梁嚴，王增林，史樹彬，郭擁軍,，胡俊，羅平亞，張新民,，曹苗，張偉，劉洋

（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.西南石油大學化學化工學院，四川成都610500；3.中國石化勝利油田分公司，山東東營257000；4.中國石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東東營257000；5.四川光亞聚合物化工有限公司，四川南充637900）

全球石油資源儲量巨大，約為（9～13）×1012bbl，相當于（1.4～2.1）×1012m3，其中，常規(guī)原油只占約30%，稠油等非常規(guī)資源占比較大，據(jù)統(tǒng)計儲量約為1 000×108t[1-2]，具有相當大的開發(fā)潛力。近些年來，國內(nèi)外已有許多稠油化學驅(qū)的室內(nèi)研究和礦場試驗[3-14]證實了稠油化學驅(qū)的可行性，大幅擴大了傳統(tǒng)化學驅(qū)的油藏適用范圍，為稠油化學驅(qū)的推廣與應(yīng)用開辟了新道路。然而，由于稠油油藏的復雜性以及高原油黏度和強非均質(zhì)性的普遍特征，稠油化學驅(qū)仍面臨一些關(guān)于流度控制和非均質(zhì)性調(diào)整的必須解決而未得到很好解決的關(guān)鍵問題與挑戰(zhàn)[15-18]。

在加拿大Pelican Lake油田較為成功的稠油聚合物驅(qū)案例中[19]，原油地下黏度為1 200～10 000 mPa·s，若要達到合理流度比，聚合物黏度應(yīng)達到32～200 mPa·s，但實際注入聚合物黏度為13～25 mPa·s，油聚黏度比介于92～769，這表明以提高驅(qū)替液黏度實現(xiàn)流度控制的原理不能完全適用于稠油化學驅(qū)。更難的挑戰(zhàn)是在高含水飽和度情況下，依靠增加黏度來控制流度是不可能的。另一方面，稠油油藏的強非均質(zhì)性會導致以常規(guī)驅(qū)油聚合物（HPAM 等）形成的驅(qū)替液主要通過優(yōu)勢滲流通道而出現(xiàn)早期突破甚至無效循環(huán)的嚴重問題，而現(xiàn)有許多調(diào)剖劑的非均質(zhì)性調(diào)整能力也十分有限。目前，本課題組和其他學者前期的研究表明[7-13]，締合聚合物或分子結(jié)構(gòu)類似于締合聚合物的一些新型聚合物及其驅(qū)油體系有可能是解決上述問題的重要體系，且本課題組研發(fā)的締合聚合物產(chǎn)品在海上和陸上油田成功的現(xiàn)場試驗和規(guī)?；瘧?yīng)用也初步證實了這一點[20-21]。

通過較為系統(tǒng)的室內(nèi)實驗工作，對比研究了具有締合能力的疏水締合水溶性聚合物（締合聚合物）和無締合能力的線性高分子量部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的流度控制和油藏非均質(zhì)性調(diào)整能力方面的差異，并結(jié)合現(xiàn)場礦場試驗總結(jié)與分析，證實了締合聚合物在低黏度下較強的流度控制和油藏非均質(zhì)性調(diào)整能力，進一步論證了締合聚合物驅(qū)替稠油的可行性，為稠油油田化學驅(qū)的發(fā)展提供了重要理論參考與技術(shù)支持。

1 實驗部分

1.1 實驗條件

1）實驗材料：締合聚合物（分子量為1 300×104Da，水解度為23.6%，固含量為89.6%）；自制部分水解聚丙烯酰胺（分子量為2 500×104Da，水解度為24.8%，固含量為90.3%）；自制模擬鹽水（總礦化度10 000 mg·L-1，Ca2++Mg2+=500 mg·L-1）；用0#柴油稀釋稠油并用200目不銹鋼篩網(wǎng)過濾，7.34 s-1和30 ℃下黏度為110.7 mPa·s的模擬原油；45 mm×45 mm×300 mm石英砂膠結(jié)均質(zhì)人造方巖心，水測滲透率約在（300～2 100）×10-3μm2；45 mm×45 mm×300 mm石英砂膠結(jié)三層非均質(zhì)人造方巖心，低、中、高層水測滲透率分別為1 000×10-3μm2、2 500×10-3μm2、4 000×10-3μm2，各層厚度均為15 mm。

