聚合物传输运移能力与驱油效果关系研究

栾鹏飞，卢祥国，曹伟佳，郑凯亓

聚合物传输运移能力与驱油效果关系研究

栾鹏飞，卢祥国，曹伟佳，郑凯亓

（东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318）

聚合物在多孔介质内扩大注入水波及体积是聚驱提高采收率的主要机理。考察了聚合物的传输运移和驱油效果。结果表明，聚合物驱油剂黏度与驱油效果不存在正相关性，等质量浓度的“抗盐”聚合物黏度（52.4 mPa∙s）高于“高分”聚合物黏度（35.6 mPa∙s），但与储层孔喉结构配伍性、注入性和抗剪切性差；“抗盐”聚合物驱替整体采收率增幅（6.94%）低于“高分”聚合物驱替整体采收率增幅（18.94%），与等黏度或等质量浓度的“高分”聚合物相比，“抗盐”聚合物的扩大波及体积能力差。

“高分”聚合物； “抗盐”聚合物； 提高采收率机理； 聚合物驱； 传输运移能力； 驱油效果

随着油田开发进程的不断加深，油田已进入高含水开发期，聚合物驱油技术逐渐成为我国应用最广泛的提高采收率技术手段，并在各大油田的现场实验中得到了广泛应用，取得了很好的增油效果[1⁃4]。国内外油田自20世纪60年代开始陆续开展聚合物驱实验[5⁃8]，该技术因配注简单、成本较低及采收率提高效果明显而发展迅速，在全世界的油田开发中发挥了重要作用。

由于开发油藏地质结构多样，聚合物驱的应用需要进一步研究[9⁃10]。为了提高聚合物驱方法的采收率，从而提高技术经济效益，本文通过对大庆第五采油厂太18-38井区的储集层油藏进行模拟，研究了聚合物驱提高采收率的机理和技术手段；在五个不同渗透率条件下，对比等质量浓度的“高分”聚合物和“抗盐”聚合物[10⁃12]的性能以及驱油效果；对两种聚合物的黏度、滞留能力、封堵性和驱油效果进行对比评价，探究了聚合物驱提高采收率机理[13⁃15]。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验选择的聚合物是大庆炼化公司生产的两种部分水解聚丙烯酰胺粉末：质量分数为88.8%、相对分子质量为1 900×104的普通聚合物（简称“高分”聚合物）；质量分数为90.0%、相对分子质量为700×104的抗盐功能性聚合物（简称“抗盐”聚合物）。实验用注入水为大庆第五采油厂采出污水，污水水质离子组成分析结果如表1所示。

表1　污水水质离子组成分析结果

渗流特性实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心。岩心直径为2.5 cm，长度为10.0 cm；岩心渗透率（g）分别约为250、500、750、1 000、1 500 mD。

传输运移实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心。岩心的长、宽、高分别为4.5、4.5、30.0 cm；g分别约为250、500、750、1 000、1 500 mD。采用环氧树脂将岩心外观密封处理，在岩心入口端、距入口1/3和2/3处设置压力测试点，三个测压点将岩心长度划分为三个区域，即区域1、区域2和区域3，每个区域长度为10 cm。岩心结构及测压点分布如图1所示。

图1　岩心结构及测压点分布

驱油实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结分注分采人造岩心（岩心Ⅰ）和层内非均质光板人造岩心（岩心Ⅱ）。岩心Ⅰ的高渗透率和低渗透率分别为1 500、250 mD。岩心Ⅱ的平均渗透率为200 mD，高渗透率为300 mD，低渗透率为100 mD；长、宽、高分别为30.0、4.5、4.5 cm；小层等厚，其值为2.25 cm。采用环氧树脂将岩心Ⅰ、岩心Ⅱ的外观密封处理，在岩心高渗透率部分设置入口a，低渗透率部分设置入口b，对应出口端设置为出口a和出口b。分注分采岩心的结构图、实物图如图2所示。

图2　分注分采岩心的结构图、实物图

1.2 实验设备及原理

聚合物传输运移能力测试仪器采用外置平流泵、外置手摇泵、压力传感器、活塞型中间容器和管线、闸门等，除外置平流泵和外置手摇泵放置在保温箱外，其他仪器均置于45 ℃保温箱内。图3为聚合物传输运移能力测试实验流程及设计示意图。

