HPAM和疏水缔合聚合物溶液在孤东七区油藏中适应性评价

吴志伟，岳湘安，余 跃，张立娟，魏浩光

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249； 2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249； 3.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

HPAM和疏水缔合聚合物溶液在孤东七区油藏中适应性评价

吴志伟1，2，岳湘安1，2，余 跃1，2，张立娟1，2，魏浩光3

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249； 2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249； 3.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

为了解决孤东七区油藏聚合物溶液流变性与注入性的矛盾，筛选适宜非均质强、储层结构疏松等油藏条件的聚合物，在不同长度岩心中开展聚合物溶液渗流实验.在同一岩心上分段测压，建立聚合物溶液注入性评价方法，对HPAM和疏水缔合聚合物的注入性进行评价；在不同长度岩心出口端取采出液，研究该聚合物溶液在近井和油藏深部阻力因数、残余阻力因数以及黏度分布特性.结果表明：注入HJ的压力梯度上升率为16.37MPa·m－1·PV－1，压力梯度稳定值为5.68MPa·m－1，压力梯度上升率和压力梯度稳定值小于相同质量浓度的DH5和B4的值；从提高波及效率的能力和聚合物溶液的流变性来看，疏水缔合聚合物DH5在油藏深部的阻力因数、残余阻力因数和黏度保留率分别为283.86、39.4和0.713，阻力因数、残余阻力因数远大于相同质量浓度的B4和HJ的值；综合注入性和流变性分布评价可知，1.8g·L－1的HJ好于相同质量浓度的DH5和B4的.

聚合物驱；注入性；阻力因数；残余阻力因数；黏度保留率

DOI 10.3969／j.issn.2095－4107.2012.04.007

0 引言

聚合物溶液在油藏中的适应性主要针对聚合物溶液自身抗盐、抗温、抗剪切，以及聚合物分子直径与孔隙喉道匹配性、注入能力、驱油效果进行评价［1－5］，优选适宜特定油藏条件的聚合物类型、相对分子质量和质量浓度、注入量和注入方式［6－7］.注入压力越低，自身抗盐抗稳性能越好，波及体积越大，采收率越好.现场聚合物驱过程中，为保证聚合物溶液在油藏深部具有良好的控制流度比能力，其相对分子质量和质量浓度较高，导致入口端注入性差［8］，因此注入性与油藏深部聚合物溶液流变性相矛盾.

胜利油田孤东七区某油藏具有高孔高渗、非均质强、储层结构疏松、易出砂和地层水矿化度高等特点.针对该油藏使用高相对分子质量、高质量浓度聚合物溶液，出现注入困难、储层能量亏空严重［9－10］，最终导致聚合物驱油效果差问题，笔者结合胜利油田孤东七区油藏条件，通过室内不同长度岩心渗流实验研究2类聚合物在中高渗层的注入性和流变性分布，建立注入性评价方法，提出将注入性与流变性分布相结合评价聚合物溶液的适应性，为现场优选聚合物类型和注入参数提供理论参考.

1 实验

1.1 仪器

恒温箱，2PB00C型平流泵（北京卫星制造厂生产），高压中间容器，岩心夹持器（φ2.5cm×100cm），压力采集系统（北京昆仑通态自动化软件科技有限公司生产），Brookfield DV－Ⅱ＋黏度计，德国产HAAKE RheoStress6000流变仪.

1.2 试剂

实验所用聚合物分别为HJ（相对分子质量为2.2×107，固体质量分数为91.13%）、B4（相对分子质量为2.6×107，固体质量分数为90.94%）和DH5（相对分子质量为2.0×107，固体质量分数为95.23%），其中HJ，B4为2类不同的HPAM（聚丙烯酰胺），DH5为一类疏水缔合聚合物；模拟地层水矿化度为8.795 g·L－1，其中Ca2＋和Mg2＋的矿化度分别为0.223，0.06g·L－1.采用直径为2.5cm人造柱状砂岩岩心，模拟胜利油田孤东七区油藏，平均渗透率为1.0×10－3～1.5×10－3μm2，平均孔隙度为27.07%，模拟油藏平均温度为68℃.

1.3 方案

（1）模型抽真空、饱和水，计算孔隙体积；

（2）68℃下恒温12h后，用地层水测渗透率；

（3）将3种不同聚合物，配制成质量浓度为1.8g·L－1的溶液，以5m·d－1速度分别注进10，20，30，40，60，80cm岩心中，直到各测压点压力达到稳定为止，记录岩心入口端和内部各测压点压力，始终保持围压高于入口端压力2.0～3.0MPa，计算各段阻力因数的分布，并取注入量为1PV（PV为注入孔隙体积倍数）时和稳定时的采出液，测量其黏度变化；

（4）地层水后续水驱，直到入口端压力达到稳定为止，记录岩心内部各测压点值，计算岩心各段残余阻力因数的分布，并取注入量为1PV时和稳定时的采出液，测量其黏度变化.

