注入速率對分散調驅體系注入、運移和驅油效果的影響

劉進祥，王斌杰，于復東，盧祥國，張云寶，，夏 歡，張 楠，何 欣

（1.提高油氣采收率教育部重點實驗室（東北石油大學），黑龍江大慶 163318；2.中國石油大慶油田分公司第六采油廠，黑龍江大慶 197901；3.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300450）

我國海上采油平臺平均設計使用壽命為25年，因此，開采過程中希望能夠以最快的速率開采更多的石油［1］。由于我國油藏大多為陸相沉積，油藏非均質性較嚴重，開采過程中強注強采又進一步加劇了油藏的非均質性，導致含水上升速率較快，因此必須對油藏進行調驅［2—3］。常用的調驅劑是聚合物溶液和聚合物凝膠，在注入過程中注入速率會對聚合物溶液和聚合物凝膠的性能造成一定影響。當注入速率過快時，泵、閥、管線以及巖心對聚合物溶液的剪切作用加劇，導致聚合物溶液的黏度大幅下降，從而降低調驅效果；此外，注入速率過快還會使聚合物分子發生定向排列，從而使聚合物凝膠體系在油藏內成膠效果變差甚至不成膠，結果導致液流轉向效果大幅降低［4—7］。近些年發展起來的分散調驅體系是一種非連續相調驅體系，基本不受剪切作用的影響或者所受影響較小，另外該體系具有粒徑分布較為集中、在多孔介質中能夠發生水化膨脹等特點，受到廣大石油科技工作者的重視［8—9］，現場應用取得較好的效果［10—11］。本文以渤海油田渤海油藏地質特征和流體性質等為模擬對象，針對超分子型分散調驅體系，研究了注入速率對分散調驅體系的注入、運移和驅油效果的影響，這為分散調驅體系在渤海油田順利實施提供了實驗依據。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

超分子型分散調驅體系，有效含量100%，中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海研究院。實驗用水為渤海B油田注入水，礦化度5197.84 mg/L，主要離子組成（單位mg/L）為：Ca2+128.69、Mg2+16.15、K++Na+1734.00、Cl-2213.35、0、17.651088。實驗用油為目標油田地層原油與輕烴混合的模擬油，黏度10.0 mPa·s（油藏溫度65℃）。巖心為石英砂環氧樹脂膠結人造巖心［12—13］，注入性實驗用巖心，尺寸φ2.5 cm×10 cm，巖心滲透率值見相關實驗結果分析表中。傳輸運移實驗用巖心為均質方巖心，高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×60 cm（見圖1），滲透率Kg=2700×10-3μm2。驅油效果實驗用二維縱向非均質巖心，高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，低/中/高層滲透率Kg為300×10-3、900×10-3、2700×10-3μm2。

圖1 多測壓孔巖心及其測壓點位置圖

BDS400 型倒置生物顯微鏡，奧特光學儀器公司；驅替實驗裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。除平流泵和手搖泵外，其它部分置于65℃恒溫箱內，實驗設備及流程見參考文獻［14］。

1.2 實驗方法

（1）分散調驅體系的水化膨脹性能

用渤海B油田注入水配制質量濃度為3000 mg/L 的分散調驅體系溶液，采用倒置生物顯微鏡測試分散調驅體系在65℃下靜置不同時間后粒徑及其分布。

（2）分散調驅體系注入實驗

分散調驅體系注入實驗具體步驟如下：①巖心抽空后飽和地層水，注模擬水，記錄壓力δp1，水測滲透率K1；②注入5 PV 的分散調驅體系溶液，記錄壓力δp2；③將巖心從注入端長度0.5 cm 左右處切掉，注分散調驅體系溶液1 min，記錄壓力δp3；④緩膨7 d，后續水驅4～5 PV，記錄后續水穩定壓力δp4，水測滲透率K2。上述實驗過程中注入速率為0.9 mL/min。計算阻力系數Ⅰ（Fr1=δp2/δp1）、阻力系數Ⅱ（Fr2=δp3/δp1）、殘余阻力系數（Frr=δp4/δp1）和封堵率（β=（K1-K2）/K1×100%）。

（3）分散調驅體系封堵實驗

分散調驅體系封堵實驗的具體步驟如下：①巖心抽空后飽和模擬水，注模擬水，記錄水測壓力；②注1.2 PV的分散調驅體系溶液，記錄各個測壓點壓力，計算各個區間壓差和阻力系數；③緩膨7 d 后，后續水驅至壓力穩定，記錄各個測壓點壓力，計算各個區間壓差和殘余阻力系數。上述實驗過程注入速率分別為0.9、1.5和3 mL/min。

