双河油田高温油藏低度交联聚合物体系性能研究

李洪生，唐金星，尤 越，闫永芳，朱益锋，余庆中



双河油田高温油藏低度交联聚合物体系性能研究

李洪生1，唐金星1，尤 越2，闫永芳1，朱益锋3，余庆中4

（1．中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000；2．中国石化河南油田分公司采油二厂；3．中国石化河南油田分公司采油一厂；4．中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院）

根据有机酚醛/聚合物交联体系的成胶反应机理，配制出低度交联聚合物体系（聚合物1 000~1 500 mg/L＋交联剂100~150 mg/L），模拟双河油田95 ℃高温油藏条件，实验研究了低度交联聚合物体系的成胶性能和长期热稳定性、注入性、流动成胶性能和驱油效果，结果表明，低度交联聚合物体系驱油效果明显，改善剖面作用和驱油效果均优于聚合物驱，能在一定程度上改善层状非均质油藏的吸水剖面，从而能够较大幅度提高层状非均质油藏的采收率。

双河油田；低度交联聚合物；成胶性能

聚合物驱油是一项有效提高采收率的技术，是河南油田三次采油的主要方法[1-2]。截至2016年12月，河南油田已投入聚合物驱19个区块，面积44.3 km2，动用地质储量5 023.5×104t。目前适合聚合物驱的80 ℃以下Ⅰ、Ⅱ类油藏储量基本上已动用。聚合物驱技术适应的油藏温度普遍小于80 ℃，80 ℃以上的Ⅲ类高温油藏靠现有的聚合物驱和复合驱技术无法动用。

低度交联聚合物驱油体系是在交联聚合物调剖基础上，通过控制交联反应程度，研制出的黏度适中、流动性好的驱油体系[3-5]，可为Ⅲ类高温油藏化学驱提高采收率提供技术支持的新型驱油剂[6-7]。本文模拟双河油田95 ℃高温油藏条件，系统评价了低度交联聚合物体系的成胶性能和长期热稳定性，优化了低度交联聚合物体系配方，研究了体系的注入性、地下成胶性能、流动性和驱油效果。

1 实验条件

实验条件包括：①交联剂：河南油田研制并生产的有机醛交联剂，有效含量15%；②聚合物：部分水解聚丙烯酰胺聚合物1 630 s，分子量1 965×104，水解度19.5％，固含量89.5％；③实验用水：清水、陈化污水和新鲜污水，水质组成见表1；④温度：油藏温度95 ℃。

表1　江河污水和清水组成成分 mg/L

2 低度交联聚合物体系优化配方

2.1 低度交联聚合物体系的交联反应特征

交联聚合物体系中的聚合物浓度和交联剂浓度是决定体系成胶性能和成胶后结构状态的关键因素[8-9]。交联聚合物体系的黏度主要取决于聚合物的浓度，交联反应速度主要取决于交联剂浓度，表征体系交联反应程度的聚交比（聚合物浓度：交联剂浓度）则影响所形成凝胶的结构形态[10-12]。

从交联聚合物体系的黏度变化曲线（图1）特征看出，低浓度微凝胶体系（聚合物400 mg/L＋交联剂250 mg/L，聚交比1.6）的成胶反应过程分为三个阶段：诱导期、成胶突变期和稳定期[13-14]。

低度交联体系（聚合物1 000 mg/L＋交联剂100 mg/L）的聚交比高达10，成胶时间长（5~10 d），没有出现成胶突变，交联反应终止在诱导期，HPAM（阴离子型聚丙烯酰胺）聚合物与交联剂反应生成HPAM的二聚体等小尺寸胶团，形成低度交联体系。低度交联体系的交联反应程度低，交联点密度低，单个HPAM分子链上的反应交联点密度低，形成与HPAM聚合物类似的无规线团结构，生成小尺寸胶团，成胶黏度适中，与聚合物溶液黏度相比有所上升，流动性得到明显改善，有流度控制和驱油作用。

图1 低度交联聚合物体系与中度交联体系的交联反应特征

2.2 低度交联聚合物体系配方优化

油田新鲜污水配制的低度交联聚合物体系的优化配方为聚合物1000~1 500 mg/L＋交联剂100~150 mg/L。聚交比6.7~15，成胶时间5~15 d成胶黏度最高可达68 mPa·s，在95 ℃高温条件下老化180 d，成胶黏度保持在28~55 mPa·s，低度交联体系的成胶黏度适中，在95 ℃高温下长期热稳定性好。体系配方的交联剂浓度应控制为小于200 mg/L，阻止体系发生成胶突变。

