中低滲油藏pH敏感聚合物深部調驅技術

張 磊，張貴才，葛際江，蔣 平，裴海華

(中國石油大學，山東 青島 266580)

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中低滲油藏pH敏感聚合物深部調驅技術

張 磊，張貴才，葛際江，蔣 平，裴海華

(中國石油大學，山東 青島 266580)

針對中低滲儲層常規(guī)聚合物注入困難的問題，采用物理模擬的方法研究了pH敏感聚合物的注入性能、封堵性能和調驅效果。結果表明：聚合物在酸性條件下黏度很低，隨pH值上升黏度顯著提高；阻力系數和殘余阻力系數與注入溶液pH值、巖心滲透率和注入速度有關，pH值減小，阻力系數大幅降低而殘余阻力系數變化較小，滲透率減小、注入速度降低，阻力系數和殘余阻力系數均增大；殘余阻力系數受關井時間影響，隨時間延長殘余阻力系數上升，當時間超過48 h后則基本不變；雙巖心滲透率級差為2.6～9.5時，注入調驅液后吸水剖面得到有效調整，低滲巖心剩余油動用率顯著提高，總體采收率增值超過20個百分點。該研究對中低滲砂巖油藏深部調驅技術的實踐具有一定指導意義。

提高采收率；深部調驅；物理模擬；聚合物；pH敏感性

0 引 言

油田開發(fā)過程中，長期的注入水沖刷加劇了儲層非均質性，使中后期開發(fā)階段出現嚴重的水竄現象，大幅降低了開發(fā)效果[1]。注入聚合物或交聯聚合物可有效調整吸水剖面，改善波及系數，提高原油采收率[2-3]。當儲層滲透率較低時，常規(guī)聚合物的注入需要較高的泵注壓力，注入難度大，且高黏聚合物溶液難以進入地層深部，易造成近井堵塞[4]。近幾年，國外一些學者[5-10]提出將pH敏感性聚合物用于深部調驅，并開展了相關實驗研究和數值模擬[6-8，11]。pH敏感聚合物分子鏈上帶有大量-COOH，酸性條件下不帶電荷，分子處于蜷曲狀態(tài)，溶液黏度低，注入性能好。進入地層深部后，溶液中H+逐漸消耗，聚合物鏈上的-COOH被中和為-COO-，帶電量增加，靜電斥力增大，使聚合物分子伸展、膨脹，溶液黏度顯著提高，從而起到深部調驅的作用[12-13]。選取了一種應用廣泛、價格低廉的丙烯酸類共聚物作為研究對象，對其流變特征進行了測定，并利用中低滲天然砂巖巖心進行了注入性能和封堵性能的研究，最后評價了該調驅劑提高采收率的效果。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

實驗藥品包括：丙烯酸類共聚物，相對分子質量為8×106；氫氧化鈉、鹽酸，分析純，西隴化工生產；氯化鈉、氯化鈣，分析純，國藥集團生產；去離子水。

實驗用原油密度為0.86 g/cm3，60 ℃下黏度為4.83 mPa·s；模擬地層水為0.5%NaCl溶液(以下簡稱地層水)；巖心為中滲和低滲天然砂巖巖心，北京潤澤公司提供。

1.2 實驗儀器

實驗儀器包括：FE20型精密pH計，瑞士Mettler生產；LVDV-II型黏度儀，美國Brookfield生產；高溫高壓巖心驅替裝置，江蘇海科儀生產；循環(huán)水浴、電動攪拌器、循環(huán)水真空泵等。

1.3 實驗方法

(1) 流變性測定。測定聚合物溶液黏度與pH值的對應關系。pH調節(jié)劑為5%HCl溶液和5%NaOH溶液。

(2) 注入性能和封堵性能測定。分別采用阻力系數和殘余阻力系數來描述聚合物溶液的注入性能和封堵性能，實驗溫度為60 ℃。具體步驟為：①巖心抽真空飽和地層水；②注入地層水直至壓力穩(wěn)定，記錄平衡壓力；③注入0.5倍孔隙體積聚合物溶液，并記錄終點瞬時壓力，然后關閉巖心夾持器兩端閥門模擬關井過程；④關井一定時間后打開夾持器兩端閥門，注入地層水直至壓力穩(wěn)定，記錄平衡壓力；⑤計算阻力系數和殘余阻力系數。

(3) 調驅性能測定。用平行雙巖心實驗測定聚合物調驅提高采收率的效果，實驗溫度為60 ℃。具體步驟為：①巖心抽真空飽和地層水；②巖心分別飽和原油；③并聯巖心水驅至采出液含水率為98%；④注入0.5倍孔隙體積聚合物溶液并關閉巖心夾持器兩端閥門模擬關井過程；⑤關井一定時間后打開夾持器兩端閥門，再次水驅至含水率為98%；⑥計算采收率增值。

