PPG與超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物復(fù)配技術(shù)研究

劉喜林，呂曉華，張麗慶，羅九明，昌潤(rùn)珍

(中國(guó)石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132)

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PPG與超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物復(fù)配技術(shù)研究

劉喜林，呂曉華，張麗慶，羅九明，昌潤(rùn)珍

(中國(guó)石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132)

針對(duì)河南油田下二門H2Ⅳ層系油藏特征，優(yōu)選出由黏彈性顆粒(PPG)和超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物SNF6035組成的復(fù)合驅(qū)油體系，即1 500 mg/L聚合物SNF6035+1 500 mg/L 6#PPG。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，聚合物SNF6035與6#PPG復(fù)配后，初始黏度基本保持不變；復(fù)配液在60 ℃下老化60 d后，黏度保留率大于80%，體系熱穩(wěn)定性較好。該復(fù)配體系可提高采收率30.25%，高于單一6#PPG或聚合物SNF6035的驅(qū)油效率。

黏彈性顆粒 超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物 配伍性 驅(qū)油效率 河南油田

黏彈性顆粒驅(qū)油劑(PPG)具有良好的黏彈性，吸水溶脹，可變形通過多孔介質(zhì)[1]。PPG與聚合物復(fù)配技術(shù)是近年來開發(fā)的新型提高采收率技術(shù)，通過選擇與地層孔隙結(jié)構(gòu)匹配性能較好的PPG與超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物復(fù)配，可在一定程度上解決注入井縱向吸水剖面不均勻的問題，封堵聚驅(qū)優(yōu)勢(shì)滲流通道，達(dá)到調(diào)整層內(nèi)層間矛盾、擴(kuò)大聚合物波及體積、抑制竄流、提高驅(qū)油效果的目的[2]。河南油田聚合物驅(qū)后油藏中50%以上的地質(zhì)儲(chǔ)量仍未被采出，油藏剩余油趨于分散，非均質(zhì)性更加突出，僅依靠井網(wǎng)調(diào)整和單一的二元復(fù)合驅(qū)替，難以滿足進(jìn)一步大幅提高采收率的要求。筆者針對(duì)河南油田下二門H2Ⅳ層系的油藏特征，開展了PPG與超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物復(fù)配技術(shù)的研究，以解決河南油田聚合物驅(qū)后油藏開發(fā)的技術(shù)難題。

下二門H2Ⅳ層系地質(zhì)儲(chǔ)量為4.16 Mt，含油面積2.6 km2，油層溫度58.1 ℃，總礦化度1 950 mg/L，滲透率為1.17 μm2，地下原油黏度為24.8 mPa·s，標(biāo)定采收率為45.94%。經(jīng)過聚驅(qū)開發(fā)后，累積注采比為0.71，綜合含水96.16%，采出程度為41.26%，目前處于后續(xù)水驅(qū)階段。筆者研究了PPG粒徑與地層滲透率的匹配關(guān)系，篩選出了適合下二門H2Ⅳ層系的PPG與聚合物復(fù)配體系。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物與PPG復(fù)配驅(qū)油技術(shù)是繼水驅(qū)、聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的有效手段之一。

1 聚合物的篩選

根據(jù)GB/T 12005—2004《聚丙烯酰胺理化性能評(píng)價(jià)方法》、SY/T 5862—2008《驅(qū)油用聚合物技術(shù)要求 》以及Q/SH 0237—2008《驅(qū)油用聚丙烯酰胺技術(shù)要求》，并結(jié)合河南油田地質(zhì)條件，對(duì)超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物的性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果如表1所示。超高分I水解度為35.97%，明顯偏高；GFS-1、GFS-2和LK1的過濾因子及溶解時(shí)間超標(biāo)，且水解度偏高；SHY-1、SNF6730、B19、B20、B24、3630S及ZL-I的黏度均沒有達(dá)到指標(biāo)要求；超高分Ⅱ和SNF6035的各項(xiàng)性能指標(biāo)均滿足技術(shù)要求。

對(duì)超高分Ⅱ及SNF6035進(jìn)行長(zhǎng)期熱氧穩(wěn)定性評(píng)價(jià)。采用下二門陳化污水配制4 000 mg/L的母液，并用下二門陳化污水稀釋至設(shè)計(jì)濃度，經(jīng)抽空控氧，封裝在安瓿瓶?jī)?nèi)(控制氧的質(zhì)量濃度小于0.5 mg/L)，并置于60 ℃恒溫箱里，剪切速率為7.34 s-1，考察不同老化時(shí)間后黏度的變化，結(jié)果見表2。超高分Ⅱ及SNF6035老化120 d后的黏度保留率大于80%，表現(xiàn)出較好的耐溫性能。因此選擇超高分Ⅱ及SNF6035開展下一步實(shí)驗(yàn)。

