非均相復合體系的滲流驅油性能研究

陳姝芳，趙文森，唐 雷，賴南君

（1. 西南石油大學 化學化工學院，四川 成都 610500；2. 西南石油大學 油氣田應用化學四川省重點實驗室，四川 成都 610500；3. 中海油研究總院有限責任公司，北京 100020）

聚合物驅是化學驅提高原油采收率中應用最為廣泛的技術[1-2]。聚合物溶液的高黏度可以降低驅替液與被驅替液的流度比，減少驅替過程中的指進現象[3-6]。但聚合物溶液在高溫及高鹽的環境中黏度損失嚴重，且剖面調整的能力有限，不利于聚合物在高溫高鹽油藏和強非均質性油藏中的應用[7-8]。

預交聯凝膠顆粒（PPG）作為一種調剖劑引起了人們的廣泛關注。PPG的部分交聯結構具有強親水基團，可與水分子形成氫鍵，吸水膨脹形成凝膠顆粒，具有地面交聯、耐溫抗鹽和強度可控等優點[9-13]，但在溶液中的懸浮性較差，不利于注入。姜祖明等[14]通過多點引發制備了支化預交聯凝膠顆粒（B-PPG），在PPG主鏈上引入了部分支化鏈，支化鏈可溶于水，發揮增黏作用，使B-PPG顆粒的懸浮性能提高[15-17]，他們發現，B-PPG與聚合物復配后會產生一些有益于驅替的性能。Gong等[8]研究發現，B-PPG與聚丙烯酰胺（HPAM）的復合體系在非均質模型中具有較高的分流調節能力。He等[18]研究發現，由于聚合物的黏度效應，B-PPG/HPAM復合體系在多孔介質中具有更加優異的運移傳播性能，復合體系間B-PPG/HPAM兩組分間的復配比例還有待進一步優化。同時非均相復合體系的滲流規律和驅油性能是提高采收率的關鍵[19-20]，因此有必要深入研究非均相復合體系在多孔介質中的滲流驅油特性。

本工作選取B-PPG和HPAM復配得到非均相復合體系，確定了總質量濃度在2 400 mg/L下的最佳復配比例，并對非均相復合體系的滲流驅油性能進行了研究。

1 實驗部分

1.1 試劑與儀器

B-PPG:中國石化勝利油田勘探開發研究院，粒度為50～100目。線性HPAM:分子量2×107萬，水解度25%，SNF公司。原油:中國石化勝利油田分公司，密度0.915 g/cm3，黏度37.4 mPa·s。地層鹽水的離子組成如表1所示，礦化度為6 666 mg/L。

表1 模擬地層鹽水組成Table 1 Simulated brine formulation

Brookfield DV-Ⅲ型黏度計:美國Brook公司；Haake MARS Ⅲ型流變儀:賽默飛世爾科技（中國）有限公司；MASTERSIZER 2000型激光粒度測定儀:英國馬爾文公司；多功能化學驅物理模擬裝置:海安石油科技儀器有限公司。

1.2 性能測試

1.2.1 增黏性測試

將一定量的B-PPG和HPAM加入至模擬地層鹽水中，攪拌4 h，得B-PPG懸浮液和HPAM溶液。固定體系的總質量濃度為2 400 mg/L，配制非均相復合體系，在油藏溫度70 ℃和剪切速率7.34 s-1條件下測定B-PPG懸浮液、HPAM溶液及非均相復合體系的黏度。

1.2.2 流變性測試

將試樣靜置2 h以上，確保溶液中沒有氣泡。在穩態剪切實驗中選擇速率控制模式、剪切速率范圍為1～1 000 s-1、在70 ℃下測試非均相復合體系的剪切稀釋性。選擇0.1 Pa的特定應力，以確保試樣在線性黏彈性區域內。在振蕩模式下，在0.01～10.00 Hz的頻率范圍內進行振蕩頻率掃描，在70 ℃下測試非均相復合體系的黏彈性。

