稠油驅替-流度控制與非均質性調整
——締合聚合物與HPAM對比

梁嚴，王增林，史樹彬，郭擁軍,，胡俊，羅平亞，張新民,，曹苗，張偉，劉洋

（1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.西南石油大學化學化工學院，四川成都610500；3.中國石化勝利油田分公司，山東東營257000；4.中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東東營257000；5.四川光亞聚合物化工有限公司，四川南充637900）

全球石油資源儲量巨大，約為（9～13）×1012bbl，相當于（1.4～2.1）×1012m3，其中，常規原油只占約30%，稠油等非常規資源占比較大，據統計儲量約為1 000×108t[1-2]，具有相當大的開發潛力。近些年來，國內外已有許多稠油化學驅的室內研究和礦場試驗[3-14]證實了稠油化學驅的可行性，大幅擴大了傳統化學驅的油藏適用范圍，為稠油化學驅的推廣與應用開辟了新道路。然而，由于稠油油藏的復雜性以及高原油黏度和強非均質性的普遍特征，稠油化學驅仍面臨一些關于流度控制和非均質性調整的必須解決而未得到很好解決的關鍵問題與挑戰[15-18]。

在加拿大Pelican Lake油田較為成功的稠油聚合物驅案例中[19]，原油地下黏度為1 200～10 000 mPa·s，若要達到合理流度比，聚合物黏度應達到32～200 mPa·s，但實際注入聚合物黏度為13～25 mPa·s，油聚黏度比介于92～769，這表明以提高驅替液黏度實現流度控制的原理不能完全適用于稠油化學驅。更難的挑戰是在高含水飽和度情況下，依靠增加黏度來控制流度是不可能的。另一方面，稠油油藏的強非均質性會導致以常規驅油聚合物（HPAM 等）形成的驅替液主要通過優勢滲流通道而出現早期突破甚至無效循環的嚴重問題，而現有許多調剖劑的非均質性調整能力也十分有限。目前，本課題組和其他學者前期的研究表明[7-13]，締合聚合物或分子結構類似于締合聚合物的一些新型聚合物及其驅油體系有可能是解決上述問題的重要體系，且本課題組研發的締合聚合物產品在海上和陸上油田成功的現場試驗和規模化應用也初步證實了這一點[20-21]。

通過較為系統的室內實驗工作，對比研究了具有締合能力的疏水締合水溶性聚合物（締合聚合物）和無締合能力的線性高分子量部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的流度控制和油藏非均質性調整能力方面的差異，并結合現場礦場試驗總結與分析，證實了締合聚合物在低黏度下較強的流度控制和油藏非均質性調整能力，進一步論證了締合聚合物驅替稠油的可行性，為稠油油田化學驅的發展提供了重要理論參考與技術支持。

1 實驗部分

1.1 實驗條件

1）實驗材料：締合聚合物（分子量為1 300×104Da，水解度為23.6%，固含量為89.6%）；自制部分水解聚丙烯酰胺（分子量為2 500×104Da，水解度為24.8%，固含量為90.3%）；自制模擬鹽水（總礦化度10 000 mg·L-1，Ca2++Mg2+=500 mg·L-1）；用0#柴油稀釋稠油并用200目不銹鋼篩網過濾，7.34 s-1和30 ℃下黏度為110.7 mPa·s的模擬原油；45 mm×45 mm×300 mm石英砂膠結均質人造方巖心，水測滲透率約在（300～2 100）×10-3μm2；45 mm×45 mm×300 mm石英砂膠結三層非均質人造方巖心，低、中、高層水測滲透率分別為1 000×10-3μm2、2 500×10-3μm2、4 000×10-3μm2，各層厚度均為15 mm。

2）實驗儀器與設備：精密電子天平，燒杯，立式攪拌器，恒溫箱，DV-Ⅱ黏度計（美國Brookfield 公司），UV-2601 紫外分光光度計，全自動巖心驅替裝置，巖心夾持器，68 mm×72 mm×2.5 mm（長×寬×高）平板夾砂微觀模型示意圖詳見文獻[22]，內外流道寬度分別為12 μm和60 μm的可視簇狀微觀模型（圖1）。

