聚合物驅注入工藝參數優(yōu)化及驅油機理研究*

劉怡婷，張懷杰，鐘 陵，賈剛衛(wèi)，左入文，韋克熠

（1.長江大學地球科學學院，湖北武漢 430100；2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西定邊 718600；3.中國石油青海油田科技信息處，甘肅敦煌 736202；4.中國石油青海油田采油二廠，青海茫崖 816499）

0 前言

聚合物驅油技術因其具有在巖心中可滯留特性，可有效改善油水流度比及儲層非均質性，促進液流轉向，擴大宏觀波及體積［1-4］。因此，聚合物驅油技術在陸上油田得到了廣泛應用［5-6］。陸地B 油田儲層屬于背斜構造油氣藏，油層埋藏深度為600～1200 m，油層物性較好，有效孔隙度為23%～31%，有效滲透率變化范圍較大，原油具有黏度大、凝固點低、含蠟量高、含硫量低的特點［7-9］。作為首批運用聚合物驅技術的油田之一，隨著油田的不斷注水注聚開發(fā)，主力油層的開采潛力逐年下降，聚合物驅穩(wěn)產增產任務艱巨［10-11］。為保證油田產量，石油科技工作者將聚合物驅技術的研究與應用轉向了地質條件相對較差的二類儲層。但與主力油層相比，二類油層的滲透率較低，縱向及平面非均質性更嚴重，聚合物驅開發(fā)難度較大［12-13］。對于常規(guī)主力油層的注入方式及參數已經不適用于二類油層，地層強非均質性導致了聚合物驅效果變差，低滲層動用程度較低等問題［14-15］，因此，對于二類油層聚合物驅的注入參數和注入方式還需進一步完善與細化。針對上述問題，國內學者開展了大量實驗研究。林立等［16］針對目標區(qū)塊二類油層注采關系的問題，通過明晰分單元驅替方式，對聚合物、水兩驅注采關系的射孔原則進行優(yōu)化與總結。邱長波等［17］研究了兩個注聚合物區(qū)塊水驅井網調整后的開采特征，研究了影響油層動用程度的問題及其各種因素。張曉芹等［18］通過實驗發(fā)現，可以通過對二類油層進行縮小井距、細化層系以及優(yōu)化注聚合物方案等技術措施來改善二類油層的聚合物驅條件，以提高二類油層聚合物驅開發(fā)效果。雖然國內關于二類油層聚合物驅技術已有部分相關報道，但關于二類油層聚合物驅合理注入方式和參數的研究相對較少。為解決目標油田二類油層聚合物驅效果較差的難題，本文針對二類儲層的特點及目前聚合物驅開發(fā)現狀，以陸地B 油田儲層和流體為研究對象，通過室內物理模擬巖心實驗，開展不同注入參數及注入方式下驅油實驗研究，探討不同注入參數及注入方式對最終驅油效果的影響，優(yōu)化篩選出最佳注入參數及方式，以期為后續(xù)礦場試驗提供重要決策依據。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

聚合物HPAM，相對分子質量2500×104和1200×104，固含量90%，水解度30%，大慶華龍祥化工有限公司；實驗用油為模擬油，由目標油田脫氣原油與煤油按一定比例混合而成，黏度17.6 mPa·s（45 ℃）。實驗用水為目標油田模擬注入水，礦化度6778.2 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）：K++Na+2136.8、Ca2+54.2、Mg2+12.3、Cl-1317.7、SO42-16.2、CO32-354.9、HCO3-2886.1。滲流特性實驗所用巖心為人造膠結柱狀巖心，氣測滲透率為400×10-3、800×10-3μm2，尺寸為φ2.5 cm×10 cm。驅油實驗所用巖心為人造膠結兩層非均質長巖心，尺寸30×4.5×4.5（cm），各小層厚度為2.25 cm，氣測滲透率400×10-3/800×10-3μm2。

DV-Ⅱ型布氏黏度儀，布魯克菲爾德公司；驅替實驗裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等，除平流泵和手搖泵外，其余裝置置于45 ℃恒溫箱內。

1.2 實驗方法

（1）聚合物溶液配制

首先用模擬注入水配制濃度為5000 mg/L的聚合物母液，再用模擬注入水分別稀釋至不同濃度的目的溶液。

（2）滲流特性實驗

將巖心抽真空、飽和地層水，水測巖心滲透率，在溫度45 ℃下，以0.3 mL/min 的注入速率注入5 PV 的聚合物溶液，后續(xù)水驅直至壓力穩(wěn)定，計算阻力系數及殘余阻力系數。

