新型疏水型聚合物體系液流轉向性能實驗評價

Rogachev Mikhail,Kondrashev Artem

（National Mineral Resources University (University of Mines)）

新型疏水型聚合物體系液流轉向性能實驗評價

Rogachev Mikhail,Kondrashev Artem

（National Mineral Resources University (University of Mines)）

針對新型疏水型聚合物體系GPS-1進行了低滲透非均質油藏驅替實驗，分析其液流轉向性能。采用均質巖心、非均質飽和油巖心和非均質飽和水巖心進行了3組共9個驅替實驗，結果表明：與原始聚合物溶液相比，GPS-1溶液在注入性和抑水能力方面均有顯著提高，注入壓力梯度約降低一半，隔水屏障破壞時水相壓力梯度及殘余阻力系數均大幅增加；GPS-1溶液能夠形成高強度隔水屏障，提高非均質油層的水驅油效率；GPS-1結合氯化鈣溶液段塞式注入能強化隔水性能，顯著提高驅油效率；GPS-1具有強選擇性封堵能力，不僅能在飽和水層位中形成隔水屏障，有效封堵高滲層位，還能使大量注入水流入水驅目的層位，改善注水開發(fā)效果。圖5表3參20

疏水型聚合物體系；驅替實驗；液流轉向性能；水驅油效率

0 引言

由于優(yōu)質儲集層中低黏度原油儲量逐漸枯竭，西西伯利亞地區(qū)原油品質不斷下降。該地區(qū)現(xiàn)有主力油田均已進入開發(fā)中后期，含水高、油井產量低。為了達到原油穩(wěn)產和增產的目的，復雜構造低滲透非均質油藏不斷投入開發(fā)，開發(fā)過程中出現(xiàn)層內注入水易突破、油井過早水淹和原油采收率低等問題。因此，儲集層內液流轉向技術的研究已成為低滲透非均質油藏開發(fā)中最關鍵的問題[1-5]。

液流轉向技術是降低含水和維持原油穩(wěn)產的有效方法之一，該技術的應用可使注入水流動至未波及區(qū)域從而提高波及系數。許多學者對液流轉向技術進行了大量研究，該技術也被石油公司有效應用。液流轉向技術的應用效果很大程度上取決于所選用的堵水材料，目前所用堵水材料存在注入性差、油藏條件下不穩(wěn)定、有毒性和成本高等缺點[4-9]。

本文應用研制的疏水型聚合物體系GPS-1開展液流轉向室內滲流物理模擬實驗。GPS-1體系為堿水解聚丙烯腈（質量濃度為3%～10%）和非離子表面活性劑NG-1（質量濃度為1%）的混合物，其中非離子表面活性劑為不飽和脂肪酸與胺的反應產物及其衍生物。高分子化合物和非離子表面活性劑不僅具有較大范圍的結構和力學性能區(qū)間，還可通過改變聚電解質作用強度對其進行調整[10]。

流變學領域的研究表明非離子表面活性劑能夠降低臨界剪切應力[11]，從而提高聚合物組分在多孔介質中的滲透性。非離子表面活性劑對多孔介質和流體系

統(tǒng)具有多重作用，不僅能改變固相的潤濕性還能改變孔隙內流體的性質，進一步降低臨界剪切應力。通過控制高分子聚電解質和非離子表面活性劑系統(tǒng)中高分子聚電解質的作用強度，可以達到降低臨界剪切應力的目的，其中非離子表面活性劑是聚合物陰離子側基相互作用的調節(jié)劑。基于這些認識，本文通過開展?jié)B流物理模擬實驗研究低滲透非均質油藏的液流轉向技術。

1 實驗樣品及裝置

1.1 實驗樣品

分別采用原始聚合物溶液和疏水型聚合物體系GPS-1進行對比實驗。原始聚合物溶液由水和堿水解聚丙烯腈組成。實驗所用脫氣原油樣品（黏度1.17 mPa·s，密度0.78 g/cm3）取自Priobskoye油田。實驗采用兩種不同礦化度地層水樣品（均為合成鹽水），氯化鈣濃度分別為0.613 g/L和32.974 g/L，密度分別為1.014 6 g/cm3和1.146 2 g/cm3。由于鈣離子會導致聚合物溶液發(fā)生膠凝，因此產出水中鈣離子含量與凝膠層的強度直接相關。表1為地層水樣品的離子組成。實驗中所用巖心樣品均為取自Priobskoye油田的天然巖心樣品。