圖1 簇狀微觀模型Fig.1 Cluster-like micro-model

1.2 實驗方法

1.2.1 溶液配制

1）聚合物母液的配制：于500 mL燒杯中加入定量的模擬鹽水，在40 ℃下，用數顯立式攪拌器在400±20 rad/min轉速下攪拌形成漩渦（漩渦離燒杯底約四分之一高度），在30 s內將一定量的聚合物干粉均勻撒入漩渦中，攪拌溶解2 h 以上，配制質量濃度為5 000 mg·L-1的聚合物母液，靜置后待用。

2）聚合物目標液的配制：根據目標溶液體積，準確稱取計算量的上述質量濃度為5 000 mg·L-1的聚合物母液，并加入模擬鹽水至目標體積，后用立式攪拌器在250 rad/min轉速下繼續攪拌30 min后得到一定質量濃度的目標溶液待用。

1.2.2 黏度測試

在30 ℃條件下，采用Brookfield DV-II 黏度計零號轉子在6 rad/min轉速（對應剪切速率約為7.34 s-1）下進行測試，測試前先保溫5 min，開始測試后讀取3 min、5 min、8 min 時的黏度值，并計算平均值作為最終黏度值。

1.2.3 阻力系數測試

在30 ℃條件下，先將帶有2 個測壓點的填砂管（φ25×300 mm）稱重，然后用石英砂填充并用模擬鹽水飽和后，計算孔隙體積。同時，根據達西公式計算水相滲透率，再將一定質量濃度的聚合物溶液以0.35 mL/min 的速度注入填砂管，并記錄注入壓力。待注入壓力趨于平穩后停止實驗，最后根據式（1）計算阻力系數：

式中：RF為阻力系數，ΔPpa為注聚后的壓力差，MPa；ΔPwb為注聚前的壓力差，MPa。

1.2.4 均質微觀驅替測試

在30 ℃條件下，用石英砂將有效尺寸為68 mm×72 mm×2.5 mm（長×寬×高）的平板夾砂可視微觀均質模型填砂后，根據達西公式計算水相滲透率，并用模擬原油飽和，以0.12 mL/min 的注入速度將0.5PV的模擬鹽水注入模型驅替黏度為110.7 mPa·s的原油，接著再注入0.3PV的聚合物溶液，最后注入0.7PV模擬鹽水進行驅替后停止實驗，記錄驅替圖像。

1.2.5 存聚率測試

在30 ℃條件下，將均質和三層非均質方巖心裝入巖心夾持器后飽和鹽水，然后以相同的注入速度將0.6PV聚合物溶液注入巖心，同時開始每0.05PV收集一個流出液樣品，并按順序編號為1、2、3…n，采用淀粉-碘化鎘法實時監測每個樣品中的含聚質量濃度C1、C2、C3…Cn[23]；此后繼續以相同速度注入模擬鹽水，前1.4PV內保持每0.05PV收集一個流出液樣品，1.4PV～3.4PV時每0.1PV收集一個流出液樣品，最后每0.2PV收集一個流出液樣品且監測含聚質量濃度，并編號為Cm+1、Cm+2、Cm+3…Cn，至無聚合物產出后停止實驗，根據式（2）計算存聚率：

式中：φ為存聚率，%；VPV為巖心的孔隙體積，mL；C1—Cn為聚合物注入某一取樣時間時的產出聚合物質量分數，mg·L-1；C0為聚合物注入前的初始濃度，mg·L-1。

1.2.6 分流率測試

將2 根滲透率不同的均質方巖心分別裝入巖心夾持器，以0.35 mL/min 的注入速度飽和鹽水并測試孔隙體積和滲透率后并聯連接，再以相同的速度注入模擬水至注入壓力穩定，然后轉注入0.5PV一定質量濃度的聚合物溶液，最后繼續注入模擬鹽水至2.5PV后結束實驗。從注入模擬鹽水開始至實驗結束，記錄高低滲管流出液量，計算高低滲管分流率并繪制變化曲線。

1.2.7 平面非均質簇狀殘余油微觀驅替測試

在30 ℃條件下，在具有“大孔包圍小孔”特征的玻璃刻蝕可視簇狀微觀模型（內外流道寬度分別為12 μm 和60 μm）中，先以0.12 mL/min 的注入速度飽和模擬原油（黏度為2 122 mPa·s），后以相當速度注入2.0PV模擬鹽水驅替原油，形成水驅后的簇狀殘余油，接著持續注入聚合物溶液驅替殘余油至無油流出（約3PV），記錄微觀驅替圖像。

