引言

随着油田的不断开发，中国大部分油田逐渐进入注水开发后期，油井大量产水是困扰老油田的重要问题^[1-2]。油井出水会造成油井泵效降低，管道设备严重腐蚀，并增加污水处理的工作量。油井堵水是实现“稳油控水”的重要措施，对于油井化学堵水，堵水剂的选择很大程度上决定了油井堵水的成败。近年来国内外常用聚合物冻胶、凝胶、树脂以及沉淀型堵水剂等进行油井堵水作业。相对渗透率调节剂（Relative Permeability Modifier，RPM）属一种选择性堵水剂，可不等比例地降低油和水相的渗透率，在大幅度地降低地层水相渗透率同时，对油相渗透率降低很少甚至不降低^[2-3]。RPM 的不等比例降低油水渗透率（Disproportionate permeabilityreduction）的机理主要有以下两种^[4-5]：（1）孔壁效应。对于水湿油藏，聚合物分子能够吸附于油藏岩石表面，处在孔道中心的残余油滴会减小注入水的流动通道，使水相渗透率降低；而原油流经孔道时则可以带走残余油滴，因此油相渗透率没有太大变化。对于油湿油藏，聚合物分子能够通过多点吸附方式附着于油藏表面仍为水湿的活性点上，也可以形成一定的覆盖面积^[6]，起到相似的作用。（2）聚合物吸附层膨胀/收缩机理。聚合物分子依靠静电引力、分子间作用力等多点吸附在岩石表面上，当水相流经孔隙时，未吸附的链节能够在水中舒展，增加水相流动阻力，从而降低水相渗透率；而油相流经孔隙时，聚合物链节呈紧缩状，对油相渗透率影响较小^[7]。因此RPM 在储层岩石表面的吸附能力是评价RPM 是否有效的重要指标。本论文中室内评价了一种阳离子聚合物型相对渗透率调节剂，由于RPM 分子吸附后对油水相渗透率有不均等程度的降低，且由于吸附导致的润湿性的改变也对油水渗透率有较大影响^[8-9]。因此文中考察重点考察相对渗透率调节剂吸附、润湿性改变以及选择性堵水能力及作用机理。

1 实验试剂及仪器

实验试剂：相对渗透率调节剂（根据GB12005.1—89 和GB 12005.10—92 测定，RPM 相对分子质量320×10⁴），部分水解聚丙烯酰胺（阴离子型HPAM，相对分子量360×10⁴），聚丙烯酰胺（水解度2% 的PAM，相对分子量350×10⁴），50${\sim}$65 目石英砂及油砂，石英片，胜坨油田模拟地层水（矿化度10 000 mg/L，由NaCl、CaCl₂ 以及MgCl₂ 配制而成，其中Ca²⁺+，Mg²⁺ 含量均为150 mg/L），航空煤油。

实验仪器：UNICO2802 型紫外/可见光分光光度计，IKA KS4000i 型恒温摇床，水浴，电子天平（感量0.001 g），Data Physics DCAT 表/界面张力-动态接触角测量仪，岩芯驱替装置。

2 实验过程 2.1 接触角的测定

分别采用铬酸洗液及正庚烷-原油溶液处理以获得不同润湿性的石英片。

将石英片在铬酸洗液中浸泡24 h，石英表面吸附的有机物在强氧化作用下分解，露出原始的石英表面。再用蒸馏水冲洗石英片表面，至清洗液pH值为7.0，将清洗干净的石英片烘干，再放入干燥器中备用；将铬酸处理过的石英片放入20% 正庚烷-原油体系中在75 ℃条件下老化24 h，取出后在120 ℃条件下烘干，用表/界面张力动态接触角测量仪测定前进角在110℃左右，制得油湿性石英片；再将油湿石英片在待测的聚合物溶液中处理24 h，用地层水冲洗表面多余的聚合物并干燥，测定石英片在地层水中的动态接触角。测定结果如图 1 所示。