1.3 滲流實驗

通過長填砂管模型考察非均相復合體系在不同滲透率模型中的滲流特征，實驗流程如圖1所示。在模擬油藏溫度70 ℃下水驅至壓力平衡。以0.5 mL/min的注入流速連續向不同滲透率的模型中注入非均相復合體系，壓力趨于穩定時轉后續水驅至壓力平衡。分別在模型入口端、1/4處和3/4處放置壓力表，通過壓力數據采集處理系統定時記錄模型入口端、1/4處和3/4處的壓力數據。

長填砂管模型中多孔介質的平均孔喉半徑與滲透率、孔隙度的關系如式（1）所示:

式中，k為模型滲透率，μm2；為模型孔隙度，%；r為模型平均孔喉半徑，μm。

使用δ表示膨脹后B-PPG顆粒粒徑中值與多孔介質平均孔喉直徑的比值，表達式見（2）。

式中，dav為B-PPG的粒徑中值，μm；d為多孔介質的平均孔喉直徑，μm。

1.4 驅油實驗

1.4.1 微觀刻蝕模型

通過石英玻璃制作微觀刻蝕模型研究非均相復合體系的微觀驅油性能，流程見圖1。用激光雕刻機在石英玻璃的表面上雕刻出深度約為0.2mm的網狀結構，寬度根據實際的需要雕刻。用普通玻璃覆蓋在雕刻好的石英玻璃上，用膠水使其黏結，并將黏結好的刻蝕模型四周打磨光滑。將打磨后的刻蝕模型放入模型外套中，旋緊螺絲，接上進口管和出口管，檢查模型的密封性能。實驗過程中用光學顯微鏡觀察實驗現象，用照相機錄下實驗全過程。

圖1 長填砂管模型流程Fig.1 Flow chart of long sand-filled pipe model experiment.

1.4.2 可視化平板模型

通過可視化平板模型研究非均相復合體系的宏觀調剖驅油性能。模型內腔尺寸長30 cm，寬30 cm，高3～6 cm，所能承受的最大壓力為2 MPa。為了模擬平面非均質性，使用不同目數的石英砂在模型中分別填制高、中、低滲透率區塊。模型飽和油后在模擬油藏溫度70 ℃下老化72 h，水驅之后以1 mL/min的注入流量注入0.5 PV非均相復合體系，后續水驅至含水率達98%以上。

2 結果與討論

2.1 增黏性

B-PPG懸浮液、HPAM溶液及非均相復合體系的增黏性曲線見圖2。

圖2 B-PPG懸浮液、HPAM溶液及非均相復合體系的黏度Fig.2 Viscosities of HPAM，B-PPG and mixtures of HPAM and B-PPG.

從圖2可看出，隨著HPAM和B-PPG含量的增加，溶液的黏度增加。HPAM是線性高分子，隨HPAM含量的增加，分子鏈及分子間的纏繞程度增加，因此溶液黏度上升。每單位體積中B-PPG的顆粒數量隨B-PPG含量的增大而增多，B-PPG顆粒間發生碰撞和摩擦的可能性增加，溶液的黏度也相應增加。復合體系的黏度隨B-PPG含量的增加逐漸降低，B-PPG本身的分子鏈長要小于HPAM，黏度低于HPAM，因此復合體系的黏度也隨著B-PPG含量的增加而逐漸降低。

2.2 流變性

非均相復合體系的剪切稀釋性見圖3。從圖3可看出，總質量濃度為2 400 mg/L時，1 200 mg/L B-PPG+1 200 mg/L HPAM的非均相復合體系的曲線最為平滑，體系的穩定性最佳，為最佳配方。

圖3 非均相復合體系的剪切稀釋性Fig.3 Shear thinning behavior of heterogeneous composite systems.