2 结果与讨论

2.1 注入性

从单一的注入压力对注入性进行评价［11－13］.注入较高质量浓度的聚合物溶液，注入井附近容易受到堵塞，注入压力很高，这并不能说明该类型聚合物的注入性差，可能是受到工艺条件的限制造成注不进去，不能在油藏深部进行运移.因此，文中定义压力梯度上升率为单位注入孔隙体积倍数的压力梯度增加值，单位为MPa·m－1·PV－1，在室内实验条件下，通过压力梯度上升率和压力梯度平稳值2个方面评价其注入性.不同类型聚合物溶液的注入压力梯度和压力梯度上升率变化曲线见图1和图2.

图1 不同类型聚合物的压力梯度变化曲线

图2 不同类型聚合物的压力梯度上升率变化曲线

由图1和图2可知，一定注入速度下，压力梯度随着注入量的增加，开始急剧上升，增到某一值后达到平稳.从B4、DH5和HJ聚合物来看，B4的压力梯度上升率开始较低，在0.6PV时达最大值（80.32MPa ·m－1·PV－1）；之后，压力梯度上升率接近0MPa·m－1·PV－1，压力梯度达到平稳，在1.34PV时达到最大值（10.26MPa·m－1）.DH5的压力梯度上升率开始较B4的高，在0.5PV时，达到最大值30.21MPa· m－1·PV－1，小于相同质量浓度的B4的值；随着PV数的增加，压力梯度上升率逐渐降低，在2.13PV时接近0MPa·m－1·PV－1，压力梯度达到最大值（14.33MPa·m－1），高于相同质量浓度下的B4和HJ的最大值；之后，略微下降并逐渐平稳.HJ的压力梯度上升率逐渐增加，在0.85PV时达到最大值（16.37MPa· m－1·PV－1），小于相同质量浓度B4和DH5的最大值；在1.09PV时，接近为0MPa·m－1·PV－1，压力梯度达到最大值（7.55MPa·m－1），略微下降；之后，达到平稳，其平稳值为5.68MPa·m－1.

在相同注入速度和相似渗透率下，相同黏度的聚合物溶液注入性相差较大.B4的压力梯度上升率比HJ的高，是由于注入相同质量浓度的HPAM，相对分子质量越大，分子间的缠绕紧密，聚合物分子水化半径大，进入到直径相近的岩心孔隙中时，相对分子质量大的聚合物分子受到的渗流阻力较大，表现为曲线斜率较大，即压力梯度上升率较高见（见图2）.B4和HJ的注入孔隙体积倍数在1.0PV左右时，压力梯度达到稳定值，可见在10cm长的岩心中渗流，两者的吸附滞留量较少，堵塞并不严.与B4的相比，相同质量浓度HJ的压力梯度平稳值较小，注入性较好.对比DH5与B4压力梯度变化曲线可知，DH5的压力梯度上升率最大值明显较小，在2.13PV时，其压力梯度能达到14.33MPa·m－1，高于B4的压力梯度平稳值，主要因为DH5是疏水缔合聚合物，形成的网状结构比较牢固，堵塞较严重；同时注入DH5的稳定时间较长，主要由于入口端的堵塞导致聚合物溶液从入口到岩心内部存在压力滞后，入口端压力梯度上升率较高，DH5聚合物溶液在渗流过程中存在不断剪切、缔合、滞留和冲刷作用，容易造成压力梯度波动较大［14］.总之，从注入性来看，HJ的要优于B4的，也优于疏水缔合物DH5的.

2.2 波及效率能力和流变性分布

聚合物溶液在渗流过程中具有较强的提高波及效率能力，阻力因数和残余阻力因数是描述聚合物驱过程中提高波及效率能力的重要指标［15－19］.流变性是聚合物分子在地层运移过程中表现出的变形性质，主要包括黏性和弹性，笔者利用黏性研究聚合物溶液流变性分布.

2.2.1 阻力因数和残余阻力因数

阻力因数用于评价聚合物降低流度比的能力，残余阻力因数用于表征聚合物降低渗透率的能力.对于长期水驱油藏，在近井地带，由于水冲刷，导致注入井附近残余油较少，原油主要集中在远离注入井的油藏深部，通过阻力因数和残余阻力因数的分布对聚合物溶液在油藏深部提高波及效率的能力进行评价.在渗透率和孔隙结构相近油藏条件下，将3种不同聚合物配制成质量浓度为1.8g·L－1的溶液，以5m·d－1的速度，注入到80cm岩心中，得到阻力因数和残余阻力因数在渗流方向上的分布，分别见图3和图4.