由动态接触角测定仪测量可以得到石英片在上下移动过程中的受力情况，根据式（1）、式（2）进行计算，即可得到试片表面的前进角及后退角。

$ {F_{\rm{a}}} = \sigma L\cos {\theta _{\rm{a}}}$

(1)

$ {F_{\rm{r}}} = \sigma L\cos {\theta _{\rm{r}}}$

(2)

动态接触角测定值在较低测定速度下与静态接触角大小相近^[10]，实验中用前进角来表征试片表面的润湿性。

2.2 静态吸附量测定

通过测定加入石英砂前后聚合物的浓度变化来计算聚合物的吸附量。首先用模拟水配制一系列已知浓度的聚合物溶液，将聚合物溶液和吸附剂以质量比5:1 的比例加入有磨口的锥形瓶中，并用胶带密封，75 ℃下在恒温摇床中震荡24 h，使聚合物达到吸附平衡；再将聚合物溶液和砂子的混合物在离心机中以4 000 r/min 速度离心分离30 min；取离心的上层清液，利用淀粉-碘化镉法^[11] 测定聚合物浓度，即吸附之后的平衡浓度。聚合物的静态吸附量可以根据下式计算

$ \Gamma = V\left( {{C_0} - {C_{\rm{e}}}} \right)/m$

(3)

2.3 残余阻力系数的测定

采用填砂管以及人造岩芯对相对渗透率调节剂改变油/水相渗透率的性能进行评价，实验中填砂管直径2.5 cm，长度20.0 cm，人造岩芯直径2.5 cm，长度6.0∼8.0 cm。实验步骤如下：

（1）模型饱和模拟地层水，测量孔隙体积和模拟地层水渗透率。

（2）向模型中注入煤油直到产出液中不再见水，测定煤油相渗透率。

（3）向模型中注模拟地层水直到产出液中不再出油，测定模拟地层水相渗透率。

（4）改变注入和出口端，向模型中注入2 倍孔隙体积的相对渗透率调节剂，恒温75 ℃老化24 h。

（5）水驱模型，直至压力稳定，测定注入RPM后地层水相渗透率，并计算水相残余阻力系数。

（6）向模型中以一定速度注入煤油，测定煤油相渗透率，计算油相的残余阻力系数。

2.4 RPM 选择性堵水实验

采用填砂管研究相对渗透率调节剂的选择性堵水能力及作用机理。实验温度为75 ℃。实验步骤如下：（1）模型饱和模拟地层水，测量孔隙体积和模拟地层水渗透率；（2）以一定流速注入2 PV2 000 mg/L 的RPM 溶液；（3）以一定流速注入模拟地层水直到注入压力稳定，测定注入相对渗透率调节剂之后地层水渗透率，并计算水相残余阻力系数；逐步增大模拟地层水的注入速度，计算不同注入速度下的残余阻力系数。

3 实验结果与分析 3.1 RPM 静态吸附

图 2 中显示了RPM 和HPAM 的吸附量随平衡浓度的变化关系。RPM 和HPAM 的吸附均符合Langmuir 等温吸附特征；RPM 的平衡吸附量为1 110 g/g，远高于HPAM 的平衡吸附量305 ${\mu}$g/g^[12-13]，表明RPM 具有优异的吸附性能。这是因为在地层水一般的pH 值范围内，砂岩表面是带负电的^[14-16]，而RPM 具有带正电的链节，这些链节与石英砂表面相互吸引，使吸附量明显提高；而HPAM 主要依靠分子间作用力吸附在石英砂表面，且由于HPAM 水解后带有大量的带负电链节，因此其于石英砂表面的静电斥力也会阻碍HPAM分子的吸附。

3.2 润湿性与静态吸附

油藏岩石的润湿性呈现多样性，而纯净石英砂表面是亲水的，因此RPM 在纯净石英砂上的吸附实验并不能准确代表其在油藏岩石上的吸附性能。为研究润湿性对RPM 吸附性能的影响，分别进行了RPM 在油砂上的静态吸附实验及在油湿石英片上的动态接触角测量。