（3）驅油實驗

將巖心抽真空、飽和地層水，測孔隙體積，飽和原油后在45 ℃下恒溫老化12 h，以0.3 mL/min的注入速率注入模擬地層水，水驅至含水率95%，記錄出液量，計算水驅采收率；然后再按設定方案以一定的注入速率注入一定黏度的聚合物溶液，后續(xù)水驅至含水率95%，記錄出液量，計算采收率。如無特殊說明，實驗注入速率為0.3 mL/min，數據記錄時間間隔為30 min。

2 結果與討論

2.1 增黏性能

兩種不同相對分子質量聚合物溶液黏度隨濃度的變化見圖1。從圖1可以看出，隨著聚合物濃度的升高，溶液黏度呈指數型增長，初期黏度增加較緩，后期黏度升幅逐漸加快。在聚合物溶液濃度相同的條件下，聚合物的相對分子質量越高，溶液黏度越大，且隨著濃度的增大，兩種相對分子質量聚合物溶液的黏度相差越來越大，表明聚合物相對分子質量越大，溶液黏度對濃度的敏感性越強，隨著溶液濃度的升高，分子線團間纏繞性更復雜，分子內摩擦力加劇，致使黏度升高更明顯。

圖1 不同相對分子質量聚合物溶液黏度與濃度關系曲線

2.2 注入性能

聚合物溶液對不同滲透率巖心的阻力系數、殘余阻力系數測試結果見表1。從表1可以看出，隨著聚合物相對分子質量、溶液濃度的升高及巖心滲透率的降低，阻力系數和殘余阻力系數逐漸增大，且阻力系數均高于殘余阻力系數。分析認為，在巖心滲透率不變的條件下，隨著聚合物相對分子質量及濃度的增大，聚合物分子聚集體尺寸增大，溶液中分子內摩擦力增大，致使溶液黏度升高，加劇聚合物在巖心中的滯留，減小巖心孔喉的過流斷面，使附加滲流阻力升高，注入壓力升幅更大，從而導致阻力系數升高。但由于聚合物是線性結構，抗剪切能力較弱，后續(xù)水驅階段，聚合物會因注入水的沖刷受到巖心孔喉剪切作用，聚合物分子共價鍵斷開，對黏度和流度的控制能力減弱，削弱了聚合物在巖心中的滯留能力，因滯留而產生的附加滲流阻力隨之減小，注入壓力降低，因此表現為殘余阻力系數低于阻力系數。進一步分析發(fā)現，當聚合物相對分子質量為2500×104時，溶液濃度由2000 mg/L升高至3000 mg/L及4000 mg/L時，阻力系數急劇上升，殘余阻力系數雖有增幅但增幅較小，這表明聚合物相對分子質量及濃度較高時，因自身高黏特征，導致注入性較差，聚合物在巖心端面及近井地帶堆積嚴重，造成注入壓力快速升高，殘余阻力系數迅速增大，但后續(xù)水驅過程中，較大的聚集體尺寸與巖心孔喉半徑匹配性較差，受到巖心的剪切作用較強，導致分子聚集體被切割程度較高，在巖心中滯留及增加滲流阻力作用大大減弱，導致最終殘余阻力系數升幅較小。

表1 聚合物溶液在不同滲透率巖心中的阻力系數和殘余阻力系數

綜合考慮聚合物溶液的注入性、滯留能力及經濟成本，選用相對分子質量為1200×104、質量濃度分別為1000、2000 和3000 mg/L 的聚合物溶液進行后續(xù)實驗研究。

2.3 注入黏度的影響

2.3.1 采收率

先將巖心水驅至含水率95%，再以0.3 mL/min的注入速率注入不同黏度聚合物溶液，后續(xù)水驅至含水率95%，在注入不同黏度聚合物溶液條件下增油降水效果見表2。其中，方案2-1（單一高黏）：注入0.6 PV 高黏聚合物溶液；方案2-2（單一低黏）：注入0.6 PV 低黏聚合物溶液；方案2-3（梯度增黏）：注入0.2 PV 低黏+0.2 PV 中黏+0.2 PV 高黏聚合物溶液；方案2-4（梯度降黏）：注入0.2 PV 高黏+0.2 PV中黏+0.2 PV低黏聚合物溶液；方案2-5（變黏交替）：注入0.2 PV 低黏+0.2 PV 高黏+0.2 PV 中黏聚合物溶液。低、中、高黏聚合物溶液質量濃度分別為1000、2000、3000 mg/L，聚合物相對分子質量為1200萬，對應黏度分別為12.6、35.4、94.5 mPa·s。