表1 地層水樣品離子組成

1.2 實驗裝置

①滲流物理模擬實驗裝置。滲流物理模擬實驗采用美國Coretest Systems Corporation公司制造的自動化室內地層損傷評價系統(tǒng)，并參照標準滲流物理模擬實驗方法[12-20]。

②液壓儲壓器。液壓儲壓器用于為多孔介質提供高壓注入流體。蒸餾水由注射泵流入液壓儲壓器底部從而推動活塞上行壓縮流體。

③巖心夾持器。巖心夾持器由防腐不銹鋼材料（哈斯特洛伊耐蝕鎳基合金）制造，夾持器直徑5 cm，長度15 cm。非均質地層模擬實驗中，通過將兩個巖心夾持器并聯(lián)來模擬滲透率不同的非均質地層。

④恒溫系統(tǒng)。巖心夾持器置于恒溫箱中，實驗溫度可在室溫到150 ℃進行調整。

⑤壓差計。壓差計用于測試實驗過程中巖心樣品沿程壓降。

2 實驗方法

滲流物理模擬實驗劃分為3組共9個實驗，包括均質巖心實驗（實驗編號1—4）、飽和油非均質巖心實驗（實驗編號5—8）和飽和水非均質巖心實驗（實驗編號9）。實驗溫度和壓力參考Priobskoye油田（與西西伯利亞地區(qū)大多數油田具有相同的地層溫度、壓力條件）實際油藏溫度和壓力。實驗溫度80 ℃，圍壓75 MPa，油藏壓力30 MPa，流體注入速度0.5 cm3/min。

2.1 巖心樣品制備

實驗均采用Priobskoye油田天然巖心，使用醇-苯混合溶劑經離心法洗油。采用自動孔滲測試儀AP-608測定巖心樣品氣測（氮氣）孔隙度和氣測滲透率。對巖心抽真空飽和油和水。

2.2 滲流物理模擬實驗

2.2.1 均質巖心

實驗1：采用原始聚合物溶液對飽和水巖心樣品進行驅替實驗，以確定其注入性和抑水性。

實驗2：采用GPS-1溶液對飽和水巖心樣品進行驅替實驗，以確定其注入性和抑水性。

實驗3：采用段塞注入方式對飽和水巖心樣品進行驅替實驗，以確定GPS-1的抑水性，段塞注入順序為：0.3倍孔隙體積的氯化鈣溶液段塞，0.4倍孔隙體積的GPS-1溶液段塞，0.3倍孔隙體積的氯化鈣溶液段塞。

實驗4：采用GPS-1溶液對飽和油巖心樣品進行驅替實驗，以確定其對油、水的選擇性封堵性能。

實驗1—4實驗步驟如下：①對巖心樣品抽真空飽和水。②將巖心樣品置于巖心夾持器中并置于模擬油藏溫度和壓力環(huán)境中。③對巖心進行水驅至注入壓力梯度穩(wěn)定，在水相壓力梯度穩(wěn)定之前測試巖心樣品的初始水相滲透率。對于實驗4，用原油驅替飽和水巖心，直至產出端不再有水產出，得到飽和原油巖心樣品，實驗中共注入2倍孔隙體積的原油。④應用1倍孔隙體積的聚合物溶液或GPS-1溶液（實驗3采用段塞式注入）對巖心樣品進行驅替。⑤對巖心繼續(xù)進行水驅至注入壓力梯度穩(wěn)定，驅替結束后，保持整個系統(tǒng)在給定溫度和壓力條件下靜置24 h。⑥靜置后測試巖心樣品最終水相滲透率。

驅替實驗采取定流量變壓差的模式，壓差是實驗主要控制參數。

2.2.2 非均質飽和油巖心

實驗5—8用于確定GPS-1溶液在非均質儲集層中

的液流轉向效果。

實驗5：非均質飽和油巖心GPS-1驅替與低礦化度地層水（CaCl2含量較低）驅替對比實驗。

實驗6：非均質飽和油巖心GPS-1驅替與高礦化度地層水（CaCl2含量較高）驅替對比實驗。

實驗7：非均質飽和油巖心GPS-1段塞驅替與低礦化度地層水驅替對比實驗，段塞注入順序為：0.3倍孔隙體積的CaCl2溶液，0.4倍孔隙體積的GPS-1溶液，0.3倍孔隙體積的CaCl2溶液。