用雙河清水配制聚合物溶液，質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，在30 ℃及7.34 s-1下檢測(cè)黏度。

表2 聚合物熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

2 PPG的篩選

2.1 孔喉直徑

依據(jù)河南油田下二門H2Ⅳ油藏條件，利用Kozeny方程計(jì)算孔喉直徑，計(jì)算公式如下：

式中，d為孔喉直徑，μm；K為平均滲透率，μm2；φ為孔隙度，%。

計(jì)算結(jié)果顯示，與下二門H2Ⅵ油藏條件匹配的孔喉直徑為13.86μm。

2.2PPG的相關(guān)性能評(píng)價(jià)

對(duì)PPG樣品的有效含量、溶脹性能、懸浮性能、初始粒徑等參數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果如表3所示。所有樣品的有效含量均滿足指標(biāo)要求；PPG的粒徑為0～600μm時(shí)采用粒徑膨脹倍數(shù)法評(píng)價(jià)溶脹性能，粒徑大于600μm時(shí)采用吸水倍率法評(píng)價(jià)溶脹性能[3-4]，測(cè)試結(jié)果表明所有樣品的溶脹性能均滿足技術(shù)指標(biāo)要求；所有樣品在下二門污水中以及質(zhì)量濃度為1 500mg/L的超高分Ⅱ溶液中的懸浮性能均未達(dá)到指標(biāo)要求，3#～6#樣品在質(zhì)量濃度為1 500mg/L的聚合物SNF6035溶液中的懸浮性能滿足指標(biāo)要求，說明3#～6#PPG樣品與聚合物SNF6035的復(fù)配性能較好；PPG的粒徑尺寸直接影響與地層孔隙結(jié)構(gòu)相匹配的PPG的選擇，是篩選PPG的重要參數(shù)[5]，1#～4#樣品的初始粒徑均大于450μm，不適合注入。5#及6#相品的基本質(zhì)量性能較好,為初選PPG。

表3 PPG的相關(guān)性能評(píng)價(jià)

對(duì)5#和6#PPG的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性進(jìn)行評(píng)價(jià)。稱取1 g干燥的PPG樣品，溶于100 mL下二門H2Ⅳ污水中，并分裝在安瓿瓶?jī)?nèi)，置于60 ℃的恒溫箱中老化，考察黏度的變化，剪切速率為7.34 s-1，結(jié)果如表4所示。老化60 d后樣品的黏度均大于初始黏度，表現(xiàn)出較好的耐溫性能。選擇5#及6#PPG開展下步實(shí)驗(yàn)。

表4 PPG的熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

2.3 PPG 粒徑與巖心滲透率的匹配關(guān)系

通過考察5#及6#PPG在巖心中的運(yùn)移能力，研究PPG粒徑與巖心滲透率的匹配方系。

填砂巖心：河北承德河砂(篩分)，主要粒徑20～40目、40～60目、60～80目、80～100目、100～120目及120～160目，設(shè)計(jì)巖心滲透率為1.2 μm2，巖心尺寸為25 mm×50 cm。實(shí)驗(yàn)用水為河南油田下二門H2Ⅳ油藏污水，聚合物為SNF6035，PPG選用5#PPG和6#PPG，實(shí)驗(yàn)試劑為石油醚、丙酮、乙醇等，實(shí)驗(yàn)溫度為58.1 ℃。

巖心驅(qū)替數(shù)據(jù)見表5。6#PPG對(duì)巖心的封堵率最高，水驅(qū)3PV后的封堵率及殘余阻力系數(shù)均優(yōu)于單一聚合物SNF6035和5#PPG。由計(jì)算得知，PPG粒徑約為孔喉直徑的10倍，說明驅(qū)替壓力使PPG產(chǎn)生一定的變形，直徑比為10倍時(shí)匹配關(guān)系較好。因此選擇6#PPG進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。

表5 巖心驅(qū)替數(shù)據(jù)

3 PPG與聚合物的配伍性

由于6#PPG在質(zhì)量濃度為1 500 mg/L的超高分Ⅱ溶液中的懸浮性能未達(dá)標(biāo)，因此淘汰超高分Ⅱ，選擇聚合物SNF6035與6#PPG進(jìn)行復(fù)配。

3.1 復(fù)配液的黏度

將質(zhì)量濃度為1 500 mg/L的聚合物SNF6035與不同質(zhì)量濃度的6#PPG復(fù)配，置于60 ℃恒溫箱中老化，考察黏度的變化，剪切速率為7.34 s-1，結(jié)果見表6。PPG對(duì)聚合物的初始黏度影響不大；老化3 d時(shí)，由于PPG的吸附作用，復(fù)配液的黏度下降；但隨著老化時(shí)間的延長(zhǎng)，體系黏度緩慢增大；60 d時(shí)黏度保留率大于80%，說明復(fù)配液的耐溫性能較好。

