中低滲油藏pH敏感聚合物深部調(diào)驅(qū)技術(shù)

張 磊，張貴才，葛際江，蔣 平，裴海華

(中國(guó)石油大學(xué)，山東 青島 266580)

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中低滲油藏pH敏感聚合物深部調(diào)驅(qū)技術(shù)

張 磊，張貴才，葛際江，蔣 平，裴海華

(中國(guó)石油大學(xué)，山東 青島 266580)

針對(duì)中低滲儲(chǔ)層常規(guī)聚合物注入困難的問(wèn)題，采用物理模擬的方法研究了pH敏感聚合物的注入性能、封堵性能和調(diào)驅(qū)效果。結(jié)果表明：聚合物在酸性條件下黏度很低，隨pH值上升黏度顯著提高；阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)與注入溶液pH值、巖心滲透率和注入速度有關(guān)，pH值減小，阻力系數(shù)大幅降低而殘余阻力系數(shù)變化較小，滲透率減小、注入速度降低，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)均增大；殘余阻力系數(shù)受關(guān)井時(shí)間影響，隨時(shí)間延長(zhǎng)殘余阻力系數(shù)上升，當(dāng)時(shí)間超過(guò)48 h后則基本不變；雙巖心滲透率級(jí)差為2.6～9.5時(shí)，注入調(diào)驅(qū)液后吸水剖面得到有效調(diào)整，低滲巖心剩余油動(dòng)用率顯著提高，總體采收率增值超過(guò)20個(gè)百分點(diǎn)。該研究對(duì)中低滲砂巖油藏深部調(diào)驅(qū)技術(shù)的實(shí)踐具有一定指導(dǎo)意義。

提高采收率；深部調(diào)驅(qū)；物理模擬；聚合物；pH敏感性

0 引 言

油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，長(zhǎng)期的注入水沖刷加劇了儲(chǔ)層非均質(zhì)性，使中后期開(kāi)發(fā)階段出現(xiàn)嚴(yán)重的水竄現(xiàn)象，大幅降低了開(kāi)發(fā)效果[1]。注入聚合物或交聯(lián)聚合物可有效調(diào)整吸水剖面，改善波及系數(shù)，提高原油采收率[2-3]。當(dāng)儲(chǔ)層滲透率較低時(shí)，常規(guī)聚合物的注入需要較高的泵注壓力，注入難度大，且高黏聚合物溶液難以進(jìn)入地層深部，易造成近井堵塞[4]。近幾年，國(guó)外一些學(xué)者[5-10]提出將pH敏感性聚合物用于深部調(diào)驅(qū)，并開(kāi)展了相關(guān)實(shí)驗(yàn)研究和數(shù)值模擬[6-8，11]。pH敏感聚合物分子鏈上帶有大量-COOH，酸性條件下不帶電荷，分子處于蜷曲狀態(tài)，溶液黏度低，注入性能好。進(jìn)入地層深部后，溶液中H+逐漸消耗，聚合物鏈上的-COOH被中和為-COO-，帶電量增加，靜電斥力增大，使聚合物分子伸展、膨脹，溶液黏度顯著提高，從而起到深部調(diào)驅(qū)的作用[12-13]。選取了一種應(yīng)用廣泛、價(jià)格低廉的丙烯酸類共聚物作為研究對(duì)象，對(duì)其流變特征進(jìn)行了測(cè)定，并利用中低滲天然砂巖巖心進(jìn)行了注入性能和封堵性能的研究，最后評(píng)價(jià)了該調(diào)驅(qū)劑提高采收率的效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)藥品包括：丙烯酸類共聚物，相對(duì)分子質(zhì)量為8×106；氫氧化鈉、鹽酸，分析純，西隴化工生產(chǎn)；氯化鈉、氯化鈣，分析純，國(guó)藥集團(tuán)生產(chǎn)；去離子水。

實(shí)驗(yàn)用原油密度為0.86 g/cm3，60 ℃下黏度為4.83 mPa·s；模擬地層水為0.5%NaCl溶液(以下簡(jiǎn)稱地層水)；巖心為中滲和低滲天然砂巖巖心，北京潤(rùn)澤公司提供。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

實(shí)驗(yàn)儀器包括：FE20型精密pH計(jì)，瑞士Mettler生產(chǎn)；LVDV-II型黏度儀，美國(guó)Brookfield生產(chǎn)；高溫高壓巖心驅(qū)替裝置，江蘇海科儀生產(chǎn)；循環(huán)水浴、電動(dòng)攪拌器、循環(huán)水真空泵等。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