實驗8：非均質飽和油巖心GPS-1段塞驅替與高礦化度地層水驅替對比實驗，段塞注入順序與實驗7相同。

實驗5—8實驗步驟如下：①將地層水樣品以0.5 cm3/min的恒定速度注入非均質飽和油巖心，直至產出流體全部為水相，確定巖心的原始驅油效率；②將GPS-1溶液以0.5 cm3/min的恒定速度注入水驅后的巖心中（實驗5和實驗6注入0.3倍孔隙體積的GPS-1溶液，實驗7和實驗8中GPS-1溶液為段塞式注入），然后將巖心在給定溫度和壓力條件下靜置24 h；③繼續(xù)對巖心進行后續(xù)水驅直至獲得穩(wěn)定的驅油效率。

2.2.3 非均質飽和水巖心

實驗9：采用非均質飽和水巖心進行驅替實驗，以確定地層非均質性對GPS-1抑水性能的影響，及GPS-1對注入井注入剖面的影響。

實驗9實驗步驟如下：①對非均質飽和水巖心在恒定壓差138 kPa（20 psi）下進行水驅至注入壓力穩(wěn)定，確定水相滲透率和注入水選擇系數。注入水選擇系數為流入高滲層注入水體積與注入水總體積的比值。②將0.3倍孔隙體積的CaCl2溶液注入非均質飽和水巖心，然后注入0.4倍孔隙體積的GPS-1溶液，最后注入0.3倍孔隙體積的CaCl2溶液。注入結束后將模型靜置24 h。③繼續(xù)對巖心進行后續(xù)水驅，確定壓力梯度及高滲層、低滲層滲透率。以6.89 kPa（1 psi）為步長逐漸增加壓差，每個壓差保持時間不低于1 min。

3 實驗結果及討論

3.1 均質巖心樣品實驗結果及討論

表2、圖1—圖4為實驗1—4的實驗結果?？梢姡c原始聚合物溶液相比，GPS-1溶液在注入性、抑水性和對油水的選擇性封堵性能方面均有顯著改進。

表2 實驗1—4實驗結果

實驗1、2結果（見表2、圖1、圖2）表明：由于加入非離子表面活性劑，GPS-1溶液注入壓力梯度明顯降低，由原始聚合物溶液的282.6 MPa/m降至GPS-1溶液的139.4 MPa/m。非離子表面活性劑還顯著提高了殘余阻力系數，這主要是由于含非離子表面活性劑的GPS-1溶液與原始聚合物溶液相比能夠運移至多孔介質更深的部位，且分布更為均勻，因而提高了對大孔道的封堵效率。加入非離子表面活性劑后，隔水屏障破壞時水相壓力梯度上升至166.1 MPa/m，是使用原始聚合物溶液時隔水屏障破壞時水相壓力梯度（52.4MPa/m）的3倍左右，說明GPS-1能夠形成強度更高的隔水屏障。

圖1 實驗1中注入壓力梯度隨注入孔隙體積的變化曲線

圖2 實驗2中注入壓力梯度隨注入孔隙體積的變化曲線

實驗3結果（見表2、圖3）表明：氯化鈣溶液段塞的注入提高了GPS-1溶液的抑水性能，巖心樣品內隔水屏障破壞時的水相壓力梯度由166.1 MPa/m上升至291.7 MPa/m，殘余阻力系數也大幅提高。

圖3 實驗3中注入壓力梯度隨注入孔隙體積的變化曲線

實驗4結果（見表2、圖4）表明：注入GPS-1溶液后，飽和油巖心樣品隔水屏障破壞時水相壓力梯度為20.1 MPa/m，與飽和水巖心樣品隔水屏障破壞時水相壓力梯度（166.1 MPa/m）相比降低了88%。這說明GPS-1溶液對飽和水巖心具有更好的封堵效果，具有良好的油、水選擇性封堵性能。這是由于GPS-1基于水相配制，其有效滲透率與水相滲透率相當，則其能夠直接滲入水流通道，即注入水流向生產井的通道。

圖4 實驗4中注入壓力梯度隨注入孔隙體積的變化曲線

3.2 非均質飽和油巖心實驗結果及討論

實驗5—8的實驗結果（見表3）表明：在注入GPS-1溶液之前各實驗的水驅油效率基本相當（41%～48%），注入GPS-1溶液之后驅油效率均有不同幅度增加。4個實驗中聚合物的注入均顯著降低了高滲層位水相的流動能力并提高了低滲層位水相的流動能力，表明聚合物的注入調控了非均質巖心中的流體流動。實驗結果證實，高滲透區(qū)域水相流度降低有利于水驅前緣的均勻推進，從而最終提高了低滲透區(qū)域的原油采收率。不同注入方式、不同礦化度前置水驅條件下的對比實驗表明，即使在高礦化度地層水條件下，只注入GPS-1溶液時的驅油效率提高幅度（實驗6，14%）也遠低于有氯化鈣溶液段塞時的驅油效率提高幅度（33%），說明氯化鈣溶液段塞的注入有助于提高GPS-1溶液的驅油效率。

