改善聚表劑油藏適應(yīng)性方法及其效果研究

苑盛旺， 盧祥國， 姜曉磊， 曹偉佳， 李建冰， 俆典平

(1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠，黑龍江大慶 163514； 3.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司海外油田提高采收率項(xiàng)目部，黑龍江大慶 163711)

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改善聚表劑油藏適應(yīng)性方法及其效果研究

苑盛旺1， 盧祥國1， 姜曉磊1， 曹偉佳1， 李建冰2， 俆典平3

(1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠，黑龍江大慶 163514； 3.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司海外油田提高采收率項(xiàng)目部，黑龍江大慶 163711)

抗鹽聚合物通過分子間締合作用來改變聚合物分子聚集態(tài)，促使其抗鹽性明顯提高。但改變聚合物分子聚集態(tài)也會(huì)增加分子線團(tuán)尺寸，帶來抗鹽聚合物溶液油藏適應(yīng)性變差問題。利用儀器分析、化學(xué)分析和現(xiàn)代物理模擬方法，以大慶油藏地質(zhì)、流體和聚表劑為實(shí)驗(yàn)平臺(tái)，以聚合物溶液黏度、分子線團(tuán)尺寸、滲流特性和采收率等為評(píng)價(jià)指標(biāo)，開展了聚表劑溶液分子聚集體調(diào)節(jié)方法及其效果實(shí)驗(yàn)研究。結(jié)果表明，β-環(huán)糊精可以抑制聚表劑分子間締合程度，減小聚表劑分子聚集體尺寸，增加可進(jìn)入儲(chǔ)層滲透率范圍。“聚表劑/β-環(huán)糊精”體系與巖心非均質(zhì)性存在最佳匹配關(guān)系，此時(shí)聚表劑溶液擴(kuò)大波及體積效果達(dá)到最佳，采收率增幅最大。

大慶油田； 聚表劑； β-環(huán)糊精； 締合程度； 適應(yīng)性評(píng)價(jià)

NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.The8thOilProductionPlantofDaqingOilfield,CNPC,DaqingHeilongjiang163514,China; 3.ImprovedRecoveryProjectDepartmentofOverseasOilfieldsinDaqingOilfield,CNPC,DaqingHeilongjiang163711,China)

抗鹽聚合物以其優(yōu)良的增黏性和抗鹽性受到石油科技工作者的重視，在提高采收率中發(fā)揮著重要作用[1-2]?？果}聚合物可分為兩類：第一類是通過增加分子鏈長(zhǎng)度來增強(qiáng)其包絡(luò)水分子能力即增黏效果，如油田上正在使用的超高相對(duì)分子質(zhì)量聚合物；第二類是通過分子鏈上疏水基團(tuán)間締合作用來形成網(wǎng)狀聚集體，進(jìn)而增強(qiáng)其包絡(luò)水分子能力，如聚表劑、疏水締合聚合物和枝化聚合物等[3-7]。盡管締合作用形成的網(wǎng)狀聚集體包絡(luò)水分子能力較強(qiáng)，增黏效果較好，但這也造成聚合物分子線團(tuán)尺寸增加，與孔喉結(jié)構(gòu)間匹配關(guān)系變差，最終導(dǎo)致抗鹽聚合物溶液驅(qū)替效果變差[8-10]。為了改善抗鹽聚合物油藏適應(yīng)性，本文以高分子化學(xué)、物理化學(xué)和油藏工程為理論指導(dǎo)，以儀器檢測(cè)、化學(xué)分析和現(xiàn)代物理模擬為技術(shù)手段，以大慶儲(chǔ)層物性和流體為實(shí)驗(yàn)平臺(tái)，開展了抗鹽聚合物分子締合程度調(diào)節(jié)方法及其效果實(shí)驗(yàn)研究，這對(duì)改善抗鹽聚合物驅(qū)替效果具有重要理論意義和應(yīng)用價(jià)值。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用抗鹽聚合物為聚表劑，其相對(duì)分子質(zhì)量為700×104，固含量為90%，大慶煉化公司生產(chǎn)；調(diào)節(jié)劑為β-環(huán)糊精，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司生產(chǎn)。實(shí)驗(yàn)用油由大慶油田采油一廠脫氣原油與煤油混合而成，油藏溫度條件下黏度為9.8 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水為大慶油田采油一廠注入水，水質(zhì)分析見表1。

表1 水質(zhì)分析表

實(shí)驗(yàn)巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心[11]，包括柱狀和二維縱向非均質(zhì)兩種類型。前者用于聚表劑溶液滲流特性實(shí)驗(yàn)，幾何尺寸為Φ×L=2.5 cm×10 cm，氣測(cè)滲透率范圍為(100～535)×10-3μm2。后者用于驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)，包括高中低3個(gè)滲透層，各小層厚度為1.5 cm，滲透率變異系數(shù)Vk分別為0.25(巖心1)、0.43(巖心2)、0.59(巖心3)和0.72(巖心4)，外觀幾何尺寸：高×寬×長(zhǎng)=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，各個(gè)小層滲透率設(shè)計(jì)見表2。