3.2.1 RPM 在油砂上的吸附

对比测定了RPM 溶液在石英砂及油砂上的静态吸附量，实验结果见图 3。由图 3 可以看出，RPM在油砂上的吸附量小于在（水湿）石英砂上的吸附量。由于油砂表面吸附有沥青质等物质，覆盖一部分石英表面的吸附活性位，使油砂吸附量降低^[6]。

3.2.2 RPM 对油湿石英片接触角的影响

采用动态接触角法，分别测定了经过浓度均为2 000 mg/L 的RPM、PAM 及HPAM 处理的油湿石英片上的接触角，实验结果见表 1。

由表 1 可以看出，经过RPM 浸泡处理后，油湿石英片表面接触角明显降低，表面其润湿性变得更加水湿。而其他两种聚合物处理后，石英片润湿性基本没有变化。这是因为RPM 的吸附能力远高于其他两种聚合物，对润湿性的改变能力也大于这两种聚合物。

3.3 RPM 的选择性堵水性能

采用前文所述的实验方法，测定了不同渗透率的填砂岩芯经过RPM 处理后油水相渗透率的变化情况，并分别计算了水相、油相残余阻力系数，实验结果见表 2。

由表 2 中可以看出，水相和油相残余阻力系数均随着渗透率的增大而减小，RPM 对油相渗透率降低程度小于50%，而RPM 对水相渗透率的降低程度均高于80%。

取渗透率相近的人造岩芯，改变实验温度，研究相对渗透率调节剂残余阻力系数随温度的变化形势，实验结果见表 3。

由表 3 可以看出，油水相残余阻力系数都随着温度的增加而降低，其中水相残余阻力系数在90 ℃时仍然在4.00 以上，显示出RPM 具有较好的耐温性。

利用胶结岩芯，研究了模拟水矿化度对RPM残余阻力系数的影响，实验结果见表 4。

由表 4 可以看出，随着地层水矿化度的增加，油相及水相残余阻力系数均降低，水相的残余阻力系数在50 000 mg/L 时仍然在4.50 以上，显示出RPM较好的耐盐能力。

以干净石英砂作为水湿砂，将石英砂用20% 原油-正庚烷溶液浸泡24 h 后再用正庚烷清洗后得到的砂子作为油湿性砂子，分别用水湿和油湿的石英砂做填砂模型，测量注入2 000 mg/L 相对渗透率调节剂溶液后填砂岩芯的油相及水相残余阻力系数。实验结果见表 5。

由表 5 可以看出，在油湿和水湿条件下，RPM的水相残余阻力系数均大于油相残余阻力系数，即在油湿和水湿情况下，相对渗透率调节剂都具有较好的选择性。但在油湿条件下，油相残余阻力系数大于水湿条件下的油相残余阻力系数，表明RPM在油湿地层的选择性要差于在水湿地层。

3.4 RPM 选择性堵水机理研究

分别取两个气测渗透率均为150.00 mD 的胶结岩芯，测定水驱以及RPM 驱过程中的油水相对渗透率曲线。实验在20 ℃下进行，所用模拟油为胜坨油田脱气原油与煤油的混合物，在20 ℃下黏度为20 mPa·s，RPM 浓度为2 000 mg/L，黏度在室温下为10 mPa·s。实验结果见图 4。

由图 4 中可以看出，对于油相的相对渗透率，常规水驱和RPM 驱条件下没有很大区别；而观察水相的相对渗透率曲线可以看出，在相同的含水饱和度下，水驱时水相相对渗透率高于RPM 驱时RPM相的相对渗透率，即RPM 的注入可以降低水相相对渗透率；同时RPM 驱时的端点含水饱和度高于水驱时的端点含水饱和度，表明RPM 具有一定的提高采收率的潜力，可以考虑作为调驱剂使用。

分别在填砂岩芯中，改变相对渗透率调节剂溶液的注入速度以及后续模拟水和煤油的注入速度，研究RPM 的选择性堵水作用机理。

有效孔隙半径或水动力学孔隙半径为

$ {R_{\rm{p}}} = {\rm{1}}{\rm{.15}}\sqrt {\dfrac{{{\rm{8}}{K_{{\rm{wi}}}}}}{\phi }}$