采用压差和压差比指标评价聚合物传输运移能力，压差的表达式为：

δ1=注入端-测压点1；δ2=测压点1-测压点2；δ3=测压点2-采出端。

式中，δ1、δ2、δ3分别为注入端与测压点1、测压点1与测压点2、测压点2与采出端的压差，Pa。

图3　聚合物传输运移能力测试实验流程及设计示意图

采用采收率和分流率评价聚合物驱油效果，包括岩心整体和各小层采收率以及各小层分流率，绘制岩心注入压力、采收率及小层分流率与注入量关系曲线。

1.3 实验步骤

1.3.1传输运移能力评价

（1）制备岩心饱和地层水（抽真空），注入采出污水，记录压力并计算水测渗透率。

（2）注1 PV的聚合物（采用采出污水配制），记录各个测压点压力。

（3）注后续水驱直到压力稳定，计算阻力系数和残余阻力系数。

在上述实验过程中，水驱注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔时间为30 min。

1.3.2驱油效果评价

（1）室温下岩心抽空饱和地层水，计算孔隙体积并饱和模拟油。

（2）在油藏温度45 ℃下，以0.6 mL/min的速度水驱至含水率98%，记录出水量、出液量和压力。

（3）在油藏温度45 ℃下，以0.6 mL/min的速度“恒速”注聚合物，待注入压力升高至水驱压力的2倍时改为“恒压”驱替。

（4）在油藏温度45 ℃下，恒压进行后续水驱，直到含水率98%，绘制相关特征曲线。

定期记录注入压力以及各小层注入和采出液量，计算岩心采收率和含水率，计算小层分流率，绘制岩心注入压力、含水率、采收率及小层分流率与注入量的关系曲线。

2 结果与讨论

2.1 聚合物增黏影响因素

采用注入水配制“高分”和“抗盐”聚合物（质量浓度分别为550、1 000、1 500、2 000 mg/L），采用布氏黏度计测定了剪切1、3、5 s时的聚合物黏度，并计算了黏度保留率，结果如表2所示。

表2　聚合物黏度与其质量浓度、剪切时间的关系及黏度保留率

由表2可以看出，在聚合物类型和质量浓度一定的条件下，随剪切强度（时间）的增加，聚合物黏度降低；在聚合物类型一定的条件下，随聚合物质量浓度的增加，聚合物抗剪切能力增强，黏度保留率增加；在聚合物质量浓度一定的条件下，“高分”聚合物的黏度保留率高于“抗盐”聚合物。

采用注入水配制质量浓度为1 000 mg/L的“高分”和“抗盐”聚合物，将聚合物置于45 ℃保温箱中。聚合物黏度与老化时间的关系及黏度保留率如表3所示，水矿化度不同时聚合物黏度如表4所示。

从表3可以看出，当聚合物类型和质量浓度一定时，随老化时间增加，聚合物黏度保留率降低；在聚合物质量浓度一定的条件下，当老化时间为10、20 s时，“抗盐”聚合物的黏度保留率大于“高分”聚合物；当老化时间为30～80 s时，”高分“聚合物的黏度保留率大于“抗盐”聚合物。

表3　聚合物黏度与老化时间的关系及黏度保留率

从表4可以看出，当聚合物类型和质量浓度一定时，随模拟水矿化度的增加，聚合物黏度逐渐降低；当聚合物质量浓度一定时，矿化度对“高分”聚合物黏度的影响要远大于对“抗盐”聚合物的影响。

表4　模拟水及污水矿化度不同时的聚合物的黏度

2.2 聚合物传输运移能力

2.2.1岩心各个区域压差和压差比 采用注入水配制质量浓度为1 000 mg/L的“高分”聚合物和“抗盐”聚合物，在不同渗透率的多测压孔均质方岩心上开展聚合物传输运移能力评价实验，注聚结束时各个测压点区间压差实验数据如表5所示。

表5　岩心各个区间压差δp和压差比

从表5可以看出，随岩心渗透率增加，岩心三个区间压差逐渐减小，表明岩心从前部往后滞留量逐渐减小，传输运移能力逐渐增强；对于渗透率为248 mD的岩心，聚合物类型为“高分”聚合物时，前部滞留量是中部的2.61倍（δ1/δ2），是后部的14.93倍（δ1/δ3），中部是后部的5.72倍（δ2/δ3）；对于渗透率为254 mD的岩心，聚合物的类型为“抗盐”聚合物时，前部滞留量是中部的32.20倍（δ1/δ2），是后部的123.94倍（δ1/δ3），中部是后部的3.85倍（δ2/δ3）。从表5还可以看出，随岩心渗透率增加，聚合物各个测压点注入压力减小，其传输运移能力增强。岩心渗透率愈低，注入压力升幅愈大。

