过程注入压力近似稳定时的注入压力计算阻力系数和残余阻力系数，结果见图8。

由图8可知，在较宽的B-PPG与聚合物质量比下(0.5∶1～1∶1)，非均相驱油体系均可对岩心形成有效封堵(残余阻力系数高于5)，岩心阻力系数以及残余阻力系数随质量比增加而增加，其中残余阻力系数在质量比为0.375∶1～0.75∶1增加幅度变大，质量比超过0.75∶1后增加幅度变小。因此，基于非均相驱油体系的基本要求，考虑注入性能以及B-PPG成本高于聚合物的实际情况，以封堵率不低于80%(Frr≥5)为条件，得到合理的B-PPG与聚合物质量比值合理范围为0.5∶1～0.75∶1。

图8 不同B-PPG与聚合物质量比下阻力系数与残余阻力系数

3 结 论

(1)随着岩心渗透率的增加，阻力系数和残余阻力系数减小，非均相驱油体系在渗透率0.5～3.4 μm2时能顺利注入并形成有效封堵，封堵率达82.5%以上。

(2)注入速度对非均相驱油体系注入能力有明显影响。随着注入速度的增加，阻力系数先减小至平稳后迅速减小，残余阻力系数减小，非均相驱油体系封堵能力减弱。合理注入速度为0.5～0.75 mL/min，该范围内非均相驱油体系可顺利注入且封堵率超过80%，可实现深部调驱。

(3)非均相驱油体系中B-PPG与聚合物质量比对注入性和封堵能力影响较大。随着非均相驱油体系中B-PPG与聚合物质量比增加，阻力系数和残余阻力系数增加，体系的注入能力下降和封堵性能增强，以封堵率不低于80%(Frr≥5)为条件，得到合理的B-PPG与聚合物质量比为0.5∶1～0.75∶1。