復(fù)配聚合物驅(qū)油效果及影響因素研究

陳 才，盧祥國，楊玉梅

(1.提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318;2.中油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)

復(fù)配聚合物驅(qū)油效果及影響因素研究

陳 才1，盧祥國1，楊玉梅2

(1.提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318;2.中油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)

大慶油田某油藏具有油層滲透率低、層內(nèi)和層間非均質(zhì)性強(qiáng)、裂縫和大孔道發(fā)育等特點(diǎn)，導(dǎo)致注入水竄流現(xiàn)象嚴(yán)重，水驅(qū)開發(fā)效果差。根據(jù)油藏實(shí)際開發(fā)需求，利用室內(nèi)儀器分析和物理模擬方法，開展了復(fù)配聚合物溶液分子線團(tuán)尺寸和黏度性能評價(jià)，并與“超高”聚合物溶液進(jìn)行了對比分析。在此基礎(chǔ)上，開展了復(fù)配聚合物溶劑水注入?yún)?shù)優(yōu)化實(shí)驗(yàn)研究。結(jié)果表明，與“超高”聚合物相比，復(fù)配聚合物分子線團(tuán)尺寸(英文縮寫為“Dh”)分布較寬、損失率較小，具較好增黏性，可提高采收率。隨溶劑水礦化度減小，復(fù)配聚合物溶液黏度增加，采收率增加。關(guān)鍵詞:復(fù)配聚合物;普通聚合物;分子線團(tuán)尺寸;增黏性;性能評價(jià)

1 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

聚合物選用大慶煉化公司生產(chǎn)的部分水解聚丙烯酰胺干粉 (HPAM)，相對分子質(zhì)量分別為1 900×104(簡稱 “高分”)、2 500×104(簡稱“超高”，代號為P2)和3 500×104(簡稱“抗鹽”)，固含量分別為88.1%、84.4%和90.1%。此外，還包括F1、F2這2組由以上3種聚合物按不同配比混合而成的復(fù)配聚合物，其中F1組成為抗鹽∶超高∶高分=9∶75∶16，其費(fèi)用與相同含量超高聚合物溶液相同。F2組成為抗鹽∶超高∶高分=25∶60∶15，其初始黏度與超高聚合物溶液相等。交聯(lián)劑為有機(jī)鉻，Cr3+含量為2.7%。

實(shí)驗(yàn)用水為油田注入清水、污水、混合水(50%清水+50%污水)，水質(zhì)分析結(jié)果見表1。

實(shí)驗(yàn)用油由油田脫水脫氣原油與煤油混合而成，33℃時(shí)黏度為50.9 mPa·s。

巖心為二維縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心，由石英砂與環(huán)氧樹脂膠結(jié)而成。巖心包括高中低3個(gè)滲透層，氣測滲透率分別為 540 ×10－3、160 ×10－3、50 ×10－3μm2，各小層厚度比為3 ∶4 ∶2。

表1 水質(zhì)分析結(jié)果

1.2 儀器設(shè)備

聚合物分子線團(tuán)尺寸采用BI－200SM型廣角動(dòng)/靜態(tài)光散射儀系統(tǒng)測試，測定時(shí)散射角為90°，測試溫度為33℃。黏度采用DV－Ⅱ型布氏黏度計(jì)“0”號和“1”號轉(zhuǎn)子測試，轉(zhuǎn)速為6 r/min，測試溫度為33℃。驅(qū)油效果采用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置測試，除平流泵和手搖泵外，其他部分置于33℃的恒溫箱內(nèi)。設(shè)備及流程見圖1。

圖1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程示意圖

2 結(jié)果分析

2.1 聚合物分子線團(tuán)尺寸及其影響因素

清水聚合物分子線團(tuán)尺寸測試結(jié)果見表2。從表2可知，聚合物組成和含量對復(fù)配聚合物分子線團(tuán)尺寸存在影響。在2種復(fù)配聚合物溶液中，Dh隨含量變化規(guī)律與超高聚合物P2的相似，即隨聚合物含量增加，Dh呈現(xiàn)先增大后減小的變化趨勢。F1和F2復(fù)配聚合物Dh在含量為100 mg/L時(shí)達(dá)到最小值，分別為204.2、266.2 nm。在含量為200 mg/L時(shí)達(dá)到最大，為332.9、351.7 nm。此外，在聚合物含量相同條件下，復(fù)配聚合物F1的Dh最小，其次為F2，超高聚合物Dh最大。在聚合物含量相同條件下，與超高聚合物P2相比，復(fù)配聚合物Dh分布較寬。在2種復(fù)配聚合物中，聚合物F1的Dh分布比F2窄。

表2 聚合物分子線團(tuán)尺寸測試結(jié)果

在清水、污水、混合水中，聚合物分子線團(tuán)尺寸測試結(jié)果見表3，聚合物含量均為100 mg/L。從表3可知，溶劑水礦化度對復(fù)配聚合物的Dh存在影響。2種復(fù)配聚合物Dh隨礦化度變化規(guī)律與超高聚合物P2的相似，即隨礦化度升高，Dh減小，其中污水中Dh值最小。進(jìn)一步分析可知，污水與清水相比，復(fù)配聚合物F2的Dh損失率最大，F(xiàn)1的Dh損失率最小。與超高聚合物的Dh損失率相比，2種復(fù)配聚合物Dh損失率都較小。此外，在礦化度相同條件下，復(fù)配聚合物中“抗鹽”聚合物含量愈高，Dh愈大。