2.2.2动态特征 在渗透率为250 mD的条件下，两种聚合物各测压点压力与注入量的关系如图4所示。从图4可以看出，与“高分”聚合物相比，“抗盐”聚合物在岩心注入端附近区域滞留量较大，且压差及各个区间的压差比也较大；与“高分”聚合物相比较，“抗盐”聚合物传输运移能力较差。

图4　各测压点压力与注入量的关系

2.3 聚合物驱油效果及影响因素

2.3.1采收率 采用注入水配制质量浓度为1 000 mg/L的“高分”聚合物和“抗盐”聚合物，且剪切后对分注分采岩心开展聚合物驱替实验，注聚结束后将其与光板岩心并联，后续水驱到含水率98%。

表6为聚合物驱替各阶段采收率数据。由表6可知，“高分”聚合物聚驱采收率较高，而“抗盐”聚合物与分注分采岩心渗透率匹配性较差。当注入压力为2（为水驱结束时，当出口含水率达到98%时的注入压力）时，吸液压差较低，“抗盐”聚合物无法注入岩心，因而聚驱采收率增幅为0。在后续水驱过程中，采用“高分”聚合物驱替，光板岩心采收率增幅较低；采用“抗盐”聚合物驱替，由于“抗盐”聚合物对岩心端面的封堵作用，其传输运移能力差，导致后续水驱阶段层内光板岩心采收率增幅较大。

表6　聚合物驱替各阶段采收率

2.3.2动态特征 图5为注入压力和采收率与注入量的关系。由图5（a）可以看出，随着注入量的提升，“抗盐”和“高分”聚合物驱替呈现先下降后提升至二倍压力，最后呈稳定的趋势。由图5（b）可以看出，在聚驱和后续水驱阶段，“抗盐”聚合物驱替的总体采收率增幅低于“高分”聚合物驱替。

图5　注入压力和采收率与注入量的关系

图6为各小层采收率与注入量的关系。由图6可知，在聚驱阶段，“高分”聚合物驱替的浇筑岩心采收率增幅大于“抗盐”聚合物驱替；在后续水驱阶段，“高分”聚合物驱替的浇筑岩心采收率仍有提高，而“抗盐”聚合物驱替的浇筑岩心采收率没有提升。

图6　各小层采收率与注入量的关系

2.3.3分流率 注采端分流率与注入量的关系如图7所示。由图7可知，在“高分”聚合物驱替的岩心中，驱替过程中液流主要是从浇筑岩心的高渗部分通过，且主要从高渗部分采出；在“抗盐”聚合物驱替的岩心中，水驱过程中液流主要从高渗部分通过，在聚驱阶段中期开始及后续水驱阶段，液流主要通过的区域变成了并联的光板岩心，采出液也多由光板岩心采出。机理分析认为，“抗盐”聚合物具有“片⁃网”结构，虽然黏度较“高分”聚合物高，但与岩心配伍性差，在岩心端面出现堵塞，导致采收率下降。

图7　注采端分流率与注入量的关系

2.4 聚合物分子聚集体微观模型

图8为“高分”和“抗盐”聚合物分子微观结构的扫描电镜观测结果。从图8可以看出，“高分”聚合物分子聚集体呈“线⁃网”状，而“抗盐”聚合物分子呈“片⁃网”状；“高分”聚合物的分子聚集体较细，相互之间吸附作用以及缠绕作用较弱，而“抗盐”聚合物之间相互缠绕，分子基团体积更大。

图8　聚合物分子微观结构扫描电镜照片

机理分析认为，提高采收率驱的主要机理有两种：（1）扩大波及体积；（2）提高洗油效率。其中，聚合物驱油的主要目的是扩大聚合物在油藏中波及的范围。聚合物等驱油剂注入具有非均质性的复杂地层后，在高渗层和低渗层同时发生滞留现象。由于高渗层和低渗层的渗透率存在差距，导致注入压力和吸液压力之间有压差，两个层之间的吸液量出现差异。首先，聚合物在高渗层出现滞留，并且会更多地滞留在高渗层中。当滞留作用发生后，油藏中的压力会迅速上升，各小层的吸液量随之增多，导致吸液压差进一步扩大，达到扩大波及体积的目的。