表2 不同黏度聚合物溶液條件下增油降水效果

從表2可以看出，以最終采收率為評價標準，開采效果最好的注入方式依次為：梯度增黏＞交替變黏＞梯度降黏＞單一高黏＞單一低黏。其中梯度增黏、交替變黏與梯度降黏注入方式的采收率增幅較大，達到20%以上，梯度增黏注入方式提高采收率效果最優(yōu)，采收率增幅為24.2%。與之相比，單一高黏與單一低黏注入方式增油效果相對較弱，采收率增幅不足18%。分析認為，聚合物驅階段采用單一高黏注入方式時，由于聚合物分子聚集體尺寸較大，導致其與巖心孔喉半徑匹配性較差，聚合物進入儲層后受到地層的剪切作用較嚴重，聚合物分子鏈遭到破壞，改善流度比能力減弱，在一定程度上限制了提高采收率的開發(fā)效果；另一方面，高黏聚合物注入低滲層時，由于捕集滯留而導致的升壓更敏感，致使聚合物溶液在注入壓力升高后很快繼續(xù)繞流回高滲層，低滲層的動用效果不理想，導致最終采收率較低。聚合物驅階段采用單一低黏注入方式時，注入壓力升幅較小，表明低黏聚合物在高滲層滯留效果較差，液流轉向作用有限，低滲層動用程度較弱，無法較好實現擴大波及體積效果，采收率增幅較低。聚合物驅階段采用梯度降黏注入方式時，聚合物驅初期注入的高黏聚合物會對低滲層造成一定傷害，使后續(xù)注入的中低黏聚合物從低滲層繞流至高滲層的剖面反轉現象提前，造成對低滲層的驅替不充分，影響最終的開采效果。聚合物驅階段采用變黏交替注入方式時，首先注入低黏聚合物對高滲層進行驅替，再注入高黏聚合物進一步對高滲層進行驅替，此時高黏聚合物進入低滲層對其會造成一定傷害，但與梯度降黏相比，由于注入高黏聚合物時機較晚，因此對后續(xù)聚合物注入及后續(xù)水驅造成的影響較小，采收率增幅較為可觀。由此可見，高黏聚合物的注入既有優(yōu)勢也有弊端：優(yōu)勢是可以較大幅度增加低滲層的吸液壓差，為后續(xù)流體啟動低滲層奠定基礎，有利于擴大宏觀波及體積及最終采收率；劣勢是高黏聚合物進入低滲層后對低滲層的傷害問題，會導致后續(xù)流體剖面反轉現象提早發(fā)生。但從實驗結果可以發(fā)現，只要合理控制高黏聚合物的注入順序及注入量，它的優(yōu)勢遠遠大于劣勢。聚合物驅采用梯度增黏注入方式的開發(fā)效果很好印證了上述說法，首先注入低黏聚合物對高滲層進行有效驅替，其次注入中黏聚合物增大吸液壓差，使低滲層得到一定動用，最后注入高黏聚合物，使注入壓力進一步升高，低滲層得到進一步動用，后續(xù)水驅時低滲層動用程度較高，改善流度比效果較好，提高采收率效果最優(yōu)。

2.3.2 動態(tài)特征

實驗注入過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系見圖2。從圖2可以看出，在水驅開發(fā)階段，隨著注入量的增加，原油采出程度提高，采收率增大，含水率不斷升高。水驅初期，由于含油飽和度較高，采收率增幅較快，注入壓力因油水兩相流動短時間內稍有增加；之后隨著含油飽和度逐漸下降采收率增幅減緩，油水兩相流減弱，滲流阻力減小，注入壓力開始降低。在聚合物驅階段，隨著聚合物驅的進行聚合物在巖心內不斷滯留，附加滲流阻力增大，注入壓力升高，低滲層吸液壓差增大，低滲層逐漸被動用，聚合物液流轉向進入低滲層，采收率增幅較快，含水率不斷降低，其中梯度增黏措施含水率下降幅度最大，聚合物驅結束含水率為75.3%，含水降幅接近20%。后續(xù)水驅階段，初期由于注入壓力較高，低滲層可以被動用，但隨著注入水沖刷，聚合物滯留效果逐漸減弱，致使注入壓力降低，低滲層吸液壓差減小，低滲層波及程度逐漸減弱，含水率逐步上升，采收率增幅減緩。