2 結果與分析

2.1 pH敏感聚合物的流變特征

用地層水配制0.6%聚合物溶液并調節(jié)pH值，在60 ℃下測定剪切速率為1、6、30、60、100s-1時的黏度，結果見圖1。由圖1可知，當溶液pH值為2～3時其黏度很低，這是因為聚合物鏈上的-COOH離子化程度低，帶電量少，基團間靜電斥力小，分子處于蜷曲狀態(tài)。pH值從3升至8的過程中，-COOH被中和為-COO-，基團間靜電斥力增大，分子逐漸舒展、膨脹，溶液黏度持續(xù)上升。pH值大于8后，-COOH完全轉化為-COO-，基團間靜電斥力達到最大，分子延展程度亦趨于最高，因此，溶液黏度不再升高，甚至略有下降。綜上可知，該聚合物表現出明顯的pH敏感性，低pH值下黏度低，便于其在中低滲巖心中的注入，高pH值下黏度高，便于其在巖心中產生封堵效果。

圖1 聚合物溶液黏度與pH值的關系

2.2 注入性能和封堵性能

用地層水配制質量濃度為0.6%的聚合物溶液，研究注入溶液pH值、關井時間、巖心滲透率、注入速度等因素對注入性能和封堵性能的影響。

2.2.1 pH值對注入性能和封堵性能的影響

測定不同pH值的聚合物溶液注入巖心時的阻力系數和殘余阻力系數，結果見表1。

表1 不同pH值條件下的阻力系數和殘余阻力系數

由表1可知，隨著聚合物溶液pH值的降低，其在巖心中注入時的阻力系數越來越小，但殘余阻力系數變化不大。注入溶液pH值為2.0、4.0、6.0時，其殘余阻力系數比注入溶液pH值為8.4時稍低，這可能是因為巖心中的礦物雖然會消耗掉注入溶液中的部分H+，但只能使注入的酸性溶液變?yōu)橹行远鵁o法達到堿性，即前三者的pH值可能只會上升到7左右，而始終小于8.4，溶液黏度無法達到最大值，也有可能是因為關井時間不夠長，溶液pH值還未升到最高。值得注意的是，當注入溶液的pH值從8.4降至2.0時，阻力系數降低了95%，而殘余阻力系數僅降低了17%。綜合上述結果分析認為，降低注入溶液的pH值能夠大幅度提升其注入性能，同時起到較好的封堵效果。

2.2.2 關井時間對注入性能和封堵性能的影響

改變聚合物溶液注入巖心后的關井時間，測定阻力系數和殘余阻力系數，結果見表2。

表2 不同關井時間條件下的阻力系數和殘余阻力系數

由表2可知，起初隨著關井時間的延長殘余阻力系數逐漸上升，當關井時間超過48 h后則基本不變。砂巖巖心中的H+與礦物之間的反應是一個比較緩慢的過程。當關井時間短時H+未被充分消耗，溶液pH值和黏度較低，因而后續(xù)水驅過程中殘余阻力較小。隨著關井時間的延長，溶液pH值和黏度逐漸增大，殘余阻力系數也隨之上升。當關井時間達到48 h時，H+被完全消耗，溶液pH值和黏度最高，殘余阻力系數達到最大。關井時間繼續(xù)延長時，聚合物溶液黏度并不能進一步升高，因此，殘余阻力系數不再變化。上述結果說明在使用pH敏感聚合物進行深部調驅時，需在地層中放置一定時間，使其黏度增大到一定值后再進行后續(xù)水驅，以達到更好的封堵效果，若放置時間不足則可能導致封堵效果較差。

2.2.3 滲透率對注入性能和封堵性能的影響

巖心滲透率不同時，阻力系數和殘余阻力系數測定結果見表3。

表3 不同巖心滲透率條件下的阻力系數和殘余阻力系數

由表3可知，滲透率對注入性能和封堵性能的影響較小。隨著巖心滲透率的降低，阻力系數和殘余阻力系數僅僅略微增大，這可能是因為巖心滲透率越低孔喉尺寸越小，一方面聚合物分子與孔喉空間的體積比增大，使機械捕集變得容易，另一方面孔道表面積增加，吸附量增大，二者造成聚合物在孔喉中的滯留量增加，提高了流體在多孔介質中的流動阻力。