图3 阻力因数在岩心渗流方向上分布

图4 残余阻力因数在渗流方向的分布

由图3可知，在相同条件下，HJ、B4和DH5的阻力特性分布各不相同.聚合物DH5经过岩心前端，出现堵塞，阻力因数达到954.77，这是由于疏水缔合聚合物具有强度较高的网状结构，分子直径与岩心孔隙直径并匹配性差；经过近井地带后，阻力因数降为283.86，阻力因数保留率仅为29.73%，说明聚合物溶液受到端面堵塞影响大，同时到油藏深部之后，由于聚合物分子间疏水缔合作用，在较低质量浓度（大于临界质量浓度）下聚集，调剖作用明显.不同相对分子质量的阴离子聚丙烯酰胺HJ和B4，是阴离子的柔性分子结构，在一定注入速度（5m·d－1）下，容易受到剪切，剪切下来的小分子易残留在孔隙中，表现为入口端阻力因数并不高，在油藏深部分布较均匀.对于阴离子聚丙烯酰胺HJ和B4，分子链的长短（分子结构）决定相对分子质量的大小，因此在向地层中注入聚合物溶液时，在注入端（0～20cm，即1／4处）出现明显不同，HJ在近井附近的阻力因数为143.82，B4的阻力因数为36.04，其值相差4倍多；经过近井地带的剪切和滞留后，这种差异减小，HJ的阻力因数为60.83，B4的阻力因数为21.43，相差近3倍，总体上，相对分子质量大的聚合物溶液，其阻力因数绝对值也较大.

由图4可知，经过后续水驱，前端残余阻力因数为93.63，油藏深部残余阻力因数为39.4，在油藏深部具有很强的降低渗透率能力.B4在入口端残余阻力因数为50.01，在油藏深部降至3.56，说明滞留聚合物溶液B4的大部分在端面上，而HJ受剪切之后分布较均匀.

2.2.2 黏度

在聚合物驱矿场试验中，聚合物溶液的注入量为0.25～0.5PV.在注聚合物溶液过程中，注入井附近聚合物溶液的通过量远大于油藏深部的通过量，用整体PV数无法衡量近井和远井地带的聚合物溶液通过量，应该将整体PV数转换为局部PV数.在室内实验条件下，将长L1岩心A折算到长L2岩心B某一位置处（L1＜L2），假设岩心B的PV数（相对岩心B的孔隙体积）为b，则认为相同时间内通过岩心A的PV数（相对岩心A的孔隙体积）为（L2／L1）b，此时岩心A的采出液黏度即为岩心B相对位置为L2／L1处的黏度.

实验中将长度分别为10，40，60，80cm岩心分别折算到80cm岩心中的1／8，1／2，3／4和1处.以岩心1PV采出液黏度为例，同一时刻10，40，60，80cm的PV数（相对值）分别为8，2，4／3，1PV，以剪切率为7.34s－1时的黏度为例，同一时刻黏度保留率与相对距离曲线见图5.

由图5可知，对于相同质量浓度的HJ、B4和DH5，疏水缔合聚合物DH5具有较好的缔合作用和较强的抗剪切能力，在前端注入性差，易堵塞；进入油藏深部（20%～80%）后，较低质量浓度（大于临界质量浓度）的聚合物分子通过分子间缔合作用，其黏度保留率能达到0.713，而HJ和B4在油藏深部的黏度保留率分别为0.526和0.466，其黏度损失主要在近井地带.由80cm岩心出口端采出液黏度保留率可知，聚合物溶液渗流前端的黏度急剧下降是由于剪切、吸附滞留和地层水的稀释作用.

图5 黏度保留率在渗流方向上的分布

3 结论

（1）从压力梯度上升率和压力梯度平稳值对注入性进行评价时，注入阴离子聚丙烯酰胺HJ的压力梯度上升率最大值和压力梯度平衡值低于相同质量浓度的B4和DH5的值，因此HJ的注入性优于B4和DH5的.

（2）相同质量浓度的HJ的注入性较B4和DH5的要好，阻力因数、残余阻力因数和黏度保留率比DH5的要低，但比B4的要高，并且分布均匀.

（3）在聚合物驱应用中，制定聚合物驱施工方案需兼顾注入性和调剖特性，只有在保证注入能力良好前提下，才能在油藏深部具有较高的提高采收率能力.

［1］ 卢祥国，高振环.聚合物分子量与岩心渗透率配伍性［J］.油田化学，1996，13（1）：72－75.

［2］ 王志华，李景岩.不同程度水洗油层聚合物驱适应性室内实验研究［J］.油田化学，2008，25（4）：352－355.

［3］ 周长静，李华斌，陈中华.缔合聚合物溶液注入性影响因素［J］.新疆石油地质，2006，27（3）：338－341.