(1) 流變性測(cè)定。測(cè)定聚合物溶液黏度與pH值的對(duì)應(yīng)關(guān)系。pH調(diào)節(jié)劑為5%HCl溶液和5%NaOH溶液。

(2) 注入性能和封堵性能測(cè)定。分別采用阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)來(lái)描述聚合物溶液的注入性能和封堵性能，實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃。具體步驟為：①巖心抽真空飽和地層水；②注入地層水直至壓力穩(wěn)定，記錄平衡壓力；③注入0.5倍孔隙體積聚合物溶液，并記錄終點(diǎn)瞬時(shí)壓力，然后關(guān)閉巖心夾持器兩端閥門模擬關(guān)井過(guò)程；④關(guān)井一定時(shí)間后打開(kāi)夾持器兩端閥門，注入地層水直至壓力穩(wěn)定，記錄平衡壓力；⑤計(jì)算阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。

(3) 調(diào)驅(qū)性能測(cè)定。用平行雙巖心實(shí)驗(yàn)測(cè)定聚合物調(diào)驅(qū)提高采收率的效果，實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃。具體步驟為：①巖心抽真空飽和地層水；②巖心分別飽和原油；③并聯(lián)巖心水驅(qū)至采出液含水率為98%；④注入0.5倍孔隙體積聚合物溶液并關(guān)閉巖心夾持器兩端閥門模擬關(guān)井過(guò)程；⑤關(guān)井一定時(shí)間后打開(kāi)夾持器兩端閥門，再次水驅(qū)至含水率為98%；⑥計(jì)算采收率增值。

2 結(jié)果與分析

2.1 pH敏感聚合物的流變特征

用地層水配制0.6%聚合物溶液并調(diào)節(jié)pH值，在60 ℃下測(cè)定剪切速率為1、6、30、60、100s-1時(shí)的黏度，結(jié)果見(jiàn)圖1。由圖1可知，當(dāng)溶液pH值為2～3時(shí)其黏度很低，這是因?yàn)榫酆衔镦溕系?COOH離子化程度低，帶電量少，基團(tuán)間靜電斥力小，分子處于蜷曲狀態(tài)。pH值從3升至8的過(guò)程中，-COOH被中和為-COO-，基團(tuán)間靜電斥力增大，分子逐漸舒展、膨脹，溶液黏度持續(xù)上升。pH值大于8后，-COOH完全轉(zhuǎn)化為-COO-，基團(tuán)間靜電斥力達(dá)到最大，分子延展程度亦趨于最高，因此，溶液黏度不再升高，甚至略有下降。綜上可知，該聚合物表現(xiàn)出明顯的pH敏感性，低pH值下黏度低，便于其在中低滲巖心中的注入，高pH值下黏度高，便于其在巖心中產(chǎn)生封堵效果。

圖1 聚合物溶液黏度與pH值的關(guān)系

2.2 注入性能和封堵性能

用地層水配制質(zhì)量濃度為0.6%的聚合物溶液，研究注入溶液pH值、關(guān)井時(shí)間、巖心滲透率、注入速度等因素對(duì)注入性能和封堵性能的影響。

2.2.1 pH值對(duì)注入性能和封堵性能的影響

測(cè)定不同pH值的聚合物溶液注入巖心時(shí)的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 不同pH值條件下的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

由表1可知，隨著聚合物溶液pH值的降低，其在巖心中注入時(shí)的阻力系數(shù)越來(lái)越小，但殘余阻力系數(shù)變化不大。注入溶液pH值為2.0、4.0、6.0時(shí)，其殘余阻力系數(shù)比注入溶液pH值為8.4時(shí)稍低，這可能是因?yàn)閹r心中的礦物雖然會(huì)消耗掉注入溶液中的部分H+，但只能使注入的酸性溶液變?yōu)橹行远鵁o(wú)法達(dá)到堿性，即前三者的pH值可能只會(huì)上升到7左右，而始終小于8.4，溶液黏度無(wú)法達(dá)到最大值，也有可能是因?yàn)殛P(guān)井時(shí)間不夠長(zhǎng)，溶液pH值還未升到最高。值得注意的是，當(dāng)注入溶液的pH值從8.4降至2.0時(shí)，阻力系數(shù)降低了95%，而殘余阻力系數(shù)僅降低了17%。綜合上述結(jié)果分析認(rèn)為，降低注入溶液的pH值能夠大幅度提升其注入性能，同時(shí)起到較好的封堵效果。