表3 實驗5—8實驗結果

3.3 非均質飽和水巖心實驗結果及討論

根據實驗9（高、低滲層原始水相滲透率分別為191× 10?3μm2、32×10?3μm2）結果計算可得，注入GPS-1溶液之前注入水選擇系數為86%，即注入水的86%進入高滲層位，流入低滲層位的水占注水總量的比例僅為14%。

注入GPS-1溶液之后，在高滲層位中形成了強隔水屏障，使注入水轉向流入低滲層位中。即使高滲層位中的隔水屏障部分受損，仍有高達87%的注入水流入低滲層位中（見圖5）。因此，GPS-1的選擇性封堵不僅表現(xiàn)為在飽和水層位中形成隔水屏障，還能夠使注入水大量流入高產層位，提高水驅開發(fā)效果。

圖5 注入GPS-1后高滲層、低滲層水相滲透率及注入水選擇系數與注入壓力梯度的關系曲線

4 結論

基于Priobskoye油田均質巖心、非均質飽和油巖心和非均質飽和水巖心，開展疏水型聚合物體系GPS-1液流轉向性能室內滲流物理模擬實驗。GPS-1溶液能夠在儲集層多孔介質中形成高強度隔水屏障，抑水性能好，且加入氯化鈣溶液段塞能強化抑水性能；GPS-1結合氯化鈣溶液段塞的注入能夠顯著提高非均質油層的水驅油效率；GPS-1具有強選擇性封堵能力，能夠在飽和水層位建立隔水屏障，有效封堵高滲層位，使大部分注入水流入水驅目的層位，從而調整注水井的吸水剖面，提高原油采收率。

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（編輯 胡葦瑋）

Experiments of fluid diversion ability of a new waterproofing polymer solution

Rogachev Mikhail,Kondrashev Artem
(National Mineral Resources University (University of Mines),St.Petersburg 199106,Russia)

Low-permeability inhomogeneous reservoir displacement experiments were conducted using new waterproofing polymer solution GPS-1,and its fluid diversion ability was analyzed.There were three types of displacement experiments (nine experiments in total) in homogeneous cores,inhomogeneous oil- and water- saturated cores.Experimental results show that,compared with the initial polymer solution,the penetrating and water insulating abilities of the GPS-1 improve significantly,the pressure gradient of injection reduces by half,and both the water pressure gradient and the residual resistance factor increase considerably when water-isolating screen destructs.GPS-1 can create a durable waterproofing screen,thus increasing the oil displacement efficiency of water flooding for inhomogeneous layers.The water-isolating ability and oil displacement efficiency is increased greatly by injecting the GPS-1 with fringes of chloride calcium solution.The action selectivity of the GPS-1 is shown not only in formation of the water insulating screen mainly in water-saturated interlayers and effectively blocking high-permeability washed interlayer,but also in acceleration performance for injection wells due to the penetration of more injected water into highly productive intervals.

waterproofing polymer solution; core displacement experiment; fluid diversion ability; oil displacement efficiency

TE348

A

1000-0747(2015)04-0507-05

10.11698/PED.2015.04.13

Rogachev Mikhail（1951-），男，博士，俄羅斯圣彼得堡國立礦業(yè)大學油氣田開發(fā)與運營系教授，主要從事油氣田開發(fā)工程方面的研究工作。地址：National Mineral Resources University (University of Mines),Oil and Gas Fields Development and Operation Department,21 Line,2,St.Petersburg,199106,Russia。E-mail: rogatchev@mail.ru

聯(lián)系作者：Kondrashev Artem（1990-），男，現(xiàn)為俄羅斯圣彼得堡國立礦業(yè)大學油氣田開發(fā)與運營系碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)工程方面的研究工作。地址：National Mineral Resources University (University of Mines),Oil and Gas Fields Development and Operation Department,21 Line,2,St.Petersburg,199106,Russia。E-mail: kondrashev_artem@mail.com

2015-02-25

2015-06-09