陳姝芳，趙文森，唐 雷，賴南君

（1. 西南石油大學(xué) 化學(xué)化工學(xué)院，四川 成都 610500；2. 西南石油大學(xué) 油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；3. 中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100020）

聚合物驅(qū)是化學(xué)驅(qū)提高原油采收率中應(yīng)用最為廣泛的技術(shù)[1-2]。聚合物溶液的高黏度可以降低驅(qū)替液與被驅(qū)替液的流度比，減少驅(qū)替過程中的指進(jìn)現(xiàn)象[3-6]。但聚合物溶液在高溫及高鹽的環(huán)境中黏度損失嚴(yán)重，且剖面調(diào)整的能力有限，不利于聚合物在高溫高鹽油藏和強(qiáng)非均質(zhì)性油藏中的應(yīng)用[7-8]。

預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒（PPG）作為一種調(diào)剖劑引起了人們的廣泛關(guān)注。PPG的部分交聯(lián)結(jié)構(gòu)具有強(qiáng)親水基團(tuán)，可與水分子形成氫鍵，吸水膨脹形成凝膠顆粒，具有地面交聯(lián)、耐溫抗鹽和強(qiáng)度可控等優(yōu)點(diǎn)[9-13]，但在溶液中的懸浮性較差，不利于注入。姜祖明等[14]通過多點(diǎn)引發(fā)制備了支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒（B-PPG），在PPG主鏈上引入了部分支化鏈，支化鏈可溶于水，發(fā)揮增黏作用，使B-PPG顆粒的懸浮性能提高[15-17]，他們發(fā)現(xiàn)，B-PPG與聚合物復(fù)配后會(huì)產(chǎn)生一些有益于驅(qū)替的性能。Gong等[8]研究發(fā)現(xiàn)，B-PPG與聚丙烯酰胺（HPAM）的復(fù)合體系在非均質(zhì)模型中具有較高的分流調(diào)節(jié)能力。He等[18]研究發(fā)現(xiàn)，由于聚合物的黏度效應(yīng)，B-PPG/HPAM復(fù)合體系在多孔介質(zhì)中具有更加優(yōu)異的運(yùn)移傳播性能，復(fù)合體系間B-PPG/HPAM兩組分間的復(fù)配比例還有待進(jìn)一步優(yōu)化。同時(shí)非均相復(fù)合體系的滲流規(guī)律和驅(qū)油性能是提高采收率的關(guān)鍵[19-20]，因此有必要深入研究非均相復(fù)合體系在多孔介質(zhì)中的滲流驅(qū)油特性。

本工作選取B-PPG和HPAM復(fù)配得到非均相復(fù)合體系，確定了總質(zhì)量濃度在2 400 mg/L下的最佳復(fù)配比例，并對(duì)非均相復(fù)合體系的滲流驅(qū)油性能進(jìn)行了研究。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 試劑與儀器

B-PPG:中國石化勝利油田勘探開發(fā)研究院，粒度為50～100目。線性HPAM:分子量2×107萬，水解度25%，SNF公司。原油:中國石化勝利油田分公司，密度0.915 g/cm3，黏度37.4 mPa·s。地層鹽水的離子組成如表1所示，礦化度為6 666 mg/L。

表1 模擬地層鹽水組成Table 1 Simulated brine formulation

Brookfield DV-Ⅲ型黏度計(jì):美國Brook公司；Haake MARS Ⅲ型流變儀:賽默飛世爾科技（中國）有限公司；MASTERSIZER 2000型激光粒度測(cè)定儀:英國馬爾文公司；多功能化學(xué)驅(qū)物理模擬裝置:海安石油科技儀器有限公司。

1.2 性能測(cè)試

1.2.1 增黏性測(cè)試

將一定量的B-PPG和HPAM加入至模擬地層鹽水中，攪拌4 h，得B-PPG懸浮液和HPAM溶液。固定體系的總質(zhì)量濃度為2 400 mg/L，配制非均相復(fù)合體系，在油藏溫度70 ℃和剪切速率7.34 s-1條件下測(cè)定B-PPG懸浮液、HPAM溶液及非均相復(fù)合體系的黏度。

1.2.2 流變性測(cè)試

將試樣靜置2 h以上，確保溶液中沒有氣泡。在穩(wěn)態(tài)剪切實(shí)驗(yàn)中選擇速率控制模式、剪切速率范圍為1～1 000 s-1、在70 ℃下測(cè)試非均相復(fù)合體系的剪切稀釋性。選擇0.1 Pa的特定應(yīng)力，以確保試樣在線性黏彈性區(qū)域內(nèi)。在振蕩模式下，在0.01～10.00 Hz的頻率范圍內(nèi)進(jìn)行振蕩頻率掃描，在70 ℃下測(cè)試非均相復(fù)合體系的黏彈性。