2 實驗結果與討論

2.1 聚合物的阻力系數

在（300～2 000）×10-3μm2的滲透率范圍內，考察了均質方巖心中相近黏度的締合聚合物（質量濃度為1 200 mg·L-1，黏度為39.7 mPa·s）和HPAM（濃度為2 000 mg·L-1，黏度為39.8 mPa·s）的流動阻力能力。從圖2可看出，在相同滲透率（300×10-3μm2）下，締合聚合物所建立的阻力系數（320）為HPAM 的阻力系數（42）的近8 倍。當滲透率由300×10-3μm2增加到2 000×10-3μm2后，締合聚合物的阻力系數（162）也為HPAM 在300×10-3μm2下所建立的近4倍。這表明締合聚合物在相近黏度、相近或更高滲透率下比HPAM 的流動阻力明顯更高，這將可能利于原油驅替時的流度控制。

圖2 相近黏度聚合物的阻力系數Fig.2 Resistance factors of the polymers with silimar viscosity

2.2 聚合物的流度控制能力

在相近黏度下，締合聚合物較HPAM的阻力系數高很多，在2 100×10-3μm2左右滲透率的均質平板夾砂可視微觀模型中對比兩者驅替黏度為110.7 mPa·s普通稠油的差異。從圖3可以看出：在相近黏度下驅替黏度為110.7 mPa·s 的原油，0.3PV的HPAM 表現出了與前水驅類似的嚴重“黏性指進”現象，且0.7PV的后續水驅也快速出現類似指進而對前水驅剩余油的波及較小；相反，0.3PV的締合聚合物對前水驅剩余油實現了較好的波及，所波及的區域呈白色透明狀（即波及區域幾乎無殘余油），表現出了明顯穩定的驅替前緣，后續水驅也幾乎未表現出“黏性指進”，且最終0.7PV的后續水驅幾乎波及了聚驅后的其他剩余油區域。計算提高采收率（聚驅+后續水驅）情況，締合聚合物的EOR 值（67.43 %）約為HPAM 的EOR 值（23.87%）的3 倍（圖4）。這證明締合聚合物在建立高流動阻力的同時，能夠表現出明顯優于HPAM的流度控制能力。

圖3 相近黏度聚合物的原油微觀驅替Fig.3 Oil micro-displacement images of the polymers with similar viscosity

圖4 相近黏度聚合物提高采收率Fig.4 EOR of the polymers with similar viscosity

2.3 聚合物的非均質性調整能力

2.3.1 聚合物均質/非均質下的存聚率

在滲透率約為2 100×10-3μm2的均質巖心中注入1 200 mg·L-1的締合聚合物，測定其在均質條件下的存聚率，并與相同質量濃度（黏度16.2 mPa·s）和黏度相近（2 000 mg·L-1）的HPAM 對比；在滲透率分別為4 000×10-3μm2，2 500×10-3μm2，1 000×10-3μm2（高、中、低）的非均質巖心中測定了兩者在相近黏度下的存聚率。從圖5 和表1 可以看出：在均質條件下，從產出時機、產出質量濃度峰值和峰值對應注入體積看，締合聚合物與相同濃度且黏度相近的HPAM 表現出了相似的行為，相同質量濃度時，締合聚合物的存聚率（14%）略高于HPAM（11.5%），但相近黏度時，締合聚合物的存聚率要低于HPAM 的（27.9%），說明均質條件下，相近黏度的超高分子量HPAM 較締合聚合物有更強的存留能力，且這是由于HPAM 的質量濃度明顯較締合聚合物的高導致的。不同的是在非均質條件下，締合聚合物開始產出且產出質量濃度峰值對應的注入體積均較HPAM的要大，存聚率（63.4%）也較HPAM（5.2%）的大得多。因此，可證實在非均質條件下，締合聚合物有更好的存聚率，其可能通過長期存留在優勢通道和封堵大流道等而非常有利于非均質性調整。

表1 相近黏度聚合物在均質和非均質條件下的存聚率Table 1 Polymer retention ratio of the polymers with similar viscosity under homogenous and heterogenous conditions

2.3.2 聚合物分流率

在4倍滲透率級差（4 000×10-3μm2、1 000×10-3μm2）并聯巖心中，對比了注入相近黏度HPAM 和締合聚合物前后的高低滲層分流率。從圖6可看出：前水驅階段的高滲分流量為100 %，低滲分流量為0；注入HPAM 后，其逐漸進入低滲層，在低滲層中的分流率逐漸增加至近40%，但轉注續水后，低滲層的分流率又很快降低至接近于零，高滲層的分流率接近于100%；注入締合聚合物溶液后，隨著注聚量的增加，聚合物先進入高滲層達到一定壓力后轉為進入低滲層，當注入壓力累積到一定程度后又轉為進入高滲，即聚合物在高、低滲層中交替前進，且后續水驅階段在較長時間內保持較高的低滲層分流率。這表明締合聚合物不僅進一步擴大了對高滲層的波及，也明顯啟動了低滲層，有利于有效控制非均質性嚴重的難題。