［4］ 许家峰，程林松，李春涛，等.普通稠油超高分子聚合物驱适应性评价［J］.石油钻采工艺，2007，29（3）：63－66.

［5］ 叶仲斌，李晓南，施雷庭，等.疏水缔合聚合物溶液的渗流特性［J］.油气地质与采收率，2008，15（3）：63－65.

［6］ 何春百，张贤松，周薇，等.适用于高渗稠油的缔合型聚合物驱室内效果评价［J］.油田化学，2011，28（2）：145－147.

［7］ 吕晓华，肖磊，昌润珍，等.双河油田耐温聚合物筛选及性能评价［J］.精细石油化工进展，2011，12（7）：1－4.

［8］ 王德民.强化采油方面的一些新进展［J］.大庆石油学院学报，2010，34（5）：19－26.

［9］ 杨付林，杨希志，王德民，等.高质量浓度聚合物驱油方法［J］.大庆石油学院学报，2003，27（4）：24－26.

［10］ 杨希志，李君，杨付林.高质量浓度聚合物溶液注入压力的降压效果［J］.大庆石油学院学报，2005，29（6）：31－33.

［11］ 张继风.疏水缔合聚合物溶液在多孔介质中的注入性能［J］.石油地质与工程，2010，24（5）：118－120.

［12］ 张立娟，岳湘安，王楠.大庆中低渗油层聚合物溶液注入性和驱油性能分析［J］.油田化学，2008，25（3）：235－240.

［13］ 尤源，岳湘安，韩树柏，等.油藏多孔介质中泡沫体系的阻力特性评价及应用［J］.中国石油大学学报：自然科学版，2010，34（5）：94－98.

［14］ 王德民.大庆油田“三元”“二元”“一元”驱油研究［J］.大庆石油地质与开发，2003，22（3）：1－9.

［15］ 闫文华，赵玉双，赫英明，等.剪切聚合物对阻力因数和残余阻力因数的影响［J］.大庆石油学院学报，2007，31（3）：139－141.

［16］ 舒成强，李华斌，周长静，等.疏水缔合聚合物的阻力系数和残余阻力系数及驱油效率研究［J］.海洋石油，2005，25（3）：58－60.

［17］ 张晓华.阻力系数对聚合物驱油效果的影响［J］.特种油气藏，2011，18（3）：81－83.

［18］ 舒政，汤思斯，叶仲斌，等.分子间缔合作用对缔合聚合物溶液阻力系数与残余阻力系数的影响［J］.油气地质与采收率，2011，18（6）：63－66.

［19］ 岳湘安，王尤富，王克亮.提高石油采收率基础［M］.北京：石油工业出版社，2007.

Adaptability evaluation of HPAM and hydrophobic associating polymer solution in the seventh region of Gudong oilfield／2012，36（4）：41－44

WU Zhi－wei1，2，YUE Xiang＇an1，2，YU Yue1，2，ZHANG Li－juan1，2，WEI Hao－guang3
（1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum（Beijing），Beijing102249，China；2.Petroleum Engineering Faculty，China University of Petroleum（Beijing），Beijing102249，China；3.SINOPEC Research Institute of Petroleum Engineering，Beijing100101，China）

In order to solve the contradictions between the rheological behavior of polymer solution and its injectivity，the polymer is selected to suitthe reservoir conditions of strong heterogeneity and unconsolidated reservoir structure，and flow experiments are carried outin the cores with differentlengths.The pressure of differentlocations in the same core are measured，and evaluation method of polymer injectivity is established，and the injectivity of HPAM and hydrophobic associating polymer solution are evaluated；the produced fluid is taken outfrom outletend of differentcores to study distribution characteristics of polymer solution＇s resistance coefficient，residual resistance factor and viscosity in near wellbore area and deep reservoir.The experimental results show that，the rising rate of pressure gradientof injecting polymer HJ is 16.37MPa·m－1·PV－1，and the stable value of pressure gradientis 5.68MPa· m－1，both of them are less than the values of polymer DH5and B4with the same concentration.From the ability to improve the sweep efficiency and rheological behavior of polymer solution，the resistance coefficient，residual resistance factor and viscosity reserve rate of polymer DH5is respectively 283.86、39.4and 0.713，which are much larger than the values of polymer B4and HJ with the same concentration.The evaluation resultof polymer injectivity and distribution characteristics of rheological behavior shows thatpolymer HJ whose concentration is 1.8g／L is better than polymer DH5and B4with the same concentration.

polymer flooding；injectivity；resistance coefficient；residual resistance factor；viscosity reserve rate

book=4,ebook=152

TE357

A

2095－4107（2012）04－0041－04

2012－05－29；编辑：关开澄

国家自然科学青年基金项目（50804051）；国家科技重大专项（2011ZX05009－004）

吴志伟（1987－），男，博士研究生，主要从事提高采收率与采油化学方面的研究.