2）實驗儀器與設(shè)備：精密電子天平，燒杯，立式攪拌器，恒溫箱，DV-Ⅱ黏度計（美國Brookfield 公司），UV-2601 紫外分光光度計，全自動巖心驅(qū)替裝置，巖心夾持器，68 mm×72 mm×2.5 mm（長×寬×高）平板夾砂微觀模型示意圖詳見文獻[22]，內(nèi)外流道寬度分別為12 μm和60 μm的可視簇狀微觀模型（圖1）。

圖1 簇狀微觀模型Fig.1 Cluster-like micro-model

1.2 實驗方法

1.2.1 溶液配制

1）聚合物母液的配制：于500 mL燒杯中加入定量的模擬鹽水，在40 ℃下，用數(shù)顯立式攪拌器在400±20 rad/min轉(zhuǎn)速下攪拌形成漩渦（漩渦離燒杯底約四分之一高度），在30 s內(nèi)將一定量的聚合物干粉均勻撒入漩渦中，攪拌溶解2 h 以上，配制質(zhì)量濃度為5 000 mg·L-1的聚合物母液，靜置后待用。

2）聚合物目標液的配制：根據(jù)目標溶液體積，準確稱取計算量的上述質(zhì)量濃度為5 000 mg·L-1的聚合物母液，并加入模擬鹽水至目標體積，后用立式攪拌器在250 rad/min轉(zhuǎn)速下繼續(xù)攪拌30 min后得到一定質(zhì)量濃度的目標溶液待用。

1.2.2 黏度測試

在30 ℃條件下，采用Brookfield DV-II 黏度計零號轉(zhuǎn)子在6 rad/min轉(zhuǎn)速（對應(yīng)剪切速率約為7.34 s-1）下進行測試，測試前先保溫5 min，開始測試后讀取3 min、5 min、8 min 時的黏度值，并計算平均值作為最終黏度值。

1.2.3 阻力系數(shù)測試

在30 ℃條件下，先將帶有2 個測壓點的填砂管（φ25×300 mm）稱重，然后用石英砂填充并用模擬鹽水飽和后，計算孔隙體積。同時，根據(jù)達西公式計算水相滲透率，再將一定質(zhì)量濃度的聚合物溶液以0.35 mL/min 的速度注入填砂管，并記錄注入壓力。待注入壓力趨于平穩(wěn)后停止實驗，最后根據(jù)式（1）計算阻力系數(shù)：

式中：RF為阻力系數(shù)，ΔPpa為注聚后的壓力差，MPa；ΔPwb為注聚前的壓力差，MPa。

1.2.4 均質(zhì)微觀驅(qū)替測試

在30 ℃條件下，用石英砂將有效尺寸為68 mm×72 mm×2.5 mm（長×寬×高）的平板夾砂可視微觀均質(zhì)模型填砂后，根據(jù)達西公式計算水相滲透率，并用模擬原油飽和，以0.12 mL/min 的注入速度將0.5PV的模擬鹽水注入模型驅(qū)替黏度為110.7 mPa·s的原油，接著再注入0.3PV的聚合物溶液，最后注入0.7PV模擬鹽水進行驅(qū)替后停止實驗，記錄驅(qū)替圖像。

1.2.5 存聚率測試

在30 ℃條件下，將均質(zhì)和三層非均質(zhì)方巖心裝入巖心夾持器后飽和鹽水，然后以相同的注入速度將0.6PV聚合物溶液注入巖心，同時開始每0.05PV收集一個流出液樣品，并按順序編號為1、2、3…n，采用淀粉-碘化鎘法實時監(jiān)測每個樣品中的含聚質(zhì)量濃度C1、C2、C3…Cn[23]；此后繼續(xù)以相同速度注入模擬鹽水，前1.4PV內(nèi)保持每0.05PV收集一個流出液樣品，1.4PV～3.4PV時每0.1PV收集一個流出液樣品，最后每0.2PV收集一個流出液樣品且監(jiān)測含聚質(zhì)量濃度，并編號為Cm+1、Cm+2、Cm+3…Cn，至無聚合物產(chǎn)出后停止實驗，根據(jù)式（2）計算存聚率：