圖2 不同黏度聚合物溶液驅注入壓力、含水率、采收率與注入體積的關系

2.4 注入速率的影響

2.4.1 采收率

先將巖心水驅至含水率95%，再以不同速率注入中黏度聚合物溶液（2000 mg/L），后續(xù)水驅至含水率95%，在注入速率不同條件下增油降水效果實驗結果見表3。其中，方案2-6（單一高速）：高速注入0.6 PV 中黏聚合物溶液；方案2-7（單一低速）：低速注入0.6 PV 中黏聚合物溶液；方案2-8（梯度增速）：低速注入0.2 PV+中速注入0.2 PV+高速注入0.2 PV 聚合物溶液；方案2-9（梯度降速）：高速注入0.2 PV+中速注入0.2 PV+低速注入0.2 PV 聚合物溶液；方案2-10（變速交替）：低速注入0.2 PV+高速注入0.2 PV+中速注入0.2 PV聚合物溶液。低、中、高速注入速率為0.15、0.3、0.6 mL/min。

表3 注入速率不同條件下增油降水效果實驗結果

從表3可以看出，以最終采收率為評價標準，開采效果最好的注入方式依次為：梯度增速＞單一高速＞變速交替＞梯度降速＞單一低速。除單一低速注入方式外，其余4 種注入方式采收率增幅均可達到20%以上，其中梯度增速提高采收率效果最優(yōu)，采收率增幅為25.6%。分析認為，單一低速注入方式由于注入速率較小，注入壓力升幅有限，導致低滲層動用程度較弱，聚合物主要在高滲層內循環(huán)驅替，而高滲層在經過水驅開發(fā)后開采潛力較低，最終增油效果較弱。對于梯度降速注入方式，由于初始階段高速注入，注入壓力升幅較快，低滲層開始被逐漸動用，但當注入速率降低后，注入壓力升幅減弱，注入壓力逐漸不能滿足低滲層所需的吸液壓差，低滲層動用程度開始逐漸減弱，表現為注入后期增油降水效果并不明顯。對于單一高速注入方式，剩余油動用程度逐漸充分，聚合物水溶液通過多孔介質時容易發(fā)生機械降解，同時注入速率較快也不利于聚合物在巖石表面的吸附，但由于注入壓力較高，注入階段初期可以較好動用低滲層，但隨著低滲層滯留聚合物的增多，吸液壓差逐漸增大，聚合物溶液后期會逐漸剖面反轉進入高滲層。對于梯度增速注入方式，首先對聚合物溶液進行小排量注入，注入壓力升幅較小，此時主要驅替高滲層剩余油；然后進行中速驅替，隨著注入壓力的不斷升高，低滲層開始被逐漸啟動；最后進行高速注入，注入壓力進一步提升，低滲層后續(xù)水階段低滲層剖面反轉現象延后，提高采收率幅度較顯著。而對于變速交替注入方式，首先低速驅替之后立即轉為高速驅替，注入壓力迅速升高，低滲層吸液壓差增大，聚合物大量進入低滲層，此階段低滲層被動用程度較高；但最后轉為中速注入時，由于低滲層此時已進入較多聚合物溶液，附加滲流阻力較大，導致中速注入時難以啟動低滲層。因此，與梯度增速注入相比，變速交替注入提高采收率幅度相對較弱。對于梯度降速注入方式，由于初始注入速率較高，低滲層被聚合物污染較嚴重，導致后續(xù)降速后低滲層動用程度減弱，采收率增幅較差。綜上所述，建議聚合物驅初期以驅替高滲層剩余油為主，盡量避免對低滲層造成傷害，后期再逐步動用低滲層，達到批次注入、分級啟動的效果。

2.4.2 動態(tài)特征

實驗注入過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關系見圖3。從圖3可以看出，在水驅開發(fā)階段，隨著注入量的增加，原油采出程度提高，采收率增加，含水率不斷升高。在聚合物驅階段，整體表現出注入速率越快，注入壓力越高。在幾種注入速率方式中，梯度增速注入方式的含水率降幅最大，聚合物驅結束含水率為72.0%，含水降幅為23.2%。聚合物驅階段，隨著聚合物在巖心中的吸附滯留，注入壓力不斷升高，含水率逐漸降低；后續(xù)水驅階段，由于注入水對巖心中滯留聚合物的沖刷，聚合物被逐漸采出，注入壓力逐漸降低，含水率逐步上升，采收率增幅減緩。進一步分析發(fā)現，最終注入壓力依然高于前期水驅時注入壓力，表明聚合物未被全部采出，最后仍有部分聚合物滯留在巖心中。