表2 巖心滲透率

1.2 儀器設(shè)備

(1) 黏度

采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀測(cè)試黏度，轉(zhuǎn)速為6 r/min，測(cè)試溫度45 ℃。

(2) 分子線團(tuán)尺寸Dh

采用美國布魯克海文BI-200SM型廣角動(dòng)/靜態(tài)光散射儀系統(tǒng)測(cè)試驅(qū)油劑中聚表劑分子線團(tuán)尺寸Dh。

(3) 滲流特性和驅(qū)油效果

聚表劑溶液滲流特性和驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)儀器采用無錫石油儀器廠生產(chǎn)的巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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，其他部分置于45 ℃恒溫箱內(nèi)。實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程見圖1。

圖1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程示意圖

Fig.1 Sketch of experiment apparatus and its flow

1.3 內(nèi)容設(shè)計(jì)

1.3.1 聚表劑溶液分子線團(tuán)與儲(chǔ)層巖石孔隙匹配關(guān)系 一般認(rèn)為，聚表劑溶液分子線團(tuán)與儲(chǔ)層孔隙間具有良好匹配關(guān)系，是指聚表劑溶液通過巖心時(shí)注入壓力能夠達(dá)到穩(wěn)定即不發(fā)生堵塞，通常把聚表劑溶液通過巖心而不發(fā)生堵塞的最低滲透率稱之為滲透率極限。滲透率極限可以通過巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)來確定，利用注入壓力是否可以達(dá)到穩(wěn)定來判定是否發(fā)生了堵塞。

聚表劑溶液在巖心多孔介質(zhì)內(nèi)滯留量大小評(píng)價(jià)，除了注入壓力指標(biāo)外，還常用阻力系數(shù)FR和殘余阻力系數(shù)FRR來表示，其定義為：

式中：Δp1為巖心水驅(qū)壓差，MPa；Δp2為聚表劑溶液驅(qū)壓差，MPa；Δp3為后續(xù)水驅(qū)壓差，MPa。上述注入過程必須保持注液速度相同，液體注入量應(yīng)當(dāng)達(dá)到5 PV以上。

1.3.2 聚表劑溶液締合程度與儲(chǔ)層非均質(zhì)性適應(yīng)性 在聚合物溶液性能相同條件下，通過分析注入過程壓力、采收率和含水率變化特征，考察聚表劑溶液締合程度與巖心非均質(zhì)性間適應(yīng)性。

2 實(shí)驗(yàn)原理

2.1 抗鹽聚合物增黏原理

抗鹽聚合物通常是利用聚合物分子鏈上疏水基團(tuán)間締合作用(或交聯(lián)作用)來改變聚合物分子聚集體，獲得網(wǎng)型分子構(gòu)型，從而增強(qiáng)聚合物分子聚集體包絡(luò)水分子能力。因此，在相同濃度條件下抗鹽聚合物溶液黏度要遠(yuǎn)高于普通(線性-支鏈型)聚合物溶液的值。

2.2 β-環(huán)糊精及其性能特點(diǎn)

β-環(huán)糊精擁有一個(gè)錐形外腔親水和內(nèi)腔疏水的圓環(huán)形結(jié)構(gòu)。β-環(huán)糊精的重要性質(zhì)是通過疏水作用力、氫鍵和范德華力等進(jìn)行分子識(shí)別，可以與多種無機(jī)和有機(jī)小分子(如聚合物大分子等)形成主-客體包結(jié)復(fù)合物，從而使客體分子的反應(yīng)活性和溶液性質(zhì)等發(fā)生重大改變。當(dāng)β-環(huán)糊精加入疏水締合聚合物溶液后，它就會(huì)包裹疏水締合聚合物分子鏈上疏水基團(tuán)(見圖2)，使它們之間的締合作用難以發(fā)生，超分子聚集體和空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)難以形成，宏觀上表現(xiàn)為聚合物溶液黏度難以大幅度升高。因此，隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，超分子聚集體數(shù)量減少，聚合物溶液黏度降低。一旦疏水締合聚合物溶液中全部疏水基團(tuán)都受到包裹，β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化就不再影響聚合物溶液黏度。