式中：φ為存聚率，%；VPV為巖心的孔隙體積，mL；C1—Cn為聚合物注入某一取樣時間時的產(chǎn)出聚合物質(zhì)量分數(shù)，mg·L-1；C0為聚合物注入前的初始濃度，mg·L-1。

1.2.6 分流率測試

將2 根滲透率不同的均質(zhì)方巖心分別裝入巖心夾持器，以0.35 mL/min 的注入速度飽和鹽水并測試孔隙體積和滲透率后并聯(lián)連接，再以相同的速度注入模擬水至注入壓力穩(wěn)定，然后轉(zhuǎn)注入0.5PV一定質(zhì)量濃度的聚合物溶液，最后繼續(xù)注入模擬鹽水至2.5PV后結(jié)束實驗。從注入模擬鹽水開始至實驗結(jié)束，記錄高低滲管流出液量，計算高低滲管分流率并繪制變化曲線。

1.2.7 平面非均質(zhì)簇狀殘余油微觀驅(qū)替測試

在30 ℃條件下，在具有“大孔包圍小孔”特征的玻璃刻蝕可視簇狀微觀模型（內(nèi)外流道寬度分別為12 μm 和60 μm）中，先以0.12 mL/min 的注入速度飽和模擬原油（黏度為2 122 mPa·s），后以相當速度注入2.0PV模擬鹽水驅(qū)替原油，形成水驅(qū)后的簇狀殘余油，接著持續(xù)注入聚合物溶液驅(qū)替殘余油至無油流出（約3PV），記錄微觀驅(qū)替圖像。

2 實驗結(jié)果與討論

2.1 聚合物的阻力系數(shù)

在（300～2 000）×10-3μm2的滲透率范圍內(nèi)，考察了均質(zhì)方巖心中相近黏度的締合聚合物（質(zhì)量濃度為1 200 mg·L-1，黏度為39.7 mPa·s）和HPAM（濃度為2 000 mg·L-1，黏度為39.8 mPa·s）的流動阻力能力。從圖2可看出，在相同滲透率（300×10-3μm2）下，締合聚合物所建立的阻力系數(shù)（320）為HPAM 的阻力系數(shù)（42）的近8 倍。當滲透率由300×10-3μm2增加到2 000×10-3μm2后，締合聚合物的阻力系數(shù)（162）也為HPAM 在300×10-3μm2下所建立的近4倍。這表明締合聚合物在相近黏度、相近或更高滲透率下比HPAM 的流動阻力明顯更高，這將可能利于原油驅(qū)替時的流度控制。

圖2 相近黏度聚合物的阻力系數(shù)Fig.2 Resistance factors of the polymers with silimar viscosity

2.2 聚合物的流度控制能力

在相近黏度下，締合聚合物較HPAM的阻力系數(shù)高很多，在2 100×10-3μm2左右滲透率的均質(zhì)平板夾砂可視微觀模型中對比兩者驅(qū)替黏度為110.7 mPa·s普通稠油的差異。從圖3可以看出：在相近黏度下驅(qū)替黏度為110.7 mPa·s 的原油，0.3PV的HPAM 表現(xiàn)出了與前水驅(qū)類似的嚴重“黏性指進”現(xiàn)象，且0.7PV的后續(xù)水驅(qū)也快速出現(xiàn)類似指進而對前水驅(qū)剩余油的波及較小；相反，0.3PV的締合聚合物對前水驅(qū)剩余油實現(xiàn)了較好的波及，所波及的區(qū)域呈白色透明狀（即波及區(qū)域幾乎無殘余油），表現(xiàn)出了明顯穩(wěn)定的驅(qū)替前緣，后續(xù)水驅(qū)也幾乎未表現(xiàn)出“黏性指進”，且最終0.7PV的后續(xù)水驅(qū)幾乎波及了聚驅(qū)后的其他剩余油區(qū)域。計算提高采收率（聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)）情況，締合聚合物的EOR 值（67.43 %）約為HPAM 的EOR 值（23.87%）的3 倍（圖4）。這證明締合聚合物在建立高流動阻力的同時，能夠表現(xiàn)出明顯優(yōu)于HPAM的流度控制能力。