圖3 注入速率不同條件下注入壓力、含水率、采收率與注入體積的關系

2.5 組合注入方式的影響

2.5.1 采收率

先將巖心水驅至含水率95%，再以不同組合方式注入聚合物溶液，后續(xù)水驅至含水率95%，在組合注入方式不同條件下增油降水效果實驗結果見表4。其中，方案2-11（降速增黏）：高速低黏注入0.2 PV+中速中黏注入0.2 PV+低速高黏注入0.2 PV聚合物溶液；方案2-12（增速降黏）：低速高黏注入0.2 PV +中速中黏注入0.2 PV +高速低黏注入0.2 PV聚合物溶液。從表4可以看出，增速降黏注入方式相比降速增黏注入方式采收率增幅高出1.8%，整體采收率相差不大，但與單一注入方式相比，增油降水效果較明顯。分析認為，聚合物驅最理想的狀態(tài)是將高黏聚合物注入高滲層，中低黏聚合物液流轉向進入低滲層發(fā)揮驅替作用。低速高黏注入方式相比高速低黏注入方式，低速高黏注入方式雖然聚合物黏度較高，但由于注入速率較低，因此注入壓力升幅較小，且低滲層對高黏聚合物更敏感，較難進入低滲層，因此，高黏聚合物主要進入高滲層，增加高滲層附加滲流阻力，使高滲層滲流阻力較大，后續(xù)高速低黏注入時，主要動用滲流阻力較小的低滲層，有效延緩了注入聚合物過程中以及后續(xù)水驅過程中的剖面反轉現象，增油降水效果較好。對于降速增黏注入方式，首先高速低黏注入，注入壓力較低而很難啟動低滲層，聚合物溶液主要滯留在高滲層，后續(xù)中速中黏及低速高黏注入時，逐漸啟動低滲層，但由于中高黏聚合物溶液注入時進入了低滲層，導致其滲流阻力迅速增大，吸液壓差減小，加速了低滲層中聚合物溶液及后續(xù)水繞流至高滲層，剖面反轉現象提前，但整體采收率與單一注入方式相比增幅仍較高。

表4 組合注入方式不同條件下的增油降水效果

2.5.2 動態(tài)特征

實驗注入過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積的關系見圖4。從圖4可以看出，在水驅開發(fā)階段，隨著注入量的增加，原油采出程度提高，采收率增加，含水率不斷升高。在聚合物驅階段，注入壓力增幅速度較快，含水率持續(xù)降低，聚合物驅結束時，增速降黏注入方式含水率為67.6%，含水率降幅27.3%，降速增黏注入方式含水率為70.1%，含水率降幅25.2%。分析認為，采取增速降黏的注入方式可以最大程度將高黏聚合物注入高滲層，致使后續(xù)中低黏聚合物溶液液流轉向進入低滲層，實現逐級啟動、分級驅替的效果，對巖心剩余油波及程度較高。對于降速增黏注入方式，由于前期注入壓力升幅較高，啟動低滲層時機提前，低滲層吸液壓差增大，致使后續(xù)聚合物溶液主要在高滲層驅替，而高滲層的剩余油挖潛潛力低于低滲層。因此，表現為最終采收率增幅較低。

圖4 組合注入方式不同條件下注入壓力、含水率、采收率與注入體積的關系

綜上所述，在二類油田聚合物驅過程中應合理控制注入壓力，注入聚合物前期避免或減少對低滲層的傷害，應采取逐級啟動、分級動用的注入方式，為取得更好的增油降水效果，推薦礦場實際應用中采用增速降黏的組合注入方式。

3 結論

由于受到巖心孔喉剪切作用的影響，隨著聚合物相對分子質量及溶液濃度的增加，阻力系數和殘余阻力系數增大，但殘余阻力系數升幅逐漸變小。

注入聚合物溶液的黏度對開采效果影響依次為：梯度增黏＞交替變黏＞梯度降黏＞單一高黏＞單一低黏。其中梯度增黏注入方式提高采收率效果最優(yōu)。

聚合物溶液注入速率對開采效果影響依次為：梯度增速＞單一高速＞變速交替＞梯度降速＞單一低速。其中梯度增速與交替變速采收率增幅較大。

不同組合注入方式下采收率提高效果為：增速降黏＞降速增黏，兩種注入方式均比單一注入方式增油降水效果好，其中增速降黏組合方式提高采收率效果最好。