（4）分散調驅體系驅油實驗

分散調驅體系驅油實驗的具體步驟如下：①室溫下將巖心抽空后飽和模擬水，計算孔隙體積；②在油藏溫度65℃下巖心飽和油并水驅至含水率90%（基礎實驗水驅到98%）；③油藏溫度65℃下注入分散調驅體系溶液，記錄出水量或出液量和壓力；④油藏溫度65℃下緩膨3 d 后實施后續水驅至含水率98%。注入速率為0.9 mL/min，每隔30 min記錄注入壓力，分別收集采出液，計算分流率、含水率和采收率，繪制相關特征曲線。

2 結果與討論

2.1 分散調驅體系的水化膨脹性能

質量濃度為3000 mg/L的超分子型分散調驅體系水化不同時間后的粒徑分布見圖2，粒徑中值和膨脹倍數隨水化時間的變化情況見表1。可以看出，水化不同時間后的超分子型分散調驅體系的粒徑分布均呈近似正態分布。超分子型分散調驅體系的初始粒徑中值為3.9 μm。隨水化時間的延長，分散調驅體系粒徑和膨脹倍數逐漸增加，水化192 h后體系仍處于水化膨脹狀態，粒徑中值增至17.2 μm，膨脹倍數為3.41倍。

圖2 水化不同時間后超分子型分散調驅體系的粒徑分布

表1 水化不同時間后分散調驅體系的粒徑中值和膨脹倍數

分散調驅體系的水化膨脹效果主要取決于分散調驅體系分子溶脹性能，而分散調驅體系分子的溶脹性能又取決于聚合物性質和交聯程度等因素［15］。分散調驅體系的主鏈或側鏈上含有的強親水基團能與水分子形成氫鍵從而產生較強的溶劑化作用。溶劑化層形成后，分散調驅體系的高分子網絡隨之擴展，親水的離子基團水解形成可移動的離子，這樣高分子網絡內部和外部的水之間產生了離子濃度差，形成滲透壓差。在滲透壓差的作用下水分子向高分子網絡滲透，同時水又與內部的親水基團形成氫鍵，不斷促進基團的水解和滲透壓差的形成，導致水不斷進入分散調驅體系網絡，分散調驅體系吸水后體積逐漸增大。水化初期形成的滲透壓差較大，吸水膨脹速率較快；吸水到一定程度后，滲透壓差變小，吸水膨脹速率變慢并最終達到平衡［16］。溶劑對分散調驅體系分子鏈的溶劑化作用使線團擴張；而分子鏈段間的次價鍵（范德華力）締和作用使分子線團收縮，兩種作用達到平衡，則膨脹停止。

2.2 分散調驅體系的注入性能

超分子型分散調驅體系（cp=3000 mg/L）對不同滲透率巖心的阻力系數Ⅰ（Fr1）、阻力系數Ⅱ（Fr2）、殘余阻力系數和封堵率見表2，注入過程中注入壓力隨注入體積變化見圖3。從表2和圖3可以看出，隨巖心滲透率降低，Fr1、Fr2和Fr1-Fr2增大。這主要是因為隨巖心滲透率降低，孔喉尺寸減小，分散調驅體系與巖心孔喉間配伍性變差，滯留量增大，滲流阻力增大。Fr1-Fr2值增大主要是由于分散調驅體系為近似正態分布（見圖1），粒徑較大的分散調驅體系會在巖心端面滯留，引起“端面效應”，且滲透率越低巖心端面的滯留量越大，“端面效應”越嚴重。在后續水驅階段，隨巖心滲透率的增加，殘余阻力系數Frr和封堵率β先增加后降低。巖心滲透率在86×10-3～667×10-3μm2范圍時，雖然分散調驅體系在注入過程中注入壓力均一直增加，即分散調驅體系在較高注入壓力下能進入巖心內部，且能夠在巖心內部發生水化膨脹，起到較強的封堵作用，封堵率大于87%，但是配伍性較差。巖心滲透率在667×10-3～6500×10-3μm2范圍時，分散調驅體系在注入過程中注入壓力較低，分散調驅體系能夠比較容易地進入巖心內部，且能夠在巖心內部發生水化膨脹，起到有效的封堵作用（封堵率≥50%）。