表6 復(fù)配液的黏度變化

3.2 聚合物與PPG復(fù)配驅(qū)油體系配方優(yōu)選

依據(jù)油藏滲透率要求，設(shè)計(jì)滲透率約為1.2 μm2，按照m(80～100目)∶m(100～120目)∶m(160～200目)=1∶2∶1的比例配砂，填制巖心管模型，巖心尺寸為φ25 mm×50 cm，實(shí)驗(yàn)溫度60 ℃。固定聚合物SNF6035的質(zhì)量濃度為1 500 mg/L，改變復(fù)配液中6#PPG的質(zhì)量濃度，復(fù)配液的巖心驅(qū)替數(shù)據(jù)如表7所示。采用聚合物與PPG復(fù)配技術(shù)可有效提高封堵率，提高耐沖刷性能。綜合考慮確定6#PPG的質(zhì)量濃度為1 500 mg/L。

表7 復(fù)配液巖心驅(qū)替數(shù)據(jù)(SNF6035質(zhì)量濃度為1 500 mg/L)

固定6#PPG的質(zhì)量濃度為1 500 mg/L，改變復(fù)配液中聚合物SNF6035的質(zhì)量濃度，復(fù)配液的巖心驅(qū)替數(shù)據(jù)見表8。聚合物的質(zhì)量濃度從1 000 mg/L增至1 500 mg/L，對(duì)巖心封堵率和殘余阻力系數(shù)影響較大；聚合物的質(zhì)量濃度從1 500 mg/L增至2 000 mg/L，對(duì)巖心封堵率和殘余阻力系數(shù)影響不大。分析認(rèn)為，聚合物濃度較低時(shí)，黏度較低，攜帶懸浮能力降低，影響PPG的運(yùn)移封堵性能；聚合物濃度過高時(shí)，懸浮攜帶能力增強(qiáng)，PPG的滯留能力變?nèi)酰绊慞PG的巖心封堵能力。因此優(yōu)選復(fù)配體系配方為1 500 mg/L聚合物SNF6035+1 500 mg/L 6#PPG。

表8 復(fù)配液巖心驅(qū)替數(shù)據(jù)

6#PPG質(zhì)量濃度為1 500 mg/L。

4 PPG與聚合物復(fù)配體系的驅(qū)油效率

實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)滲透率約為1.2 μm2，按照m(80～100目)∶m(100～120目)∶m(160～200目)=1∶2∶1的比例配砂，填制巖心管模型，巖心尺寸為φ50 mm×80 cm，實(shí)驗(yàn)溫度60 ℃。不同體系的驅(qū)油效率如表9所示，配方中各組分的質(zhì)量濃度均為1 500 mg/L。在聚合物溶液中添加PPG顆粒，能有效延緩后續(xù)水驅(qū)的含水上升速度，提高采收率。

表9 不同體系的巖心實(shí)驗(yàn)驅(qū)油效率

5 結(jié)語

PPG和超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物復(fù)配技術(shù)是一種有效的提高采收率技術(shù)。PPG粒徑與地層孔喉尺寸匹配是復(fù)配體系發(fā)揮協(xié)同作用的關(guān)鍵。復(fù)配體系可以對(duì)孔隙喉道進(jìn)行有效的封堵，擴(kuò)大波及體積，達(dá)到提高原油采收率的目的。

[1] 崔曉紅. 新型非均相復(fù)合驅(qū)油方法[J].石油學(xué)報(bào)，2011,32(1):122-126.

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Research on the Compound Technique of PPG with Ultra High Molecular Weight Polymer

Liu Xilin，Lv Xiaohua，Zhang Liqing，Luo Jiuming，Chang Runzhen

(ExplorationandDevelopmentResearchInstitute，HenanOilfieldBranch，Sinopec，Nanyang，Henan473132)

Based on the evaluation results of viscoelastic particles of PPG (preformed particle gel) and ultra high molecular weight polymer, No.6 PPG and ultra high molecular weight polymer SNF6035 were screened out. The viscosity and its thermal stability and oil displacement efficiency for the compound system of PPG and ultra high molecular weight polymer were investigated through the compatibility research of polymer and PPG. The experimental results show that the initial viscosity remains unchanged after compounding of polymer SNF6035 with No.6 PPG, and the compound solution viscosity keeps higher than 80% of its initial value after aging for 60 days at 60 ℃, which indicates better thermal stability of the compound system. Core displacement experiments proved that the ultimate oil displacement efficiency is 30.25% for the optimized compound system formula (1 500 mg/L polymer SNF6035 and 1 500 mg/L No.6 PPG), which is higher than that of single PPG or polymer.

viscoelastic particles; ultra high molecular weight polymer；compatibility；oil displacement efficiency; Henan Oilfield

2015-04-07。

劉喜林，副主任師，從事三次采油新技術(shù)研究工作。