3 低度交联聚合物体系的渗流特性和流动成胶性能

3.1 低度交联聚合物体系的注入性

相同配方低度交联聚合物体系在不同渗透率岩心里的注入压力变化曲线如图2所示，不同配方低度交联特性在渗透率相近岩心里的注入压力变化曲线见图3。

从图2所示的注入压力变化曲线看出，低度交联聚合物体系的注入压力缓慢上升，注入1.5~2 PV趋于平稳，表明低度交联体系与聚合物溶液在岩石多孔介质中的流动阻力和渗流特征相似。岩心渗透率越高，注入压力变化越平缓；注入压力越低，注入性越好；随着岩石渗透率降低，注入压力升高，注入性变差；当岩石渗透率低于0.300 μm2时，低度交联聚合物体系的注入压力明显升高，如在0.279 μm2的低渗透岩心里，注入压力急剧升高，虽然注入2 PV后压力趋于平缓，但比在0.576 μm2岩心的注入压力高2倍以上。实验结果表明，低度交联体系在油层平均渗透率（0.600 μm2）以上的中、高渗透层段注入性好，但在低渗透（0.3 μm2）油层的注入性差。

图2　低度交联体系在不同渗透率岩心里的注入压力随注入孔隙体积倍数变化

图3　不同配方低度交联体系在相同渗透率岩心里的注入压力变化

图3的注入压力变化曲线表明：在渗透率相近的岩心里，体系配方中交联剂浓度（120 mg/L）一定时，聚合物浓度越高（聚合物800上升到1 500 mg/L），注入压力越高，流动阻力越大；聚交比越大，注入压力变化越易趋于平缓；体系配方中聚合物浓度（1 200 mg/L）一定时，交联剂浓度提高（100上升到150 mg/L），注入压力变化趋势和上升幅度都比较相近，说明在优化的低度交联体系配方范围内，交联剂浓度对低度交联体系的注入性和流动性影响不大。

3.2 低度交联体系与聚合物溶液、低浓度微凝胶体系注入性的差别

3.2.1 低度交联体系与聚合物溶液的注入性相似

从图2和图3所示低度交联聚合物体系的注入压力变化曲线看出，低度交联聚合物体系和聚合物溶液的注入压力曲线变化特征相似，注入压力缓慢上升，注入1.5~2.0 PV，注入压力趋于平稳，然后保持稳定。表明低度交联体系与聚合物溶液在岩石多孔介质中渗流特征相似，但低度交联体系在多孔介质中的流动阻力更大。

3.2.2 低度交联体系的注入性和流动性优于低浓度微凝胶体系

低浓度微凝胶体系（聚合物400 mg/L＋交联剂250 mg/L）在大于0.6 μm2的中、高渗透油层里注入性和流动性较好，注入2~3 PV后注入压力趋于平缓（图4），但在低于0.6 μm2的中低渗透油层里注入性差；微凝胶体系的配方浓度越高，在多孔介质里的注入性和流动性越差。

图4 低浓度微凝胶体系（聚合物400~600 mg/L +交联剂250~300 mg/L）的注入压力变化

对比图2、图3与图4的注入压力变化曲线特征，可见低度交联体系的注入性比低浓度微凝胶体系好，说明低度交联聚合物体系的注入性和流动性得到了明显改善。

3.3 低度交联聚合物体系的流动成胶特征

常规天然岩心、Berea岩心或人工胶结岩心的标准几何尺寸小，一般直径为2.5 cm，长度仅8~10 cm，不能满足模拟评价交联聚合物体系流动成胶性能评价的要求。

在调研国内外可动凝胶和胶态分散凝胶体系的岩心流动实验研究方法基础上，自行设计研制了全自动长岩心模拟流动实验模型，建立了交联聚合物体系模拟流动成胶实验流程装置。长岩心模型内径3.8 cm，长度150~300 cm，沿流动方向设置5~6个测压孔或取样口，可连续监测交联聚合物驱过程中的压力变化和地下黏度变化。长岩心流动实验模型耐温120 ℃，耐压25 MPa。长岩心填砂模型的基础参数见表2。