表3 分子線團(tuán)尺寸測試結(jié)果

2.2 聚合物溶液黏度及其影響因素

聚合物組成和含量對聚合物溶液黏度存在影響。隨聚合物含量增加，聚合物溶液黏度增大。當(dāng)聚合物含量超過1 600 mg/L后，聚合物溶液黏度明顯增大。在聚合物含量相同條件下，抗鹽聚合物溶液黏度最大，超高聚合物居中，高分聚合物黏度最小。與超高聚合物相比較，復(fù)配聚合物F2增黏性好。

在不同溶劑水礦化度條件下，對聚合物溶液黏度進(jìn)行測試［1－5］。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，溶劑水礦化度對聚合物溶液黏度存在影響。隨溶劑水礦化度升高，聚合物溶液黏度降低。在3種普通聚合物中，高分聚合物溶液的抗鹽性較好，抗鹽聚合物居中，超高聚合物較差。與超高聚合物溶液相比，復(fù)配聚合物F2溶液抗鹽性較好。

2.3 驅(qū)油效果及其影響因素

2.3.1 聚合物類型對采收率影響

在以下各方案中，采收率增加值均以方案“1－0”為對比基礎(chǔ)，復(fù)配聚合物為F2，注入用水為清水。聚合物類型對驅(qū)油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。從表4可知，聚合物類型對聚合物驅(qū)增油效果存在影響。在初始黏度相同條件下，復(fù)配聚合物溶液的工作黏度比超高聚合物溶液高，抗剪切能力強(qiáng)。復(fù)配聚合物驅(qū)采收率增幅為12.6%，超高聚合物驅(qū)為9.6%。由此可見，復(fù)配聚合物驅(qū)增油效果好于超高聚合物。實(shí)驗(yàn)過程中注入壓力與注入PV數(shù)關(guān)系特征曲線見圖2。

表4 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

圖2 注入壓力與注入PV數(shù)關(guān)系曲線

在水驅(qū)階段初期，隨注入PV數(shù)增加，注入壓力保持穩(wěn)定。水驅(qū)階段后期，注入壓力緩慢下降并逐漸趨于穩(wěn)定。在聚合物注入階段，注入壓力快速大幅度升至峰值，后緩慢下降，含水率大幅度降低，采收率大幅度提高。在后續(xù)水驅(qū)階段，注入壓力大幅度降低，含水快速升高，采收率緩慢增加。與超高聚合物溶液相比較，復(fù)配聚合物溶液注入壓力升幅較大，擴(kuò)大波及體積效果較好，采收率增幅較大。

造成注入壓力差異的原因在于，復(fù)配聚合物相對分子質(zhì)量分布比較寬，聚合物分子線團(tuán)尺寸大小不等，導(dǎo)致其在巖心喉道中流動(dòng)時(shí)孔隙體積減小，波及體積增加，流動(dòng)阻力增加。此外，聚合物分子線團(tuán)易于相互纏繞，形成尺寸較大的分子線團(tuán)，這也增大了聚合物分子在巖石喉道內(nèi)的滯留量，進(jìn)而增大流動(dòng)阻力［6－8］。

2.3.2 礦化度對復(fù)配聚合物驅(qū)增油效果影響

表5為溶劑水礦化度對復(fù)配聚合物驅(qū)增油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果。溶劑水從污水到清水，其礦化度逐漸降低，復(fù)配聚合物溶液工作黏度從35.9 mPa·s增至63.5 mPa·s，流度控制能力逐漸升高。污水復(fù)配聚合物驅(qū)采收率增幅為7.8%，混合水為9.4%，清水為12.6%。由此可見，溶劑水礦化度愈低，復(fù)配聚合物溶液黏度愈高，擴(kuò)大波及體積效果愈好，采收率增幅愈大［9－10］。

表5 礦化度對增油效果影響

3 結(jié)論

(1)與超高聚合物溶液相比較，在聚合物濃度相同條件下，復(fù)配聚合物溶液中聚合物分子線團(tuán)尺寸分布較寬，受礦化度影響損失率較小。

(2)復(fù)配聚合物F2增黏性比超高聚合物溶液強(qiáng)。

(3)復(fù)配聚合物注入壓力升幅較大，擴(kuò)大波及體積效果較好，采收率增幅大。

(4)隨溶劑水礦化度減小，復(fù)配聚合物溶液黏度增加，采收率增加。

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Displacement characteristics and affecting factors of compound polymer flooding

CHEN Cai1，LU Xiang－guo1，YANG Yu－mei2
(1．MOE Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery，Northeast Petroleum University，Daqing，Heilongjiang163318，China;2．Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan，Jilin138000，China)

A reservoir in Daqing Oilfield has characteristics of low permeability，strong intralayer and interlayer heterogeneity，well－ developed fractures and high capacity channels，leading to channeling of injected water and poor water flooding result．For the need of reservoir development，laboratory instrument and physical simulation are employed to evaluate the molecular coil dimension and viscosity property of compound polymer solution and compare with“super－h(huán)igh”polymer solution．On this basis，the injecting parameters of polymer solution water have been optimized through experimental study．The results indicate that compared with“super high”polymer，the compound polymer has a wider range of molecular coil dimensions(expressed as Dh)，lower loss factor，better viscosity－enhancing property，and can remarkably improve recovery factor．With the decreasing of salinity，the viscosity of compound polymer solution increases，so does recovery factor．

compound polymer;ordinary polymer;molecular coil dimension;viscosity－enhancing property;property evaluation

TE357.46

A

1006－6535(2011)05－0105－03

20110124;改回日期20110429

中油大慶油田有限責(zé)任公司重點(diǎn)科技攻關(guān)課題“杏二區(qū)西部三類油層聚表劑驅(qū)礦場試驗(yàn)”(CY4－10KW05)

陳才(1986－)，男，2009年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)在讀碩士研究生，主要從事提高采收率技術(shù)研究工作。

編輯 周丹妮