1.3 滲流實(shí)驗(yàn)

通過長(zhǎng)填砂管模型考察非均相復(fù)合體系在不同滲透率模型中的滲流特征，實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。在模擬油藏溫度70 ℃下水驅(qū)至壓力平衡。以0.5 mL/min的注入流速連續(xù)向不同滲透率的模型中注入非均相復(fù)合體系，壓力趨于穩(wěn)定時(shí)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至壓力平衡。分別在模型入口端、1/4處和3/4處放置壓力表，通過壓力數(shù)據(jù)采集處理系統(tǒng)定時(shí)記錄模型入口端、1/4處和3/4處的壓力數(shù)據(jù)。

長(zhǎng)填砂管模型中多孔介質(zhì)的平均孔喉半徑與滲透率、孔隙度的關(guān)系如式（1）所示:

式中，k為模型滲透率，μm2；為模型孔隙度，%；r為模型平均孔喉半徑，μm。

使用δ表示膨脹后B-PPG顆粒粒徑中值與多孔介質(zhì)平均孔喉直徑的比值，表達(dá)式見（2）。

式中，dav為B-PPG的粒徑中值，μm；d為多孔介質(zhì)的平均孔喉直徑，μm。

1.4 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

1.4.1 微觀刻蝕模型

通過石英玻璃制作微觀刻蝕模型研究非均相復(fù)合體系的微觀驅(qū)油性能，流程見圖1。用激光雕刻機(jī)在石英玻璃的表面上雕刻出深度約為0.2mm的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，寬度根據(jù)實(shí)際的需要雕刻。用普通玻璃覆蓋在雕刻好的石英玻璃上，用膠水使其黏結(jié)，并將黏結(jié)好的刻蝕模型四周打磨光滑。將打磨后的刻蝕模型放入模型外套中，旋緊螺絲，接上進(jìn)口管和出口管，檢查模型的密封性能。實(shí)驗(yàn)過程中用光學(xué)顯微鏡觀察實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，用照相機(jī)錄下實(shí)驗(yàn)全過程。

圖1 長(zhǎng)填砂管模型流程Fig.1 Flow chart of long sand-filled pipe model experiment.

1.4.2 可視化平板模型

通過可視化平板模型研究非均相復(fù)合體系的宏觀調(diào)剖驅(qū)油性能。模型內(nèi)腔尺寸長(zhǎng)30 cm，寬30 cm，高3～6 cm，所能承受的最大壓力為2 MPa。為了模擬平面非均質(zhì)性，使用不同目數(shù)的石英砂在模型中分別填制高、中、低滲透率區(qū)塊。模型飽和油后在模擬油藏溫度70 ℃下老化72 h，水驅(qū)之后以1 mL/min的注入流量注入0.5 PV非均相復(fù)合體系，后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)98%以上。

2 結(jié)果與討論

2.1 增黏性

B-PPG懸浮液、HPAM溶液及非均相復(fù)合體系的增黏性曲線見圖2。

圖2 B-PPG懸浮液、HPAM溶液及非均相復(fù)合體系的黏度Fig.2 Viscosities of HPAM，B-PPG and mixtures of HPAM and B-PPG.

從圖2可看出，隨著HPAM和B-PPG含量的增加，溶液的黏度增加。HPAM是線性高分子，隨HPAM含量的增加，分子鏈及分子間的纏繞程度增加，因此溶液黏度上升。每單位體積中B-PPG的顆粒數(shù)量隨B-PPG含量的增大而增多，B-PPG顆粒間發(fā)生碰撞和摩擦的可能性增加，溶液的黏度也相應(yīng)增加。復(fù)合體系的黏度隨B-PPG含量的增加逐漸降低，B-PPG本身的分子鏈長(zhǎng)要小于HPAM，黏度低于HPAM，因此復(fù)合體系的黏度也隨著B-PPG含量的增加而逐漸降低。

2.2 流變性

非均相復(fù)合體系的剪切稀釋性見圖3。從圖3可看出，總質(zhì)量濃度為2 400 mg/L時(shí)，1 200 mg/L B-PPG+1 200 mg/L HPAM的非均相復(fù)合體系的曲線最為平滑，體系的穩(wěn)定性最佳，為最佳配方。

圖3 非均相復(fù)合體系的剪切稀釋性Fig.3 Shear thinning behavior of heterogeneous composite systems.

2.3 滲流特征

滲流實(shí)驗(yàn)中所用的非均相復(fù)合體系的配方為1 200 mg/L B-PPG+1 200 mg/L HPAM。具有多個(gè)測(cè)壓點(diǎn)的不同滲透率長(zhǎng)填砂管模型中的滲流壓力曲線見圖4。

圖4 非均相復(fù)合體系在不同滲透率長(zhǎng)填砂管模型中的滲流壓力曲線Fig.4 Seepage pressure curves of heterogeneous composite system in long sand-packed pipe model with different permeability.