表2　聚合物驱、交联聚合物驱长岩心的几何尺寸和物性参数

3.3.1 低度交联聚合物体系的流动成胶特征

低度交联聚合物溶液（配方HPAM 1 200 mg/L＋交联剂100~150 mg/L）在长岩心里各测压点的压力变化特征如图5所示。5个测压点的压力都明显同步升高，表明低度交联体系具有良好的流动性。

在后续水驱阶段初期，低度交联体系的注入压力继续升高，特别是长岩心后端第5、6个测压点的压力明显升高，然后保持平稳。表明低度交联聚合物体系能在长岩心流动过程中产生交联作用，形成凝胶结构，而且低度交联体系能够运移到长岩心中后端，在多孔介质中的流动性良好，并在长岩心内部产生较大的剩余流动阻力。

3.3.2 低度交联体系与聚合物溶液流动特征对比

对比图5与图6的注入压力变化曲线特征可以看出：低度交联聚合物体系（聚合物 1 200 mg/L＋交联剂100~150 mg/L）与相同浓度聚合物溶液（聚合物 1 200 mg/L）在长岩心里的注入压力变化比较相似，但在后续水驱阶段产生的残余流动阻力更大。

图5　低度交联聚合物溶液的注入压力随注入孔隙体积的变化

图6 聚合物溶液注入压力随注入孔隙体积的变化曲线

4 低度交联聚合物体系的驱油效果

在渗透率级差为2.4~4.8的并联岩心模型上，进行了聚合物驱油实验和不同配方、不同段塞尺寸（0.2~0.5 PV）低度交联聚合物驱油实验。

4.1 水驱采收率

水驱油实验结果表明，并联岩心的水驱采收率为48.8％~59.8％，其中，高渗透岩心的水驱采收率高达52.4％~68.5％，明显高于低渗透岩心的水驱采收率（36.4％~57.3％）。说明水驱油阶段主要动用的是中、高渗透层段，水驱后提高采收率的潜力应该在中、低渗透层段。

4.2 低度交联聚合物的驱油效果

实验结果显示，在渗透率级差为2.4~4.9的并联岩心上，0.2~0.5 PV不同配方低度交联聚合物驱比水驱采收率提高12.9％~20.6％，其中，高渗透岩心提高采收率10.7％~19.3％，低渗透岩心提高采收率9.7％~26.6％。而在渗透率级差为4.6的并联岩心上，0.5 PV聚合物驱仅比水驱采收率提高7.3％，其中，高渗透率岩心提高采收率10.1％，而低渗透率岩心仅提高采收率4.4％。

低度交联聚合物驱改善层状非均质油藏的吸水剖面的能力比聚合物驱强，不仅明显提高了高渗透层段的采收率，而且显著提高了低渗透层段的采收率。聚合物驱只在注聚阶段具有一定的调剖分流效果，后续注入水快速突破聚合物段塞，导致聚合物驱很快失效，是层状非均质油藏中聚合物驱油效果比低度交联聚合物驱差的主要原因。

5 结论

（1）模拟油藏条件优化了低度交联聚合物体系配方（聚合物1 000~1 500 mg/L＋交联剂100~150 mg/L），在95 ℃高温下老化180 d后，成胶黏度保持在25~55 mPa·s，长期热稳定性好。

（2）低度交联聚合物体系的注入性和流动性与聚合物溶液相似，在中、高渗透岩心（≥0.6 μm2）注入性良好；低度交联体系的注入性和流动性优于低浓度微凝胶体系。

（3）低度交联聚合物体系通过中高渗透率（0.69~0.86 μm2）长岩心流动过程中能够成胶，成胶后具有良好的流动性；后续水驱阶段低度交联体系在长岩心内部的剩余流动阻力高于聚合物。

（4）低度交联聚合物体系驱油效果明显，改善剖面作用和驱油效果均优于聚合物驱，能在一定程度上改善层状非均质油藏的吸水剖面，从而能够较大幅度提高层状非均质油藏的采收率。

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编辑：赵川喜

2017–09–26

李洪生，高级工程师，1976年生，1999年毕业于成都理工学院油藏工程专业，2009年硕士毕业于中国地质大学（武汉）石油与天然气工程专业，现从事油气藏开发工作。

中国石油化工股份有限公司“十条龙”重点科技攻关项目“耐温抗盐低浓度交联聚合物驱油技术研究”（P04056）。

1673–8217（2018）04–0087–05

P631.4

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