2.2.4 注入速度對注入性能和封堵性能的影響

注入速度不同時，阻力系數和殘余阻力系數測定結果見表4。

表4 不同注入速度條件下的阻力系數和殘余阻力系數

由表4可知，隨著注入速度的提高，阻力系數和殘余阻力系數逐漸減小。這主要是兩方面原因造成：一是注入速度的上升相當于提高了剪切速率，使聚合物溶液黏度下降；二是隨著流速增加聚合物分子在孔喉中的吸附捕集量減小，降低了巖心中流體的流動阻力。因此，在注入聚合物溶液時需采用合適的注入速度，一方面使注入壓力不會過高，另一方面降低剪切作用對聚合物溶液黏度的影響，從而獲得較高的殘余阻力系數，獲得更好的封堵效果。

2.3 調驅效果

進行了3組不同滲透率級差(2.9、5.5、9.5)的平行雙巖心調驅實驗，聚合物濃度為0.6%(地層水配制)，pH值為2，注入速度為0.4 mL/min，關井時間為48 h，實驗結果見表5。

表5 不同滲透率級差條件下的調驅效果

由表5可知，在進行聚合物調驅前，每組雙巖心的整體水驅采收率為25.9%～34.4%，且每個巖心組中高滲巖心的水驅采收率較大，為39.4%～46.3%，而低滲巖心的水驅采收率則較小，為2.0%～18.5%。說明在水驅過程中，巖心的非均質性造成注入水在高滲巖心中竄進，使注入水難以進入低滲巖心并驅替其中的原油。此外，隨著滲透率級差的增大，低滲巖心的水驅采收率和雙巖心組的整體采收率均逐漸下降，當滲透率級差為9.5時，低滲巖心的水驅采收率僅為2.0%，雙巖心組的整體采收率僅為25.9%，以上結果說明巖心組的非均質性越強則水竄現象越嚴重，低滲巖心的原油動用率越低，從而導致巖心組的整體原油采出情況更差。

注入調驅液后，各雙巖心組的整體采收率均得到大幅度提高，采收率增值超過20個百分點，每個巖心組中高滲巖心的采收率增值約為15個百分點，低滲巖心的采收率增值則達到30個百分點以上。上述結果說明，使用pH敏感聚合物溶液進行調驅后，注入水在高滲巖心中的竄進現象被有效抑制，吸水剖面得到了明顯調整，低滲巖心中的波及情況變好，剩余油動用率顯著提高。值得注意的是，當雙巖心滲透率級差為5.5時，低滲巖心的采收率增值最高，達到43.7個百分點，而滲透率級差為2.6和9.5時，低滲巖心采收率增值則略有下降，分別為34.4、35.8個百分點。雙巖心組的整體采收率增值也有類似的規(guī)律，當滲透率級差為5.5時，整體采收率增值高達28.0個百分點，而當滲透率級差為2.6、9.5時，整體采收率增值分別為22.0、23.2個百分點。上述結果說明pH敏感聚合物的調驅效果對儲層滲透率級差具有一定依賴性，當滲透率級差適中時，調驅效果更加顯著。

3 結 論

(1) 丙烯酸類共聚物具有明顯的pH敏感性，在酸性條件下溶液黏度很低，隨著pH值上升溶液黏度顯著提高，pH值為8時黏度達到峰值，之后pH值繼續(xù)上升而黏度不再升高，甚至略有下降。

(2) 注入溶液pH值減小，阻力系數大幅降低而殘余阻力系數變化較小；滲透率減小、注入速度降低，阻力系數和殘余阻力系數均會增大；殘余阻力系數還受關井時間影響，隨關井時間延長殘余阻力系數逐漸上升，當關井時間超過48 h后則基本不變。

(3) 雙巖心滲透率級差為2.6～9.5時，注入調驅液后吸水剖面均得到有效調整，低滲巖心剩余油動用率顯著提高，整體采收率增值均大于20.0個百分點。調驅效果和儲層滲透率級差有一定相關性，在滲透率級差為5.5時采收率增值最高，達到28.0個百分點。

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編輯 王 昱

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.031

20150824；改回日期：20151115

國家自然科學基金“納米粒子與表面活性劑的協同效應對提高原油采收率的影響”(51474234)；山東省自然科學基金“具有邊界層和體相水流流動狀態(tài)調控作用的低滲透油藏降壓增注技術研究”(ZR2012EEM007)；山東省自然科學基金重點項目“氣溶性起泡劑的構建及其對氣驅調控作用研究”(ZR2014EZ002)；中國博士后科學基金“納米顆粒穩(wěn)定的乳化溶劑提高水驅稠油油藏采收率研究”(2014M551988)

張磊(1989-)，男，2012年畢業(yè)于中國石油大學(華東)石油工程專業(yè)，現為該校油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀博士研究生，研究方向為提高采收率和采油化學。

TE357

A

1006-6535(2016)01-0135-04