吳志偉，岳湘安，余 躍，張立娟，魏浩光

（1.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249； 2.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249； 3.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

HPAM和疏水締合聚合物溶液在孤東七區(qū)油藏中適應性評價

吳志偉1，2，岳湘安1，2，余 躍1，2，張立娟1，2，魏浩光3

（1.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249； 2.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249； 3.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

為了解決孤東七區(qū)油藏聚合物溶液流變性與注入性的矛盾，篩選適宜非均質(zhì)強、儲層結(jié)構(gòu)疏松等油藏條件的聚合物，在不同長度巖心中開展聚合物溶液滲流實驗.在同一巖心上分段測壓，建立聚合物溶液注入性評價方法，對HPAM和疏水締合聚合物的注入性進行評價；在不同長度巖心出口端取采出液，研究該聚合物溶液在近井和油藏深部阻力因數(shù)、殘余阻力因數(shù)以及黏度分布特性.結(jié)果表明：注入HJ的壓力梯度上升率為16.37MPa·m－1·PV－1，壓力梯度穩(wěn)定值為5.68MPa·m－1，壓力梯度上升率和壓力梯度穩(wěn)定值小于相同質(zhì)量濃度的DH5和B4的值；從提高波及效率的能力和聚合物溶液的流變性來看，疏水締合聚合物DH5在油藏深部的阻力因數(shù)、殘余阻力因數(shù)和黏度保留率分別為283.86、39.4和0.713，阻力因數(shù)、殘余阻力因數(shù)遠大于相同質(zhì)量濃度的B4和HJ的值；綜合注入性和流變性分布評價可知，1.8g·L－1的HJ好于相同質(zhì)量濃度的DH5和B4的.

聚合物驅(qū)；注入性；阻力因數(shù)；殘余阻力因數(shù)；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適應性主要針對聚合物溶液自身抗鹽、抗溫、抗剪切，以及聚合物分子直徑與孔隙喉道匹配性、注入能力、驅(qū)油效果進行評價［1－5］，優(yōu)選適宜特定油藏條件的聚合物類型、相對分子質(zhì)量和質(zhì)量濃度、注入量和注入方式［6－7］.注入壓力越低，自身抗鹽抗穩(wěn)性能越好，波及體積越大，采收率越好.現(xiàn)場聚合物驅(qū)過程中，為保證聚合物溶液在油藏深部具有良好的控制流度比能力，其相對分子質(zhì)量和質(zhì)量濃度較高，導致入口端注入性差［8］，因此注入性與油藏深部聚合物溶液流變性相矛盾.

勝利油田孤東七區(qū)某油藏具有高孔高滲、非均質(zhì)強、儲層結(jié)構(gòu)疏松、易出砂和地層水礦化度高等特點.針對該油藏使用高相對分子質(zhì)量、高質(zhì)量濃度聚合物溶液，出現(xiàn)注入困難、儲層能量虧空嚴重［9－10］，最終導致聚合物驅(qū)油效果差問題，筆者結(jié)合勝利油田孤東七區(qū)油藏條件，通過室內(nèi)不同長度巖心滲流實驗研究2類聚合物在中高滲層的注入性和流變性分布，建立注入性評價方法，提出將注入性與流變性分布相結(jié)合評價聚合物溶液的適應性，為現(xiàn)場優(yōu)選聚合物類型和注入?yún)?shù)提供理論參考.

1 實驗

1.1 儀器

恒溫箱，2PB00C型平流泵（北京衛(wèi)星制造廠生產(chǎn)），高壓中間容器，巖心夾持器（φ2.5cm×100cm），壓力采集系統(tǒng)（北京昆侖通態(tài)自動化軟件科技有限公司生產(chǎn)），Brookfield DV－Ⅱ＋黏度計，德國產(chǎn)HAAKE RheoStress6000流變儀.