2.2.2 關(guān)井時(shí)間對(duì)注入性能和封堵性能的影響

改變聚合物溶液注入巖心后的關(guān)井時(shí)間，測(cè)定阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 不同關(guān)井時(shí)間條件下的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

由表2可知，起初隨著關(guān)井時(shí)間的延長(zhǎng)殘余阻力系數(shù)逐漸上升，當(dāng)關(guān)井時(shí)間超過(guò)48 h后則基本不變。砂巖巖心中的H+與礦物之間的反應(yīng)是一個(gè)比較緩慢的過(guò)程。當(dāng)關(guān)井時(shí)間短時(shí)H+未被充分消耗，溶液pH值和黏度較低，因而后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中殘余阻力較小。隨著關(guān)井時(shí)間的延長(zhǎng)，溶液pH值和黏度逐漸增大，殘余阻力系數(shù)也隨之上升。當(dāng)關(guān)井時(shí)間達(dá)到48 h時(shí)，H+被完全消耗，溶液pH值和黏度最高，殘余阻力系數(shù)達(dá)到最大。關(guān)井時(shí)間繼續(xù)延長(zhǎng)時(shí)，聚合物溶液黏度并不能進(jìn)一步升高，因此，殘余阻力系數(shù)不再變化。上述結(jié)果說(shuō)明在使用pH敏感聚合物進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)時(shí)，需在地層中放置一定時(shí)間，使其黏度增大到一定值后再進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，以達(dá)到更好的封堵效果，若放置時(shí)間不足則可能導(dǎo)致封堵效果較差。

2.2.3 滲透率對(duì)注入性能和封堵性能的影響

巖心滲透率不同時(shí)，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)測(cè)定結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 不同巖心滲透率條件下的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

由表3可知，滲透率對(duì)注入性能和封堵性能的影響較小。隨著巖心滲透率的降低，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)僅僅略微增大，這可能是因?yàn)閹r心滲透率越低孔喉尺寸越小，一方面聚合物分子與孔喉空間的體積比增大，使機(jī)械捕集變得容易，另一方面孔道表面積增加，吸附量增大，二者造成聚合物在孔喉中的滯留量增加，提高了流體在多孔介質(zhì)中的流動(dòng)阻力。

2.2.4 注入速度對(duì)注入性能和封堵性能的影響

注入速度不同時(shí)，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)測(cè)定結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 不同注入速度條件下的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

由表4可知，隨著注入速度的提高，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)逐漸減小。這主要是兩方面原因造成：一是注入速度的上升相當(dāng)于提高了剪切速率，使聚合物溶液黏度下降；二是隨著流速增加聚合物分子在孔喉中的吸附捕集量減小，降低了巖心中流體的流動(dòng)阻力。因此，在注入聚合物溶液時(shí)需采用合適的注入速度，一方面使注入壓力不會(huì)過(guò)高，另一方面降低剪切作用對(duì)聚合物溶液黏度的影響，從而獲得較高的殘余阻力系數(shù)，獲得更好的封堵效果。

2.3 調(diào)驅(qū)效果

進(jìn)行了3組不同滲透率級(jí)差(2.9、5.5、9.5)的平行雙巖心調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，聚合物濃度為0.6%(地層水配制)，pH值為2，注入速度為0.4 mL/min，關(guān)井時(shí)間為48 h，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 不同滲透率級(jí)差條件下的調(diào)驅(qū)效果

由表5可知，在進(jìn)行聚合物調(diào)驅(qū)前，每組雙巖心的整體水驅(qū)采收率為25.9%～34.4%，且每個(gè)巖心組中高滲巖心的水驅(qū)采收率較大，為39.4%～46.3%，而低滲巖心的水驅(qū)采收率則較小，為2.0%～18.5%。說(shuō)明在水驅(qū)過(guò)程中，巖心的非均質(zhì)性造成注入水在高滲巖心中竄進(jìn)，使注入水難以進(jìn)入低滲巖心并驅(qū)替其中的原油。此外，隨著滲透率級(jí)差的增大，低滲巖心的水驅(qū)采收率和雙巖心組的整體采收率均逐漸下降，當(dāng)滲透率級(jí)差為9.5時(shí)，低滲巖心的水驅(qū)采收率僅為2.0%，雙巖心組的整體采收率僅為25.9%，以上結(jié)果說(shuō)明巖心組的非均質(zhì)性越強(qiáng)則水竄現(xiàn)象越嚴(yán)重，低滲巖心的原油動(dòng)用率越低，從而導(dǎo)致巖心組的整體原油采出情況更差。