2.3.3 聚合物平面非均質簇狀殘余油驅替能力

圖5 產出聚合物質量濃度隨聚合物注入體積的變化曲線Fig.5 Variation curves of produced polymer concentration as a fuction of injected volumes

在5 倍滲透率級差（60/12 μm）的簇狀微觀模型中，對比了注入相近黏度HPAM 和締合聚合物驅替水驅簇狀殘余油（110.7 mPa·s）的差異，從圖7 可看出：HPAM 僅能驅替部分高滲區域的水驅殘余油，很難波及內部低滲區域，且在出口高滲區域有明顯剩余油帶；而締合聚合物能驅替高低滲區域的大部分殘余油，在外圍大流道中可觀察到“拉絲”和“油路橋接”現象，且可以看到締合聚合物將殘余油推出內部小流道，這進一步證實了締合聚合物比HPAM 具有更強的非均質性調整能力。

圖6 4倍級差（4 000×10-3 μm2、1 000×10-3 μm2）下相近黏度聚合物分流率隨聚合物注入體積的變化曲線Fig.6 Variation curves of fractional flow as a fuction of injected volumes at a permeability contrast of 4（4 000×10-3 μm2、1 000×10-3 μm2）

圖7 5倍級差（60/12 μm）下相近黏度聚合物的簇狀殘余油驅替微觀圖像Fig.7 Cluster-like residual oil micro-displacement images of the polymers at a permeability contrast of 5(60/12 μm)

2.4 基于現場應用的締合聚合物調整油藏非均質性的可行性分析

2003年9月至2020年3月，締合聚合物已經用于渤海海上油田的普通稠油聚合物驅，該油田縱向和平面非均質性強。17年多的現場應用，締合聚合物表現出了積極的動態響應特征和取得了顯著的增油降水效果。在聚合物驅期間，締合聚合物表現出了多層啟動的特征且產出聚合物質量濃度較低（＜250 mg·L-1），生產井中表現出了三種不同的動態特征。如圖8所示，以中心生產井J16 為例，在注入締合聚合物約12個月后出現了明顯的產油增加和含水率下降，注入15 個月后含水率下降了36 %。截至2020年3月，產油從最初的71 m3/d 增加到最大的126.9 m3/d，含水率從最初的97%下降到最低40%并長期保持在一個較低的穩定值（60%～70%）達15 a，且產出聚合物質量濃度非常低。這些結果進一步證實了締合聚合物有較高的存聚率，在非均質油藏中能夠表現出良好的非均質性調整能力。

圖8 渤海油田締合聚合物驅中心生產井J16井動態生產曲線Fig.8 Dynamic response curves of central production well(Well-J16)of associative polymer flooding in Bohai Oilfield

3 結論

1）相近黏度下，締合聚合物在相同甚至更高的滲透率下能夠有較HPAM 高得多的阻力系數，其利于原油驅替時更好的流度控制而保持穩定的驅替前緣和實現更高的波及，最終獲得更高的提高采收率值。

2）從產出時機、產出質量濃度峰值、峰值對應注入體積和存聚率看，均質條件下締合聚合物與HPAM 有類似的產聚表現和存聚率，明顯不同的是在非均質下，締合聚合物的存聚率較HPAM 高出近60%；同時，一定滲透率級差下，締合聚合物呈現在高低滲層中明顯的交替前進現象，并能夠使后續水驅在較長時間內保持較高的低滲層分流率。這些特征均非常有利于油藏的非均質性調整。

3）一定滲透率級差下，締合聚合物不僅能驅替簇狀模型中高滲區域的大部分殘余油，而且可將簇狀殘余油推出內部小流道并形成油帶而驅出，在外圍大流道中還呈現“拉絲”和“油路橋接”現象。

4）與HPAM 相比，相近黏度下，締合聚合物有顯著的流度控制和非均質調整能力，海上油田締合聚合物驅現場應用也證實其在稠油油藏化學驅的應用與推廣中具有較大潛力。