1.2 試劑

實驗所用聚合物分別為HJ（相對分子質(zhì)量為2.2×107，固體質(zhì)量分數(shù)為91.13%）、B4（相對分子質(zhì)量為2.6×107，固體質(zhì)量分數(shù)為90.94%）和DH5（相對分子質(zhì)量為2.0×107，固體質(zhì)量分數(shù)為95.23%），其中HJ，B4為2類不同的HPAM（聚丙烯酰胺），DH5為一類疏水締合聚合物；模擬地層水礦化度為8.795 g·L－1，其中Ca2＋和Mg2＋的礦化度分別為0.223，0.06g·L－1.采用直徑為2.5cm人造柱狀砂巖巖心，模擬勝利油田孤東七區(qū)油藏，平均滲透率為1.0×10－3～1.5×10－3μm2，平均孔隙度為27.07%，模擬油藏平均溫度為68℃.

1.3 方案

（1）模型抽真空、飽和水，計算孔隙體積；

（2）68℃下恒溫12h后，用地層水測滲透率；

（3）將3種不同聚合物，配制成質(zhì)量濃度為1.8g·L－1的溶液，以5m·d－1速度分別注進10，20，30，40，60，80cm巖心中，直到各測壓點壓力達到穩(wěn)定為止，記錄巖心入口端和內(nèi)部各測壓點壓力，始終保持圍壓高于入口端壓力2.0～3.0MPa，計算各段阻力因數(shù)的分布，并取注入量為1PV（PV為注入孔隙體積倍數(shù)）時和穩(wěn)定時的采出液，測量其黏度變化；

（4）地層水后續(xù)水驅(qū)，直到入口端壓力達到穩(wěn)定為止，記錄巖心內(nèi)部各測壓點值，計算巖心各段殘余阻力因數(shù)的分布，并取注入量為1PV時和穩(wěn)定時的采出液，測量其黏度變化.

2 結(jié)果與討論

2.1 注入性

從單一的注入壓力對注入性進行評價［11－13］.注入較高質(zhì)量濃度的聚合物溶液，注入井附近容易受到堵塞，注入壓力很高，這并不能說明該類型聚合物的注入性差，可能是受到工藝條件的限制造成注不進去，不能在油藏深部進行運移.因此，文中定義壓力梯度上升率為單位注入孔隙體積倍數(shù)的壓力梯度增加值，單位為MPa·m－1·PV－1，在室內(nèi)實驗條件下，通過壓力梯度上升率和壓力梯度平穩(wěn)值2個方面評價其注入性.不同類型聚合物溶液的注入壓力梯度和壓力梯度上升率變化曲線見圖1和圖2.

圖1 不同類型聚合物的壓力梯度變化曲線

圖2 不同類型聚合物的壓力梯度上升率變化曲線

由圖1和圖2可知，一定注入速度下，壓力梯度隨著注入量的增加，開始急劇上升，增到某一值后達到平穩(wěn).從B4、DH5和HJ聚合物來看，B4的壓力梯度上升率開始較低，在0.6PV時達最大值（80.32MPa ·m－1·PV－1）；之后，壓力梯度上升率接近0MPa·m－1·PV－1，壓力梯度達到平穩(wěn)，在1.34PV時達到最大值（10.26MPa·m－1）.DH5的壓力梯度上升率開始較B4的高，在0.5PV時，達到最大值30.21MPa· m－1·PV－1，小于相同質(zhì)量濃度的B4的值；隨著PV數(shù)的增加，壓力梯度上升率逐漸降低，在2.13PV時接近0MPa·m－1·PV－1，壓力梯度達到最大值（14.33MPa·m－1），高于相同質(zhì)量濃度下的B4和HJ的最大值；之后，略微下降并逐漸平穩(wěn).HJ的壓力梯度上升率逐漸增加，在0.85PV時達到最大值（16.37MPa· m－1·PV－1），小于相同質(zhì)量濃度B4和DH5的最大值；在1.09PV時，接近為0MPa·m－1·PV－1，壓力梯度達到最大值（7.55MPa·m－1），略微下降；之后，達到平穩(wěn)，其平穩(wěn)值為5.68MPa·m－1.