圖2 β-環(huán)糊精包裹疏水單體示意圖

Fig.2 Sketch of β-CD wrapping hydrophobic monomer

隨聚表劑溶液中調(diào)節(jié)劑濃度增加，發(fā)生締合作用的疏水基團(tuán)減少，它可以用締合程度λ來描述：

式中：η為相同條件下等質(zhì)量分?jǐn)?shù)普通聚合物溶液黏度，mPa·s;ηi為未添加調(diào)節(jié)劑β-環(huán)糊精時(shí)溶液黏度，mPa·s;ηc為添加不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)調(diào)節(jié)劑時(shí)溶液黏度，mPa·s。

3 結(jié)果分析

3.1 聚表劑溶液黏度和分子線團(tuán)尺寸

3.1.1 黏度 采用注入污水配制質(zhì)量濃度為1 000 mg/L聚表劑溶液，然后加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)β-環(huán)糊精，測(cè)試其黏度，計(jì)算締合程度。聚表劑溶液黏度測(cè)試和締合程度計(jì)算結(jié)果見表3。

表3 黏度測(cè)試結(jié)果

注：1 000 mg/L普通聚合物溶液黏度為16.0 mPa·s。

由表3可知，隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，聚表劑溶液締合程度降低，黏度減小。當(dāng)β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過0.065%后，黏度不再降低，表明此時(shí)聚表劑分子間締合作用受到最大程度的抑制。

3.1.2 分子線團(tuán)尺寸Dh采用注入污水配制質(zhì)量濃度為1 000 mg/L聚表劑溶液，加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)β-環(huán)糊精，然后稀釋成質(zhì)量濃度為100 mg/L目的液，其分子線團(tuán)尺寸測(cè)試結(jié)果見表4。

表4 分子線團(tuán)尺寸測(cè)試結(jié)果

從表4中可以看出，隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，聚表劑溶液中聚合物分子線團(tuán)尺寸Dh降低。由此可見，β-環(huán)糊精可以改善聚合物分子聚集體與儲(chǔ)層巖石孔隙間匹配關(guān)系。

3.2 流動(dòng)特性

在聚表劑質(zhì)量濃度為1 000 mg/L條件下，“β-環(huán)糊精/聚表劑”體系阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)測(cè)試結(jié)果見表5。

從表5中可以看出，β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)和巖心滲透率對(duì)“β-環(huán)糊精/聚表劑”體系阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)存在影響。在聚表劑質(zhì)量濃度(cP=1 000 mg/L)一定時(shí)，隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，“β-環(huán)糊精/聚表劑”體系黏度下降，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)減小。由此可見，隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，聚表劑分子鏈間的締合作用減弱，“β-環(huán)糊精/聚表劑”體系黏度下降，聚表劑分子聚集體尺寸變小，使得該體系與巖心孔隙間配伍性變好。添加β-環(huán)糊精可以增大聚表劑溶液可進(jìn)入儲(chǔ)層滲透率范圍。

“β-環(huán)糊精/聚表劑”體系注入壓力與注入PV數(shù)關(guān)系見圖3。從圖3中可以看出，當(dāng)聚合物分子線團(tuán)尺寸與巖心孔喉尺寸適應(yīng)性較差時(shí)，隨注入PV數(shù)增加，注入壓力呈現(xiàn)出持續(xù)升高態(tài)勢(shì)。反之，注入壓力就會(huì)趨于穩(wěn)定即注入壓力與PV數(shù)關(guān)系曲線就會(huì)出現(xiàn)水平段。

表5 阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

注：工作黏度為預(yù)剪切黏度，黏度保留率為70%。

圖3 注入壓力與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系

Fig.3 Relationship between injection pressure and PV

綜上所述，在聚表劑質(zhì)量濃度為1 000 mg/L條件下，當(dāng)β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0時(shí)，“β-環(huán)糊精/聚表劑”體系對(duì)應(yīng)滲透率極限為Kg=490×10-3μm2。類似地，當(dāng)β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.002%、0.005%、0.010%和0.065%時(shí)，對(duì)應(yīng)滲透率極限下降為Kg=340×10-3、220×10-3、195×10-3μm2和160×10-3μm2。

3.3 驅(qū)油效果

聚表劑溶液締合程度與巖心非均質(zhì)性適應(yīng)性實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6。

表6 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表6中可以看出，隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，聚表劑分子間締合程度降低，聚合物溶液黏度降低。對(duì)于非均質(zhì)性不同巖心，締合程度對(duì)采收率增幅影響呈現(xiàn)不同變化趨勢(shì)。對(duì)于“巖心1”，隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，采收率增幅呈現(xiàn)遞減趨勢(shì)。對(duì)于“巖心2”、“巖心3”和“巖心4”，隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，采收率增幅呈現(xiàn)先上升后下降變化趨勢(shì)。當(dāng)β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別在0和0.002%時(shí)，“巖心1”和“巖心2”采收率增幅分別達(dá)到最大值，為18.5%和19.0%。由此可見，在儲(chǔ)層平均滲透率相同條件下，當(dāng)非均質(zhì)性較強(qiáng)時(shí)，適當(dāng)減小聚表劑締合程度即增加β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)可以增強(qiáng)聚表劑溶液與儲(chǔ)層間適應(yīng)性，進(jìn)而提高驅(qū)油效果。