由圖4a可看出，由于0.679 μm2的模型孔喉尺寸小，注入非均相復(fù)合體系后，入口處壓力急劇增大，壓力曲線沒有出現(xiàn)穩(wěn)定的波動(dòng)平臺(tái)。這說明體系中B-PPG顆粒的粒徑較大，在0.679 μm2的填砂管模型入口處出現(xiàn)了明顯的封堵和壓力傳遞不均勻的現(xiàn)象，溶液不能較好地在0.679 μm2的填砂管模型中運(yùn)移傳播。由于顆粒在模型入口處的堆積堵塞，顆粒無法運(yùn)移進(jìn)模型的中后部，因此模型1/4處和3/4處測(cè)壓點(diǎn)的壓力未升高，因此在0.679 μm2的模型中的滲流模式為形成堵塞。圖4b填砂管模型的滲流壓力曲線與圖4a相似，非均相復(fù)合體系在1.054 μm2模型中的滲流模式也為形成堵塞。由圖4c可看出，入口處的壓力曲線波動(dòng)較大，前一個(gè)壓力點(diǎn)升高到一定的幅度時(shí)，后面的一個(gè)壓力點(diǎn)才開始緩慢上升。體系中存在B-PPG黏彈性顆粒，顆粒在孔喉較小處會(huì)產(chǎn)生一定程度的堆積效應(yīng)，使得注入壓力升高。當(dāng)壓力增大到一定程度時(shí)，軟固體顆粒由于黏彈性在外力下變形，從而突破小孔喉，使壓力下降。連續(xù)注入顆粒及部分顆粒的剪切破碎產(chǎn)生滲流阻力的疊加，使得驅(qū)替壓力產(chǎn)生堆積，如此反復(fù)，最后形成一個(gè)相對(duì)較穩(wěn)定的壓力波動(dòng)范圍。滲流壓力曲線的波動(dòng)反映出非均相復(fù)合體系中的B-PPG顆粒在多孔介質(zhì)中以“堆積和堵塞-壓力增加-變形和遷移”的方式動(dòng)態(tài)位移。相對(duì)于1.054 μm2的多孔介質(zhì)，2.038 μm2的多孔介質(zhì)的孔喉尺寸增大，顆粒運(yùn)移阻力減小，運(yùn)移速率增大，1/4處和3/4處的壓力曲線波動(dòng)范圍更廣，3/4處的壓力明顯升高，表明在該模型中具有較好的注入性與傳播性，滲流模式為匹配通過多孔介質(zhì)。圖4d的滲流壓力曲線與圖4c類似，由于滲透率的進(jìn)一步增大，顆粒運(yùn)移能力增大，1/4處和3/4處測(cè)壓點(diǎn)的壓力有明顯上升，在3.323 μm2模型中滲流模式亦為匹配通過多孔介質(zhì)。由圖4e可看出，高滲模型中的孔喉尺寸大，體系中B-PPG顆粒由于運(yùn)移阻力小從而具有較快的運(yùn)移速率。注入非均相復(fù)合體系后，不同測(cè)壓點(diǎn)的壓力依次快速增大，非均相復(fù)合體系的注入PV數(shù)分別達(dá)到1.4，2.0，2.5時(shí)壓力趨于穩(wěn)定。這說明在5.095 μm2的多孔介質(zhì)中具有良好的傳播性和注入性，滲流模式為順利通過多孔介質(zhì)。

非均相復(fù)合體系流度控制能力見表2。從表2可看出，非均相復(fù)合體系能夠匹配通過的孔喉尺寸為13.94～19.67 μm（對(duì)應(yīng)的滲透率范圍為2.038～5.095 μm2）。顆粒粒徑與孔喉直徑比值δ在37.75～53.27之間時(shí)，非均相復(fù)合體系能夠匹配通過多孔介質(zhì)的孔喉。

表2 非均相復(fù)合體系在長(zhǎng)填砂管模型中的滲流特征Table 2 Flow characteristics of heterogeneous composite system in long sand-packed pipe model

2.4 驅(qū)油性能

2.4.1 微觀驅(qū)油性能

通過激光刻度儀在石英玻璃上雕刻不同寬度的孔道，模擬儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，研究非均相復(fù)合體系在微觀刻蝕模型中的微觀驅(qū)油性能。為便于觀察，將地層水用紅墨水染成紅色，連接好管線后，用微量泵向刻蝕模型中飽和地層水。水驅(qū)后注入非均相復(fù)合體系，驅(qū)油過程見圖5。

圖5 非均相復(fù)合體系的驅(qū)油過程Fig.5 Oil displacement process diagram of heterogeneous composite system.