注入調(diào)驅(qū)液后，各雙巖心組的整體采收率均得到大幅度提高，采收率增值超過(guò)20個(gè)百分點(diǎn)，每個(gè)巖心組中高滲巖心的采收率增值約為15個(gè)百分點(diǎn)，低滲巖心的采收率增值則達(dá)到30個(gè)百分點(diǎn)以上。上述結(jié)果說(shuō)明，使用pH敏感聚合物溶液進(jìn)行調(diào)驅(qū)后，注入水在高滲巖心中的竄進(jìn)現(xiàn)象被有效抑制，吸水剖面得到了明顯調(diào)整，低滲巖心中的波及情況變好，剩余油動(dòng)用率顯著提高。值得注意的是，當(dāng)雙巖心滲透率級(jí)差為5.5時(shí)，低滲巖心的采收率增值最高，達(dá)到43.7個(gè)百分點(diǎn)，而滲透率級(jí)差為2.6和9.5時(shí)，低滲巖心采收率增值則略有下降，分別為34.4、35.8個(gè)百分點(diǎn)。雙巖心組的整體采收率增值也有類似的規(guī)律，當(dāng)滲透率級(jí)差為5.5時(shí)，整體采收率增值高達(dá)28.0個(gè)百分點(diǎn)，而當(dāng)滲透率級(jí)差為2.6、9.5時(shí)，整體采收率增值分別為22.0、23.2個(gè)百分點(diǎn)。上述結(jié)果說(shuō)明pH敏感聚合物的調(diào)驅(qū)效果對(duì)儲(chǔ)層滲透率級(jí)差具有一定依賴性，當(dāng)滲透率級(jí)差適中時(shí)，調(diào)驅(qū)效果更加顯著。

3 結(jié) 論

(1) 丙烯酸類共聚物具有明顯的pH敏感性，在酸性條件下溶液黏度很低，隨著pH值上升溶液黏度顯著提高，pH值為8時(shí)黏度達(dá)到峰值，之后pH值繼續(xù)上升而黏度不再升高，甚至略有下降。

(2) 注入溶液pH值減小，阻力系數(shù)大幅降低而殘余阻力系數(shù)變化較小；滲透率減小、注入速度降低，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)均會(huì)增大；殘余阻力系數(shù)還受關(guān)井時(shí)間影響，隨關(guān)井時(shí)間延長(zhǎng)殘余阻力系數(shù)逐漸上升，當(dāng)關(guān)井時(shí)間超過(guò)48 h后則基本不變。

(3) 雙巖心滲透率級(jí)差為2.6～9.5時(shí)，注入調(diào)驅(qū)液后吸水剖面均得到有效調(diào)整，低滲巖心剩余油動(dòng)用率顯著提高，整體采收率增值均大于20.0個(gè)百分點(diǎn)。調(diào)驅(qū)效果和儲(chǔ)層滲透率級(jí)差有一定相關(guān)性，在滲透率級(jí)差為5.5時(shí)采收率增值最高，達(dá)到28.0個(gè)百分點(diǎn)。

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編輯 王 昱

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.031

20150824；改回日期：20151115

國(guó)家自然科學(xué)基金“納米粒子與表面活性劑的協(xié)同效應(yīng)對(duì)提高原油采收率的影響”(51474234)；山東省自然科學(xué)基金“具有邊界層和體相水流流動(dòng)狀態(tài)調(diào)控作用的低滲透油藏降壓增注技術(shù)研究”(ZR2012EEM007)；山東省自然科學(xué)基金重點(diǎn)項(xiàng)目“氣溶性起泡劑的構(gòu)建及其對(duì)氣驅(qū)調(diào)控作用研究”(ZR2014EZ002)；中國(guó)博士后科學(xué)基金“納米顆粒穩(wěn)定的乳化溶劑提高水驅(qū)稠油油藏采收率研究”(2014M551988)

張磊(1989-)，男，2012年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為該校油氣田開(kāi)發(fā)工程專業(yè)在讀博士研究生，研究方向?yàn)樘岣卟墒章屎筒捎突瘜W(xué)。

TE357

A

1006-6535(2016)01-0135-04