從表6中還可以看出，當(dāng)聚表劑溶液中未添加β-環(huán)糊精時(shí)，隨巖心滲透率級(jí)差增大，采收率增幅呈現(xiàn)持續(xù)下降趨勢(shì)。當(dāng)β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.002%和0.005%時(shí)，隨巖心滲透率級(jí)差增大，采收率增幅呈現(xiàn)先上升后下降趨勢(shì)，并在滲透率變異系數(shù)為0.43時(shí)達(dá)到最大，采收率增幅分別為19.0%和17.9%。當(dāng)β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.010%和0.065%時(shí)，采收率增幅在滲透率變異系數(shù)為0.59時(shí)最大，分別為16.5%和14.2%，并隨巖心滲透率級(jí)差增大呈現(xiàn)先上升后下降趨勢(shì)。

對(duì)于“巖心1”，其非均質(zhì)性較弱，且中低滲透層滲透率較高，此時(shí)聚表劑溶液分子聚集體與巖心孔隙間適應(yīng)性較好，采收率增幅較大。但隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，聚表劑分子間締合作用減弱，聚表劑分子線團(tuán)尺寸減小，這樣不利于擴(kuò)大波及體積，采收率增幅呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。隨巖心非均質(zhì)性逐漸增強(qiáng)即滲透率級(jí)差增加，低滲透層滲透率減小，與其相適應(yīng)聚表劑分子線團(tuán)尺寸減小，添加β-環(huán)糊精有利于擴(kuò)大低滲透層的波及效果。但隨β-環(huán)糊精質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，聚表劑分子聚集體尺寸減小，它在高滲層內(nèi)滯留能力降低，液流轉(zhuǎn)向效果變差。由此可見，“聚表劑/β-環(huán)糊精”體系與巖心非均質(zhì)性存在最佳匹配關(guān)系，此時(shí)聚表劑溶液擴(kuò)大波及體積效果達(dá)到最佳，采收率增幅最大[12-15]。

4 結(jié)論

(1) β-環(huán)糊精可以抑制聚表劑分子間締合程度，減小聚表劑分子聚集體尺寸，增加可進(jìn)入儲(chǔ)層滲透率范圍。

(2) “聚表劑/β-環(huán)糊精”體系與巖心非均質(zhì)性存在最佳匹配關(guān)系，此時(shí)聚表劑溶液擴(kuò)大波及體積效果達(dá)到最佳，采收率增幅最大。

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Lu Xiangguo, Wang Shuxia, Wang Rongjian, et al. Adaptability of a deep profile control agent to reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011，38(5)：576-582．

(編輯 宋官龍)

Research on the Method and Effect of Enhancing the Adaptability between Polymer-Surfactant Agent and Reservoir

Yuan Shengwang1, Lu Xiangguo1, Jiang Xiaolei1, Cao Weijia1, Li Jianbing2, Xu Dianping3

(1.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,CollegeofPetroleumEngineering,

Molecular aggregation state of salt-resistance polymer was changed by intermolecular association, which transparently enhanced its property of salt-resistance. However, molecular size was increased while the state of molecular aggregation was changed. Thus the question of worse adaptability between salt-resistance polymer and reservoir came out. By means of instrument analysis, chemical analysis and modern physical simulation method, taking reservoir geology, fluids and polymer-surfactant agent of Daqing as research platform, regarding polymer-surfactant solution viscosity, molecular thread size and seepage characteristics as evaluation index, the research on the adjusting method and effect of the state of molecular aggregation of polymer-surfactant agent was carried out. The results showed that β-CD could restrain the association of polymer-surfactant molecules, thus reduce the size of molecular aggregation of polymer-surfactant agent. All this led to the wider range of the permeability that could be flowed through. There existed a best matching relationship between polymer-surfactant/β-CD and core heterogeneity. On this point, the effect of enlarging sweeping volume of polymer-surfactant agent was optimal and recovery efficiency reached a climax.

Daqing oilfield; Polymer-surfactant; β-CD; Degree of association; Adaptability evaluation

1006-396X(2015)06-0049-06

2015-03-16

2015-08-31

黑龍江省自然科學(xué)基金重點(diǎn)項(xiàng)目資助(ZD201312)。

苑盛旺(1990-)，男，碩士研究生，從事提高采收率理論和技術(shù)研究；E-mail:yuanshengwangi3@163.com。

盧祥國(1960-)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，從事提高采收率理論和技術(shù)研究；E-mail：luxiangg2003@aliyun.com。

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.06.010