由圖5a可看出，非均相復(fù)合驅(qū)后，刻蝕模型的黑色明顯變淺，大量的原油被驅(qū)出，同時(shí)刻蝕模型的紅色也變淺，表明非均相復(fù)合體系將地層水部分驅(qū)出。由圖5b和c上藍(lán)色線圈標(biāo)注可發(fā)現(xiàn)，在驅(qū)替過程中，非均相復(fù)合體系依靠自身的黏度對(duì)管道壁上的殘余油具有明顯的“拉”、“拽”作用，附著在孔道壁上的原油被剝落，隨溶液一起被逐漸驅(qū)出。同時(shí)由青綠色線圈標(biāo)注的點(diǎn)可發(fā)現(xiàn)，被地層水所包圍的“簇狀”殘余油仍有部分隨溶液一起被驅(qū)出。對(duì)比圖5d～f上藍(lán)色線圈標(biāo)注可發(fā)現(xiàn)，經(jīng)過非均相復(fù)合體系驅(qū)替后，盲端處的原油也大量的減少。非均相復(fù)合體系中的增黏水化層和黏彈性B-PPG顆粒在多孔介質(zhì)中的協(xié)同作用，使其表現(xiàn)出良好的驅(qū)油性能。

2.4.2 宏觀驅(qū)油性能

可視化平板模型中非均相復(fù)合體系的驅(qū)替過程見圖6。從圖6a和b可看出，在水驅(qū)油時(shí)，水線前緣主要流過平板模型中間滲透率最大的部分，此處顏色逐漸變淺，注入水在模型中形成了“指進(jìn)”現(xiàn)象，水驅(qū)效果比較差。從圖6c可看出，非均相復(fù)合體系首先是進(jìn)入滲透率最大的部分，此處的黑色有明顯的變化，即原油不斷被驅(qū)出，同時(shí)另外的原油也部分被驅(qū)出，體系整體向前推進(jìn)的趨勢(shì)明顯，具有較好的“均衡驅(qū)替”作用，波及體積明顯擴(kuò)大。

圖6 可視化平板模型驅(qū)油過程Fig.6 Visualized flat plate model of the flooding process.

非均相復(fù)合體系的宏觀驅(qū)油性能見圖7。

圖7 非均相復(fù)合體系的宏觀驅(qū)油性能Fig.7 Macroscopic oil displacement performance of heterogeneous composite system.

從圖7可看出，水驅(qū)油階段大部分注入水沿高滲透層快速竄進(jìn)，此處吸水量上升較快。中、低滲透層由于滲流阻力相對(duì)較大導(dǎo)致吸水量較少，中、低滲透層的大部分剩余油滯留，總原油采收率僅為44.44%。注入非均相復(fù)合體系后，高滲透率層的分流率迅速下降，中低滲透率層的分流率有明顯上升，出現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向的現(xiàn)象。這是因?yàn)榉蔷鄰?fù)合體系首先進(jìn)入高滲透率帶，增黏水化層的作用使其吸附滯留在巖石上，增加了驅(qū)替液的黏度。油水流度比的降低縮小了不同滲透率層位中水線向前推進(jìn)的不均勻性。高滲透層滲透率降低，相應(yīng)地增加了中、低滲透率層位的吸水量，最終使原來未被啟動(dòng)的中、低滲透率層中的油開始流動(dòng)，原油采收率提高至52.84%。在后續(xù)水驅(qū)階段，高滲透層的分流量有一定程度的恢復(fù)，中低滲透率層的分流率有一定程度的下降。由于黏彈性B-PPG顆粒在孔喉中堆積堵塞，建立較好的沿程阻力，起到“堵塞”大孔道的作用，從而避免后續(xù)注入水沿著高滲透帶突進(jìn)，原油采收率進(jìn)一步提高至64.28%，原油采收率提高了19.84百分點(diǎn)。

3 結(jié)論

1）在溶液總質(zhì)量濃度為2 400 mg/L時(shí)，1 200 mg/L B-PPG+1 200 mg/L HPAM的非均相復(fù)合體系為最優(yōu)配方。

2）非均相復(fù)合體系在多孔介質(zhì)內(nèi)部以“堆積和堵塞-壓力增加-變形和遷移”的方式動(dòng)態(tài)位移，體系中B-PPG顆粒粒徑與孔喉直徑比值δ在37.75～53.27之間時(shí)，顆粒能夠通過彈性形變匹配通過多孔介質(zhì)的孔喉。

3） 非均相復(fù)合體系中B-PPG顆粒的黏彈性能夠拉動(dòng)“盲端”內(nèi)的殘余油，從而達(dá)到提高洗油效率的目的。非均相復(fù)合體系能調(diào)整平面非均質(zhì)性，原油采收率提高了19.84百分點(diǎn)。