在相同注入速度和相似滲透率下，相同黏度的聚合物溶液注入性相差較大.B4的壓力梯度上升率比HJ的高，是由于注入相同質(zhì)量濃度的HPAM，相對分子質(zhì)量越大，分子間的纏繞緊密，聚合物分子水化半徑大，進入到直徑相近的巖心孔隙中時，相對分子質(zhì)量大的聚合物分子受到的滲流阻力較大，表現(xiàn)為曲線斜率較大，即壓力梯度上升率較高見（見圖2）.B4和HJ的注入孔隙體積倍數(shù)在1.0PV左右時，壓力梯度達到穩(wěn)定值，可見在10cm長的巖心中滲流，兩者的吸附滯留量較少，堵塞并不嚴.與B4的相比，相同質(zhì)量濃度HJ的壓力梯度平穩(wěn)值較小，注入性較好.對比DH5與B4壓力梯度變化曲線可知，DH5的壓力梯度上升率最大值明顯較小，在2.13PV時，其壓力梯度能達到14.33MPa·m－1，高于B4的壓力梯度平穩(wěn)值，主要因為DH5是疏水締合聚合物，形成的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)比較牢固，堵塞較嚴重；同時注入DH5的穩(wěn)定時間較長，主要由于入口端的堵塞導致聚合物溶液從入口到巖心內(nèi)部存在壓力滯后，入口端壓力梯度上升率較高，DH5聚合物溶液在滲流過程中存在不斷剪切、締合、滯留和沖刷作用，容易造成壓力梯度波動較大［14］.總之，從注入性來看，HJ的要優(yōu)于B4的，也優(yōu)于疏水締合物DH5的.

2.2 波及效率能力和流變性分布

聚合物溶液在滲流過程中具有較強的提高波及效率能力，阻力因數(shù)和殘余阻力因數(shù)是描述聚合物驅(qū)過程中提高波及效率能力的重要指標［15－19］.流變性是聚合物分子在地層運移過程中表現(xiàn)出的變形性質(zhì)，主要包括黏性和彈性，筆者利用黏性研究聚合物溶液流變性分布.

2.2.1 阻力因數(shù)和殘余阻力因數(shù)

阻力因數(shù)用于評價聚合物降低流度比的能力，殘余阻力因數(shù)用于表征聚合物降低滲透率的能力.對于長期水驅(qū)油藏，在近井地帶，由于水沖刷，導致注入井附近殘余油較少，原油主要集中在遠離注入井的油藏深部，通過阻力因數(shù)和殘余阻力因數(shù)的分布對聚合物溶液在油藏深部提高波及效率的能力進行評價.在滲透率和孔隙結(jié)構(gòu)相近油藏條件下，將3種不同聚合物配制成質(zhì)量濃度為1.8g·L－1的溶液，以5m·d－1的速度，注入到80cm巖心中，得到阻力因數(shù)和殘余阻力因數(shù)在滲流方向上的分布，分別見圖3和圖4.

圖3 阻力因數(shù)在巖心滲流方向上分布

圖4 殘余阻力因數(shù)在滲流方向的分布

由圖3可知，在相同條件下，HJ、B4和DH5的阻力特性分布各不相同.聚合物DH5經(jīng)過巖心前端，出現(xiàn)堵塞，阻力因數(shù)達到954.77，這是由于疏水締合聚合物具有強度較高的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，分子直徑與巖心孔隙直徑并匹配性差；經(jīng)過近井地帶后，阻力因數(shù)降為283.86，阻力因數(shù)保留率僅為29.73%，說明聚合物溶液受到端面堵塞影響大，同時到油藏深部之后，由于聚合物分子間疏水締合作用，在較低質(zhì)量濃度（大于臨界質(zhì)量濃度）下聚集，調(diào)剖作用明顯.不同相對分子質(zhì)量的陰離子聚丙烯酰胺HJ和B4，是陰離子的柔性分子結(jié)構(gòu)，在一定注入速度（5m·d－1）下，容易受到剪切，剪切下來的小分子易殘留在孔隙中，表現(xiàn)為入口端阻力因數(shù)并不高，在油藏深部分布較均勻.對于陰離子聚丙烯酰胺HJ和B4，分子鏈的長短（分子結(jié)構(gòu)）決定相對分子質(zhì)量的大小，因此在向地層中注入聚合物溶液時，在注入端（0～20cm，即1／4處）出現(xiàn)明顯不同，HJ在近井附近的阻力因數(shù)為143.82，B4的阻力因數(shù)為36.04，其值相差4倍多；經(jīng)過近井地帶的剪切和滯留后，這種差異減小，HJ的阻力因數(shù)為60.83，B4的阻力因數(shù)為21.43，相差近3倍，總體上，相對分子質(zhì)量大的聚合物溶液，其阻力因數(shù)絕對值也較大.