(4)

假定RPM 吸附层是不透水的，RPM 水动力学吸附厚度可表示为

$ {\varepsilon _{\rm{H}}} = {R_{\rm{p}}}\left( {1 - {F_{{\rm{RR}}}}^{ - 0.25}} \right)$

(5)

有效剪切速率表示为^[17-18]

$ S = \dfrac{{10q}}{{A\phi \left( {{R_{\rm{p}}} - {\varepsilon _{\rm{H}}}} \right)}}$

(6)

实验得到RPM 注入速度、残余阻力系数以及RPM 吸附层厚度之间的关系见表 6。

由表 6 可以看出：随着RPM 注入速度增加，RPM 的剪切速率增加，水相的残余阻力系数以及聚合物吸附层厚度也增加；但当RPM 注入速度大于一定值（1.5 mL/min）后，聚合物吸附层厚度的增长开始减缓。

注入一定量的RPM 后，逐步增大后续水相及煤油相的注入速度，测定两相的残余阻力系数，实验结果见图 5。

由图 5 可以看出，随着注入速度的增加，水相残余阻力系数先快速上升，达到最高值后又有下降趋势，而油相残余阻力系数则基本保持不变。图 5以及表 6 中的现象可用RPM 吸附层膨胀/收缩机理来解释。当模拟水注入速度增加时，流速的增加会使聚合物分子链受到更大的剪切及拉伸作用，分子链更加舒展，吸附层厚度增加，对水相流动的阻力也越大，从而导致残余阻力系数增大。但是吸附层膨胀的程度与聚合物分子链长度密切相关，当注水速度达一定程度(2.00 mL/min) 时，吸附层厚度基本达到最大值，再增加注水速度，也不会改变吸附层的厚度。此时水相残余阻力系数趋于最大值，再增加地层水的注入速度时，由于注入水的冲刷，吸附在孔壁上的聚合物会部分解吸附，从而使残余阻力系数降低。

4 结论

（1）阳离子聚合物型RPM 具有优异的吸附能力，在石英砂表面的吸附量为1 110 $\mu $g/g；RPM 的静态吸附量受颗粒表面润湿性及聚合物分子链节的带电性影响；RPM 在油湿表面仍能吸附，并且可以使油湿表面润湿性发生转变。

（2）油、水相残余阻力系数随着渗透率、温度以及矿化度的增加而下降。RPM 具有良好的耐温耐盐能力，在90 ℃及50 000 mg/L 条件下，仍然具有较高的残余阻力系数；RPM 在水湿地层具有更好的选择性堵水效果，HPAM 聚合物吸附层膨胀/收缩机理可以较好地解释RPM 的选择性堵水现象。

引 言

$F_{\rm{a}}$—下行过程中受力，N；$F_{\rm{r}}$—上行过程中受力，N；$\sigma$—两相界面张力，N/m；$\theta_{\rm{a}}$—前进角，(°)；$\theta_{\rm{r}}$—后退角，(°)；$\theta_{\rm{L}}$—润湿周界，m；${\Gamma}$—静态吸附量，$\mu $g/ g；V—聚合物溶液的体积，mL；$C_0$—聚合物溶液的初始浓度，mg/L；$C_{\rm{e}}$—聚合物溶液的平衡浓度，mg/L；m—吸附剂的质量，g；${R_{\rm{p}}}$—有效孔隙半径/水动力学孔隙半径，$\mu $m；${K_{{\rm{wi}}}}$—初始水相渗透率，D；$\phi$—孔隙度，%；${\varepsilon _{\rm{H}}}$—水动力学吸附厚度，$\mu $m；$F_{\rm{RR}}$—残余阻力系数，无因次；S—有效剪切速率，s$^{-1}$；q—RPM注入速度，cm³/s；A—岩芯的截面积，cm²。