二元驅竄巖心模擬評價實驗

張 婧，王 宇

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二元驅竄巖心模擬評價實驗

張 婧1，王 宇2

（1. 東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318； 2. 東北石油大學 原油流變實驗室，黑龍江 大慶 163318）

以錦16塊二元復合驅區塊為研究對象，提出利用二元體系驅替過程中殘留在巖石孔道內一定濃度和質量的聚合物來實現調堵的技術路線。通過絮凝劑篩選實驗，研制出可使殘余聚合物在巖石孔道內就地絮凝的調堵劑；通過巖心模擬評價實驗，優化了絮凝劑的注入參數。結果表明，錦16塊二元復合驅油后采取選擇性就地調堵技術，能夠改善驅替液的波及系數和洗油效率，進一步提高原油采收率；最終篩選出的最佳絮凝劑配方：0.7%氯化鋅溶液；最優的正向注入絮凝劑的體積PV數：0.6PV；最優的反向注入絮凝劑的體積PV數：0.6PV。

巖石孔道；絮凝劑；調堵劑；注入參數；提高采收率；反向注入

隨著油田開發的不斷深入，油井含水不斷上升，為調整層間、層內出現的矛盾，達到控水穩油的目的，化學調剖成為一項重要措施[1-3]。在聚合物—表面活性劑二元體系驅后結束之后，會在地層中存在一定濃度和質量的聚合物—表面活性劑二元體系殘留液，然而其再利用技術也越來越得到重視和青睞。目前。在進行堵水調剖作業時，利用地下聚合物殘留溶液，調整井的吸水剖面，減緩舌進現象，提高水的波及效率和洗油效率，從而減少剩余油和殘余油的體積，進而提高原油采收率，加快石油行業的發展[4-6]。

1 絮凝劑封堵性能評價實驗

1.1 實驗藥品和儀器

（1）實驗藥品

蒸餾水、遼河油田錦采聚合物和遼河油田錦州采油廠表面活性劑，兩塊實驗用的巖心。地層水，其配方見表1。

表1 實驗所用地層水配方

（2）實驗儀器

電子分析天平（BS 2202S型）；高速攪拌器（KJ-1型）；電熱恒溫干燥箱；塑料試管、燒杯、膠頭滴管、稱量紙、藥匙、保鮮膜、廣口瓶（容積約為300mL）等；檢查巖心驅替實驗利用酸化流動試驗儀這個重要的實驗裝置以后，確保安全和實驗可行之后，即可實驗[7,8]。

1.2 實驗步驟

（1）配制500 mg/L的錦采聚合物溶液1 500 mL和濃度4%的遼河油田錦州采油廠表面活性劑溶液100 mL，將兩個溶液混合后，攪拌均勻，并用保鮮膜封好，待用。同時，配制預期的0.7%的氯化鐵絮凝劑和0.7%的氯化鋅絮凝劑各300 mL。

（2）將待使用的巖心放入40 ℃恒溫箱中烘干至恒重，取出徹底冷卻后稱量其質量，記為干；

（3）將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和地層水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為濕；

（4）將飽和地層水后的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓，使其始終等于環壓2 MPa，然后以2 mL/min的速度向巖心中注入，待到流出流體穩定流動時，記錄下壓力表的示數，記為Δ1；

（5）以1 mL/min的速度進行巖心飽和聚合物，根據經驗注入0.3PV的錦采聚表二元體系溶液；

（6）同樣，以1 mL/min的速度向巖心中正向注入配置好的無機鹽絮凝劑0.3PV，停泵，靜置1天后待測量；

（7）進行正向水驅實驗，以2 mL/min的速度向巖心中注入地層水，待到壓力穩定、出口段流體穩定流出時，記錄下壓力表的示數，記為Δ2，停止實驗，并換取其他的巖心，進行下一組實驗[9]。

1.3 實驗結果與分析

實驗所用巖心的數據，見表2，這些數據是后面數據處理的關鍵。

表2 實驗所用巖心數據記錄

根據實驗數據，進行相應的數據進行相應的數據處理，見表3。

表3 封堵性能評價表

通過以上巖心實驗可以看出，氯化鐵絮凝劑的封堵率達到86.67%，殘余阻力系數為7.5；氯化鋅絮凝劑封堵率高達90%，殘余阻力系數為10。相比之下，氯化鋅絮凝劑比氯化鐵絮凝劑具有更好的封堵性能。

2 絮凝劑正向注入體積PV數的優化實驗

2.1 實驗方法

（1）配制500 mg/L的錦采聚合物溶液1 500 mL和濃度4%的遼河油田錦州采油廠表面活性劑溶液100 mL，將兩個溶液混合后，攪拌均勻，并用保鮮膜封好，待用。同時，配制0.7%的氯化鋅溶液300 mL。

（2）將待使用的巖心放入50 ℃恒溫箱中烘干至恒重，取出徹底冷卻后稱量其質量，記為干；

（3）將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和地層水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為濕；

（4）將飽和采出水后的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓，使其始終等于環壓2 MPa，然后以2 mL/min的速度向巖心中注入，待到流出流體穩定流動時，記錄下壓力表的示數，記為Δ1；