表2 阻力系數和殘余阻力系數

圖3 注入壓力與注入體積的關系

2.3 分散調驅體系注入對傳輸運移能力的影響

超分子型分散調驅體系（cp=3000 mg/L）在注入過程中各測壓點壓力和各區間壓差和封堵率分別見表3 和表4。從表3 和表4 可以看出，在分散調驅體系注入階段，注入速率越大，注入壓力越高，相鄰兩點間壓差比（δp1—2/δp2—3和δp2—3/δp3—出口）越小，分散調驅體系傳輸運移距離越遠，傳輸運移能力越好，巖心內部相同區間的封堵率和平均封堵率增大。這主要是因為分散調驅體系為彈性球體，注入速率越大時作用在分散調驅體系的壓差越大，因此分散調驅體系能進入巖心的深度也就越大。在后續水驅階段，各個測壓點壓力升高，表明分散調驅體系可以在巖心孔隙內水化膨脹和運移，實現深部運移和液流轉向。隨著注入速率的增大，后續水驅壓力逐漸增加，相鄰兩點間壓差比（δp1—2/δp2—3和δp2—3/δp3—出口）變小，巖心內部相同區間的封堵率和平均封堵率增大。這與傳統聚合物溶液和聚合物凝膠有所不同，隨著注入速率的越大，聚合物溶液所受的剪切作用越強，黏度越低，滯留能力越差，對巖心的封堵率越低［4］，而且隨著注入速率的增大，聚合物凝膠更容易發生定向排列，聚合物分子難以發生交聯，導致對巖心的封堵率下降［7］。

表3 注入過程中各測壓點壓力和壓差測試結果

2.4 分散調驅體系注入對液流轉向效果的影響

超分子型分散調驅體系注入對液流轉向效果的影響見表5，注入壓力、含水率和采收率與注入體積的關系見圖4。從表5和圖4可以看出，隨分散調驅體系注入速率的增大，注入壓力升高，由于分散調驅體系呈現近似正態分布（見圖1），且分散調驅體系具有較強的彈性，當注入壓力過高，粒徑較小的分散調驅體系會進入低滲層，且注入速率越大，壓差越大，進入低滲層的分散調驅體系越多，造成的傷害越嚴重，相應的進入高滲層的量就會減少。這導致后續水階段注入壓力較低，即高滲層的封堵率降低，液流轉向效果變差，低滲層的吸液壓差減小，擴大波及體積效果變差，采收率增幅減小。

表4 注入過程中巖心各區間和平均封堵率

表5 不同驅替方案下的采收率

與“方案1-3”相比，“方案1-4”化學驅階段注入速率較大，注入壓力較高，對低滲層造成的傷害較嚴重，采收率增幅降低，但采用調驅劑與水交替注入，注水過程中會將分散調驅體系推到油藏深部，有效地減弱了調驅劑對低滲層的傷害，從而使其采收率與“方案1-3”接近。與“方案1-3”相比，“方案1-5”采用高速（4.5 mL/min）、低速（0.9 mL/min）交替注入，同樣可有效減少調驅劑進入低滲層的可能，降低了調驅劑對低滲層的傷害，從而使更多的調驅劑進入了高滲層，后續水驅階段注入壓力較高，液流轉向效果較好，低滲層的吸液壓差較大，采收率增幅較大。

在超分子型分散調驅體系段塞尺寸相同條件（0.3 PV）下，超分子型分散調驅體系整體段塞注入與超分子型分散調驅體系和注入水交替注入（0.1 PV超分子型+0.05 PV水+0.1 PV超分子型+0.05 PV水+0.1 PV超分子型，緩膨3 d）的深部液流轉向效果見表6，注入壓力、含水率和采收率隨注入體積變化見圖5。從表6和圖5可以看出，在超分子型分散調驅體系段塞尺寸相同條件下，與整體段塞注入（方案1-2）相比較，分散調驅體系與水交替注入（方案2-1）的深部液流轉向效果較好，采收率增幅較大。分析認為，當采用分散調驅體系與水交替注入時，水段塞的注入有效減弱了注入壓力的上升，且能夠將分散調驅體系推進高滲層內部，有效減少了分散調驅體系在巖心端面的滯留，為分散調驅體系能夠在高滲層的深部滯留和運移創造了有利條件，并且降低注入壓力還會減少調驅劑進入低滲層，因此后續水驅階段高滲層的滲流阻力較大，注入壓力較高，低滲層的吸液壓差較高，吸液量較高，擴大波及體積效果較好，采收率增幅較大。

表6 超分子型分散調驅體系與注入水交替注入實驗的采收率

圖4 注入壓力、含水率和采收率與注入體積的關系

圖5 注入壓力、含水率和采收率與注入體積的關系

3 結論

在渤海B 油田的油藏條件下，超分子型分散調驅體系具有良好的水化膨脹效果。

超分子型分散調驅體系注入過程中，少量分散調驅體系會在巖心端面滯留，形成端面效應，且滲透率越低端面效應越嚴重。增大注入速率有利于調驅體系進入巖心深部，增加其傳輸運移能力和封堵效率。

隨注入速率的增大，超分子型分散調驅體系的注入壓力升高，低滲透層吸液壓差和吸入分散調驅體系量增加，進而引起吸液啟動壓力升高，后續水驅吸液壓差和吸液量減小，擴大波及體積效果變差，采收率增幅降低。

在段塞尺寸相同條件下，與整體段塞注入方式相比，分散調驅體系與水交替注入方式的低滲透層吸液壓差和吸液量較大，擴大波及體積效果較好，采收率增幅較大。