圖3 相近黏度聚合物的原油微觀驅(qū)替Fig.3 Oil micro-displacement images of the polymers with similar viscosity

圖4 相近黏度聚合物提高采收率Fig.4 EOR of the polymers with similar viscosity

2.3 聚合物的非均質(zhì)性調(diào)整能力

2.3.1 聚合物均質(zhì)/非均質(zhì)下的存聚率

在滲透率約為2 100×10-3μm2的均質(zhì)巖心中注入1 200 mg·L-1的締合聚合物，測定其在均質(zhì)條件下的存聚率，并與相同質(zhì)量濃度（黏度16.2 mPa·s）和黏度相近（2 000 mg·L-1）的HPAM 對比；在滲透率分別為4 000×10-3μm2，2 500×10-3μm2，1 000×10-3μm2（高、中、低）的非均質(zhì)巖心中測定了兩者在相近黏度下的存聚率。從圖5 和表1 可以看出：在均質(zhì)條件下，從產(chǎn)出時機、產(chǎn)出質(zhì)量濃度峰值和峰值對應(yīng)注入體積看，締合聚合物與相同濃度且黏度相近的HPAM 表現(xiàn)出了相似的行為，相同質(zhì)量濃度時，締合聚合物的存聚率（14%）略高于HPAM（11.5%），但相近黏度時，締合聚合物的存聚率要低于HPAM 的（27.9%），說明均質(zhì)條件下，相近黏度的超高分子量HPAM 較締合聚合物有更強的存留能力，且這是由于HPAM 的質(zhì)量濃度明顯較締合聚合物的高導致的。不同的是在非均質(zhì)條件下，締合聚合物開始產(chǎn)出且產(chǎn)出質(zhì)量濃度峰值對應(yīng)的注入體積均較HPAM的要大，存聚率（63.4%）也較HPAM（5.2%）的大得多。因此，可證實在非均質(zhì)條件下，締合聚合物有更好的存聚率，其可能通過長期存留在優(yōu)勢通道和封堵大流道等而非常有利于非均質(zhì)性調(diào)整。

表1 相近黏度聚合物在均質(zhì)和非均質(zhì)條件下的存聚率Table 1 Polymer retention ratio of the polymers with similar viscosity under homogenous and heterogenous conditions

2.3.2 聚合物分流率

在4倍滲透率級差（4 000×10-3μm2、1 000×10-3μm2）并聯(lián)巖心中，對比了注入相近黏度HPAM 和締合聚合物前后的高低滲層分流率。從圖6可看出：前水驅(qū)階段的高滲分流量為100 %，低滲分流量為0；注入HPAM 后，其逐漸進入低滲層，在低滲層中的分流率逐漸增加至近40%，但轉(zhuǎn)注續(xù)水后，低滲層的分流率又很快降低至接近于零，高滲層的分流率接近于100%；注入締合聚合物溶液后，隨著注聚量的增加，聚合物先進入高滲層達到一定壓力后轉(zhuǎn)為進入低滲層，當注入壓力累積到一定程度后又轉(zhuǎn)為進入高滲，即聚合物在高、低滲層中交替前進，且后續(xù)水驅(qū)階段在較長時間內(nèi)保持較高的低滲層分流率。這表明締合聚合物不僅進一步擴大了對高滲層的波及，也明顯啟動了低滲層，有利于有效控制非均質(zhì)性嚴重的難題。

2.3.3 聚合物平面非均質(zhì)簇狀殘余油驅(qū)替能力

圖5 產(chǎn)出聚合物質(zhì)量濃度隨聚合物注入體積的變化曲線Fig.5 Variation curves of produced polymer concentration as a fuction of injected volumes

在5 倍滲透率級差（60/12 μm）的簇狀微觀模型中，對比了注入相近黏度HPAM 和締合聚合物驅(qū)替水驅(qū)簇狀殘余油（110.7 mPa·s）的差異，從圖7 可看出：HPAM 僅能驅(qū)替部分高滲區(qū)域的水驅(qū)殘余油，很難波及內(nèi)部低滲區(qū)域，且在出口高滲區(qū)域有明顯剩余油帶；而締合聚合物能驅(qū)替高低滲區(qū)域的大部分殘余油，在外圍大流道中可觀察到“拉絲”和“油路橋接”現(xiàn)象，且可以看到締合聚合物將殘余油推出內(nèi)部小流道，這進一步證實了締合聚合物比HPAM 具有更強的非均質(zhì)性調(diào)整能力。