（5）以1 mL/min的速度進行巖心飽和聚合物，分別注入0.3PV的錦采聚表二元體系溶液，分別注入六個巖心；

（6）取出巖芯，將巖心首尾調換放入巖心夾持器中，加圍壓，使其始終等于環壓2 MPa后，以1 mL/min的速度向巖心中正向注入配置好的無機鹽絮凝劑0.3PV，分別注入六個巖心，靜置1天后待測量；

（7）進行正向水驅實驗，以2 mL/min的速度向巖心中注入地層水，待到壓力穩定、出口段流體穩定流出時，記錄下壓力表的示數，記為Δ2，停止實驗，并換取其他的巖心，進行下一組實驗。一共重復做六組實驗。

從圖1可知，隨著絮凝劑注入量的增加，封堵率也隨著增加，但是當注入PV數大于0.6PV后，隨著注入量的增加，封堵率在下降，因此在追求達到最佳封堵率的效果的情況下，選擇0.6PV作為最佳注入量。

圖1 注入體積PV數與封堵率關系曲線圖

3 絮凝劑反向注入體積PV數的優化實驗

（1）配制500 mg/L的錦采聚合物溶液1 500 mL和濃度4%的遼河油田錦州采油廠表面活性劑溶液100 mL，將兩個溶液混合后，攪拌均勻，并用保鮮膜封好，待用。同時，配制0.7%的氯化鋅溶液300 mL。

（2）將待使用的巖心放入50 ℃恒溫箱中烘干至恒重，取出徹底冷卻后稱量其質量，記為干；

（3）將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和地層水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為濕；

（4）將飽和采出水后的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓，使其始終等于環壓2 MPa，然后以2mL/min的速度向巖心中注入，待到流出流體穩定流動時，記錄下壓力表的示數，記為Δ1；

（5）以1 mL/min的速度進行巖心飽和聚合物，分別注入0.3PV、0.4PV、0.5PV、0.6PV、0.7PV、0.8PV、0.9PV的氯化鋅絮凝劑，分別注入6個巖心；

（6）取出巖芯，將巖心首尾調換放入巖心夾持器中，加圍壓，使其始終等于環壓2 MPa后，以1 mL/min的速度向巖心中正向注入配置好的無機鹽絮凝劑0.3PV，分別注入六個巖心后靜置1天后待測量；

圖2 反向注入體積PV數與封堵率關系圖

（7）取出巖芯，再次將巖心首尾調換放入巖心夾器中，加圍壓，使其始終等于環壓2 MPa后，以2 mL/min的速度向巖心中注入地層水，待到壓力穩定、出口段流體穩定流出時，記錄下壓力表的示數，記為Δ2，停止實驗，并換取其他的巖心，進行下一組實驗。一共重復做六組實驗（圖2）。

從以上圖表可知，隨著絮凝劑注入量的增加，封堵率也隨著增加，但是當注入PV數大于0.6PV后，隨著注入量的增加，封堵率在下降，因此在追求達到最佳封堵率的效果的情況下，選擇0.6PV作為最佳注入量。

4 結 論

氯化鐵絮凝劑的封堵率達到86.67%，殘余阻力系數為7.5；氯化鋅絮凝劑封堵率高達90%，殘余阻力系數為10。所以，氯化鋅絮凝劑比氯化鐵絮凝劑具有更好的封堵性能。在注入井段注入0.6PV的絮凝劑，進行相應的反應時間之后，即可進行開井生產。利用絮凝劑反向注入體積PV數的優化實驗，選擇出0.6PV作為最佳注入量。

［1］ 周守為. 海上油田高效開發技術探索與實踐[J]. 中國工程學，2009，11(10)：55-60.

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［5］ 盧祥國，胡勇，宋吉水，等. 聚合物凝膠分子結構及其識別方法[J]. 石油學報，2005，26(4)：73-76.

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［9］ 郭松林，陳福明. 交聯聚合物成膠性能影響因素研究[J]. 大慶石油地質與開發，2001，20(2)：36-39.

Simulation and Evaluation of Binary Compound Flooding

ZHANG Jing1, WANG Yu2

（1. Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry,, Heilongjiang Daqing 163318，China；2. Rheological Laboratory of crude oil, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

Taking Jin-16 block binary compound flooding as a research object, the technical route that uses certain concentration and quality of polymer residue in the rock pores after flooding by the binary system to achieve plugging was proposed. By flocculants screening experiment, the flocculant that can make the residual polymer in-situ plugging flocculation in rock pores was developed; By evaluation of core experiments, injection parameters of the flocculant was optimized. The results show that the selective in-situ profile control and water plugging technology carried out in Jin-16 block can improve the injected water efficiency and enhance oil recovery. The best concentration of flocculant is 0.7%, the best forward-injection PV is 0.6, and the best reverse-injection PV is 0.6.

Rock tunnel; Flocculant; Plugging agent; Injection parameters; Enhancing oil recovery; Reverse injection

TE357

A

1671-0460（2016）06-1125-03

2016-04-22

張婧（1992-），女，黑龍江省大慶市人，碩士研究生，研究方向：主要從事提高采收率工作。E-mail：1535949753@qq.com。