2.3 滲流特征

滲流實驗中所用的非均相復合體系的配方為1 200 mg/L B-PPG+1 200 mg/L HPAM。具有多個測壓點的不同滲透率長填砂管模型中的滲流壓力曲線見圖4。

圖4 非均相復合體系在不同滲透率長填砂管模型中的滲流壓力曲線Fig.4 Seepage pressure curves of heterogeneous composite system in long sand-packed pipe model with different permeability.

由圖4a可看出，由于0.679 μm2的模型孔喉尺寸小，注入非均相復合體系后，入口處壓力急劇增大，壓力曲線沒有出現穩定的波動平臺。這說明體系中B-PPG顆粒的粒徑較大，在0.679 μm2的填砂管模型入口處出現了明顯的封堵和壓力傳遞不均勻的現象，溶液不能較好地在0.679 μm2的填砂管模型中運移傳播。由于顆粒在模型入口處的堆積堵塞，顆粒無法運移進模型的中后部，因此模型1/4處和3/4處測壓點的壓力未升高，因此在0.679 μm2的模型中的滲流模式為形成堵塞。圖4b填砂管模型的滲流壓力曲線與圖4a相似，非均相復合體系在1.054 μm2模型中的滲流模式也為形成堵塞。由圖4c可看出，入口處的壓力曲線波動較大，前一個壓力點升高到一定的幅度時，后面的一個壓力點才開始緩慢上升。體系中存在B-PPG黏彈性顆粒，顆粒在孔喉較小處會產生一定程度的堆積效應，使得注入壓力升高。當壓力增大到一定程度時，軟固體顆粒由于黏彈性在外力下變形，從而突破小孔喉，使壓力下降。連續注入顆粒及部分顆粒的剪切破碎產生滲流阻力的疊加，使得驅替壓力產生堆積，如此反復，最后形成一個相對較穩定的壓力波動范圍。滲流壓力曲線的波動反映出非均相復合體系中的B-PPG顆粒在多孔介質中以“堆積和堵塞-壓力增加-變形和遷移”的方式動態位移。相對于1.054 μm2的多孔介質，2.038 μm2的多孔介質的孔喉尺寸增大，顆粒運移阻力減小，運移速率增大，1/4處和3/4處的壓力曲線波動范圍更廣，3/4處的壓力明顯升高，表明在該模型中具有較好的注入性與傳播性，滲流模式為匹配通過多孔介質。圖4d的滲流壓力曲線與圖4c類似，由于滲透率的進一步增大，顆粒運移能力增大，1/4處和3/4處測壓點的壓力有明顯上升，在3.323 μm2模型中滲流模式亦為匹配通過多孔介質。由圖4e可看出，高滲模型中的孔喉尺寸大，體系中B-PPG顆粒由于運移阻力小從而具有較快的運移速率。注入非均相復合體系后，不同測壓點的壓力依次快速增大，非均相復合體系的注入PV數分別達到1.4，2.0，2.5時壓力趨于穩定。這說明在5.095 μm2的多孔介質中具有良好的傳播性和注入性，滲流模式為順利通過多孔介質。

非均相復合體系流度控制能力見表2。從表2可看出，非均相復合體系能夠匹配通過的孔喉尺寸為13.94～19.67 μm（對應的滲透率范圍為2.038～5.095 μm2）。顆粒粒徑與孔喉直徑比值δ在37.75～53.27之間時，非均相復合體系能夠匹配通過多孔介質的孔喉。

表2 非均相復合體系在長填砂管模型中的滲流特征Table 2 Flow characteristics of heterogeneous composite system in long sand-packed pipe model

2.4 驅油性能

2.4.1 微觀驅油性能

通過激光刻度儀在石英玻璃上雕刻不同寬度的孔道，模擬儲層的非均質性，研究非均相復合體系在微觀刻蝕模型中的微觀驅油性能。為便于觀察，將地層水用紅墨水染成紅色，連接好管線后，用微量泵向刻蝕模型中飽和地層水。水驅后注入非均相復合體系，驅油過程見圖5。

圖5 非均相復合體系的驅油過程Fig.5 Oil displacement process diagram of heterogeneous composite system.