圖6 4倍級差（4 000×10-3 μm2、1 000×10-3 μm2）下相近黏度聚合物分流率隨聚合物注入體積的變化曲線Fig.6 Variation curves of fractional flow as a fuction of injected volumes at a permeability contrast of 4（4 000×10-3 μm2、1 000×10-3 μm2）

圖7 5倍級差（60/12 μm）下相近黏度聚合物的簇狀殘余油驅(qū)替微觀圖像Fig.7 Cluster-like residual oil micro-displacement images of the polymers at a permeability contrast of 5(60/12 μm)

2.4 基于現(xiàn)場應(yīng)用的締合聚合物調(diào)整油藏非均質(zhì)性的可行性分析

2003年9月至2020年3月，締合聚合物已經(jīng)用于渤海海上油田的普通稠油聚合物驅(qū)，該油田縱向和平面非均質(zhì)性強。17年多的現(xiàn)場應(yīng)用，締合聚合物表現(xiàn)出了積極的動態(tài)響應(yīng)特征和取得了顯著的增油降水效果。在聚合物驅(qū)期間，締合聚合物表現(xiàn)出了多層啟動的特征且產(chǎn)出聚合物質(zhì)量濃度較低（＜250 mg·L-1），生產(chǎn)井中表現(xiàn)出了三種不同的動態(tài)特征。如圖8所示，以中心生產(chǎn)井J16 為例，在注入締合聚合物約12個月后出現(xiàn)了明顯的產(chǎn)油增加和含水率下降，注入15 個月后含水率下降了36 %。截至2020年3月，產(chǎn)油從最初的71 m3/d 增加到最大的126.9 m3/d，含水率從最初的97%下降到最低40%并長期保持在一個較低的穩(wěn)定值（60%～70%）達15 a，且產(chǎn)出聚合物質(zhì)量濃度非常低。這些結(jié)果進一步證實了締合聚合物有較高的存聚率，在非均質(zhì)油藏中能夠表現(xiàn)出良好的非均質(zhì)性調(diào)整能力。

圖8 渤海油田締合聚合物驅(qū)中心生產(chǎn)井J16井動態(tài)生產(chǎn)曲線Fig.8 Dynamic response curves of central production well(Well-J16)of associative polymer flooding in Bohai Oilfield

3 結(jié)論

1）相近黏度下，締合聚合物在相同甚至更高的滲透率下能夠有較HPAM 高得多的阻力系數(shù)，其利于原油驅(qū)替時更好的流度控制而保持穩(wěn)定的驅(qū)替前緣和實現(xiàn)更高的波及，最終獲得更高的提高采收率值。

2）從產(chǎn)出時機、產(chǎn)出質(zhì)量濃度峰值、峰值對應(yīng)注入體積和存聚率看，均質(zhì)條件下締合聚合物與HPAM 有類似的產(chǎn)聚表現(xiàn)和存聚率，明顯不同的是在非均質(zhì)下，締合聚合物的存聚率較HPAM 高出近60%；同時，一定滲透率級差下，締合聚合物呈現(xiàn)在高低滲層中明顯的交替前進現(xiàn)象，并能夠使后續(xù)水驅(qū)在較長時間內(nèi)保持較高的低滲層分流率。這些特征均非常有利于油藏的非均質(zhì)性調(diào)整。

3）一定滲透率級差下，締合聚合物不僅能驅(qū)替簇狀模型中高滲區(qū)域的大部分殘余油，而且可將簇狀殘余油推出內(nèi)部小流道并形成油帶而驅(qū)出，在外圍大流道中還呈現(xiàn)“拉絲”和“油路橋接”現(xiàn)象。

4）與HPAM 相比，相近黏度下，締合聚合物有顯著的流度控制和非均質(zhì)調(diào)整能力，海上油田締合聚合物驅(qū)現(xiàn)場應(yīng)用也證實其在稠油油藏化學驅(qū)的應(yīng)用與推廣中具有較大潛力。