目前，对聚合物驱的认识还局限于增加聚合物黏度、改善流度比以提高采收率。但是，实验证明聚合物驱传输运移能力和驱油效果与聚合物的黏度并不存在正比例关系。从微观结构来看，聚合物驱油效果与聚合物分子的构型和在岩心中传输运移能力有一定关联。“抗盐”聚合物分子结构为“片⁃网”状，黏度很高，但与油藏岩石孔喉配伍性差，分子结构松散，抗剪切能力差，注入性不好；“高分”聚合物在多孔介质中的吸附作用更强，容易在油藏岩石孔喉内滞留，能有效封堵地层，增大渗流阻力。与具有等黏度或等质量浓度的“抗盐“聚合物相比，”高分“聚合物的扩大波及体积效果更好。

3 结 论

（1）在聚合物类型和质量浓度相同的条件下，随岩心渗透率的增加，渗流阻力逐渐降低，注入压力上升，阻力系数和残余阻力系数呈现下降趋势。对于相同渗透率的岩心，与“抗盐”聚合物相比，“高分”聚合物在油藏岩石孔喉内滞留作用较弱，渗流阻力较小，阻力系数和残余阻力系数较小。

（2）随着岩心渗透率的增加，聚合物各个测压点注入压力减小，其传输运移能力增强。岩心渗透率愈低，注入压力升幅愈大。“抗盐”聚合物相比于“高分”聚合物，在岩心注入端附近区域滞留量较大，压差较大，各个区间压差比也较大，“抗盐”聚合物与“高分”聚合物相比其传输运移能力更差。

（3）“抗盐”聚合物分子结构为“片⁃网”状，黏度高，但与油藏岩石孔喉配伍性差，分子结构松散，抗剪切能力差，注入性不好。“高分”聚合物在多孔介质中吸附作用更强，主要形式为分子内交联，分子聚集体尺寸较小，黏度较低，易在岩石孔喉滞留，能有效地封堵地层，扩大波及体积效果及提高采收率效果更好。

（4）聚合物驱传输运移能力和驱油作用的效果与聚合物的黏度并不存在正相关关系，而是与微观聚合物基团结构构型存在较大关联。

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Study on the Relationship between Polymer Transport Capacity and Oil Displacement Effect

Luan Pengfei， Lu Xiangguo， Cao Weijia， Zheng Kaiqi

（Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery（Ministry of Education），Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China）

The expansion of the swept volume of injected water by polymers in the porous medium is the main mechanism for polymer flooding to increase oil recovery.The transport of polymer and the oil displacement effect were investigated.Experiments have shown that there is no positive correlation between the viscosity of the polymer flooding agent and the oil displacement effect.The viscosity of the salt⁃resistant polymer (52.4 mPa∙s) is higher than that of the "high⁃resolution" polymer (35.6 mPa∙s ),but it has poor compatibility with the pore⁃throat structure of the reservoir and poor injection and shear resistance.The oil displacement experiments demonstrate that the overall recovery increase by salt⁃resistant polymer flooding (6.94%) is lower than that of "high score" polymer flooding (18.94%). Therefore, compared with the "high⁃score" polymer of "equal viscosity" or "equal concentration", the salt⁃resistant polymer has a worse ability to expand the swept volume.

"High score" polymer； "Salt⁃tolerant" polymer； Enhanced oil recovery mechanism； Polymer flooding； Transport and migration capability； Oil flooding effect

1006⁃396X（2022）04⁃0066⁃08

2021⁃11⁃16

2022⁃01⁃07

国家自然科学基金面上项目(51574086)；“十三五”国家重大专项子课题(2016ZX05058⁃003⁃010)。

栾鹏飞(1996⁃)，男，硕士研究生，从事提高采收率方法和理论方面研究；E⁃mail:614075571@qq.com。

卢祥国(1960⁃)，男，博士，教授，博士生导师，从事提高油气采收率技术方面研究；E⁃mail:2317437682@qq.com。

TE357

A

10.3969/j.issn.1006⁃396X.2022.04.010

(编辑 王戬丽）