由圖5a可看出，非均相復合驅后，刻蝕模型的黑色明顯變淺，大量的原油被驅出，同時刻蝕模型的紅色也變淺，表明非均相復合體系將地層水部分驅出。由圖5b和c上藍色線圈標注可發現，在驅替過程中，非均相復合體系依靠自身的黏度對管道壁上的殘余油具有明顯的“拉”、“拽”作用，附著在孔道壁上的原油被剝落，隨溶液一起被逐漸驅出。同時由青綠色線圈標注的點可發現，被地層水所包圍的“簇狀”殘余油仍有部分隨溶液一起被驅出。對比圖5d～f上藍色線圈標注可發現，經過非均相復合體系驅替后，盲端處的原油也大量的減少。非均相復合體系中的增黏水化層和黏彈性B-PPG顆粒在多孔介質中的協同作用，使其表現出良好的驅油性能。

2.4.2 宏觀驅油性能

可視化平板模型中非均相復合體系的驅替過程見圖6。從圖6a和b可看出，在水驅油時，水線前緣主要流過平板模型中間滲透率最大的部分，此處顏色逐漸變淺，注入水在模型中形成了“指進”現象，水驅效果比較差。從圖6c可看出，非均相復合體系首先是進入滲透率最大的部分，此處的黑色有明顯的變化，即原油不斷被驅出，同時另外的原油也部分被驅出，體系整體向前推進的趨勢明顯，具有較好的“均衡驅替”作用，波及體積明顯擴大。

圖6 可視化平板模型驅油過程Fig.6 Visualized flat plate model of the flooding process.

非均相復合體系的宏觀驅油性能見圖7。

圖7 非均相復合體系的宏觀驅油性能Fig.7 Macroscopic oil displacement performance of heterogeneous composite system.

從圖7可看出，水驅油階段大部分注入水沿高滲透層快速竄進，此處吸水量上升較快。中、低滲透層由于滲流阻力相對較大導致吸水量較少，中、低滲透層的大部分剩余油滯留，總原油采收率僅為44.44%。注入非均相復合體系后，高滲透率層的分流率迅速下降，中低滲透率層的分流率有明顯上升，出現液流轉向的現象。這是因為非均相復合體系首先進入高滲透率帶，增黏水化層的作用使其吸附滯留在巖石上，增加了驅替液的黏度。油水流度比的降低縮小了不同滲透率層位中水線向前推進的不均勻性。高滲透層滲透率降低，相應地增加了中、低滲透率層位的吸水量，最終使原來未被啟動的中、低滲透率層中的油開始流動，原油采收率提高至52.84%。在后續水驅階段，高滲透層的分流量有一定程度的恢復，中低滲透率層的分流率有一定程度的下降。由于黏彈性B-PPG顆粒在孔喉中堆積堵塞，建立較好的沿程阻力，起到“堵塞”大孔道的作用，從而避免后續注入水沿著高滲透帶突進，原油采收率進一步提高至64.28%，原油采收率提高了19.84百分點。

3 結論

1）在溶液總質量濃度為2 400 mg/L時，1 200 mg/L B-PPG+1 200 mg/L HPAM的非均相復合體系為最優配方。

2）非均相復合體系在多孔介質內部以“堆積和堵塞-壓力增加-變形和遷移”的方式動態位移，體系中B-PPG顆粒粒徑與孔喉直徑比值δ在37.75～53.27之間時，顆粒能夠通過彈性形變匹配通過多孔介質的孔喉。

3） 非均相復合體系中B-PPG顆粒的黏彈性能夠拉動“盲端”內的殘余油，從而達到提高洗油效率的目的。非均相復合體系能調整平面非均質性，原油采收率提高了19.84百分點。