由圖4可知，經(jīng)過后續(xù)水驅(qū)，前端殘余阻力因數(shù)為93.63，油藏深部殘余阻力因數(shù)為39.4，在油藏深部具有很強的降低滲透率能力.B4在入口端殘余阻力因數(shù)為50.01，在油藏深部降至3.56，說明滯留聚合物溶液B4的大部分在端面上，而HJ受剪切之后分布較均勻.

2.2.2 黏度

在聚合物驅(qū)礦場試驗中，聚合物溶液的注入量為0.25～0.5PV.在注聚合物溶液過程中，注入井附近聚合物溶液的通過量遠大于油藏深部的通過量，用整體PV數(shù)無法衡量近井和遠井地帶的聚合物溶液通過量，應該將整體PV數(shù)轉(zhuǎn)換為局部PV數(shù).在室內(nèi)實驗條件下，將長L1巖心A折算到長L2巖心B某一位置處（L1＜L2），假設巖心B的PV數(shù)（相對巖心B的孔隙體積）為b，則認為相同時間內(nèi)通過巖心A的PV數(shù)（相對巖心A的孔隙體積）為（L2／L1）b，此時巖心A的采出液黏度即為巖心B相對位置為L2／L1處的黏度.

實驗中將長度分別為10，40，60，80cm巖心分別折算到80cm巖心中的1／8，1／2，3／4和1處.以巖心1PV采出液黏度為例，同一時刻10，40，60，80cm的PV數(shù)（相對值）分別為8，2，4／3，1PV，以剪切率為7.34s－1時的黏度為例，同一時刻黏度保留率與相對距離曲線見圖5.

由圖5可知，對于相同質(zhì)量濃度的HJ、B4和DH5，疏水締合聚合物DH5具有較好的締合作用和較強的抗剪切能力，在前端注入性差，易堵塞；進入油藏深部（20%～80%）后，較低質(zhì)量濃度（大于臨界質(zhì)量濃度）的聚合物分子通過分子間締合作用，其黏度保留率能達到0.713，而HJ和B4在油藏深部的黏度保留率分別為0.526和0.466，其黏度損失主要在近井地帶.由80cm巖心出口端采出液黏度保留率可知，聚合物溶液滲流前端的黏度急劇下降是由于剪切、吸附滯留和地層水的稀釋作用.

圖5 黏度保留率在滲流方向上的分布

3 結(jié)論

（1）從壓力梯度上升率和壓力梯度平穩(wěn)值對注入性進行評價時，注入陰離子聚丙烯酰胺HJ的壓力梯度上升率最大值和壓力梯度平衡值低于相同質(zhì)量濃度的B4和DH5的值，因此HJ的注入性優(yōu)于B4和DH5的.

（2）相同質(zhì)量濃度的HJ的注入性較B4和DH5的要好，阻力因數(shù)、殘余阻力因數(shù)和黏度保留率比DH5的要低，但比B4的要高，并且分布均勻.

（3）在聚合物驅(qū)應用中，制定聚合物驅(qū)施工方案需兼顧注入性和調(diào)剖特性，只有在保證注入能力良好前提下，才能在油藏深部具有較高的提高采收率能力.

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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；編輯：關(guān)開澄

國家自然科學青年基金項目（50804051）；國家科技重大專項（2011ZX05009－004）

吳志偉（1987－），男，博士研究生，主要從事提高采收率與采油化學方面的研究.