2015, Vol. 37
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2. 北京科技大学土木与环境工程学院, 北京 海淀 100083;
3. 浙江海洋学院石化与能源工程学院, 浙江 舟山 316022
2. School of Civil & Environmental Engineering, University of Science and Technology Beijing, Haidian, Beijing 100083, China;
3. School of Petrochemical & Energy Engineering, Zhejiang Ocean University, Zhoushan, Zhejiang 316022, China
制约低渗透油田开采效果的主要问题是流体的流动性和含水上升[1-3]。改变流动性和控制含水上升就是努力研究的方向。作为新思路，研制纳微米聚合物颗粒，让其水溶液具有降低大渗透率孔道中的流动速度，达到降大不降小，调整流场流速，注入体系能选择性地进入大中孔道，使因非均质引起的流动速度分布得到明显的改变，从而达到更大的扩大波及体积作用，更好地开采中小孔道中的剩余油。纳微米聚合物颗粒具有体积小、水化膨胀、变形、流动性好的特点，可以进入低渗透孔隙通道，使其实现调整孔道中的流体流动速度和状态，实现液流改向和逐级调驱，达到提高油藏采收率的目的[4-6]。
众多学者分别利用悬浮聚合法、乳液聚合法分散聚合法和种子聚合法等制备了不同种类粒径较分散的聚合物微球，并开展了大量的室内实验研究[7-15]。如Chanveteau G等研究了尺寸可控的凝胶微球的吸附性对深部调驱的影响作用[16-17]；曹毅等[18]采用反相乳液聚合法制备了JYC-1聚合物微球乳液，测定了纳米级微球乳液在非均质物理模型中分流量的变化规律，通过并联模拟岩芯驱油实验，分析了不同浓度和注入量的微球乳液提高采收率效果；雷光伦等[19]采用分散聚合方法合成了不同粒径范围的微球，并研究了微球粒径与岩芯孔喉直径之比、驱替速度、微球质量浓度对调驱效果的影响；黎晓茸等[20]则评价了聚合物微球在裂缝性油藏的调驱效果，提出了调驱后注水井压力响应特征与油井见效特征。以上多为针对粒径较分散的聚合物微球的研究，本文经过聚合物微球制备方法的筛选，利用蒸馏沉淀聚合法制备了粒径分布更为集中的丙烯酰胺复合共聚颗粒，采用平板填砂模型和岩芯串并联组合实验技术，对纳微米聚合物颗粒分散体系进行非均质驱油实验研究，并分析了纵向、横向非均质性和渗透率级差对驱油效果的影响。
1 实 验 1.1 试剂与仪器丙烯酰胺复合共聚颗粒，以丙烯酰胺和丙烯酸为单体，以N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，在乙腈溶剂中蒸馏沉淀聚合制备而成，配制浓度1.5 g/L，平均粒径为1.06 μm；氯化钠、氯化钾、硫酸钠、碳酸钠、碳酸氢钠、氯化镁、氯化钙、氢氧化钠、盐酸，均为分析纯试剂，地层水矿化度为0.5 g/L；模拟油，室温下黏度为2.52 mPa·s；去离子水；平板填砂模型，尺寸为20 cm×15 cm×1 cm，砂层厚度为2 mm；HDR-PJE50摄像机，日本SONY公司生产；XZ-1型真空泵，北京中兴伟业仪器有限公司生产；平流泵，北京卫星厂生产；岩芯驱替装置；人造岩芯，长度约为5 cm，直径约为2.5 cm。
1.2 实验方法 1.2.1 平板填砂模型实验利用平板填砂模型进行可视非均质渗流调控实验，实验步骤如下：(1) 平板填砂模型称干重；(2) 抽真空，饱和地层水，称重，计算孔隙体积；(3) 注入模拟油，直至模型完全不出水，计算原始含油饱和度；(4) 以0.3 mL/min为注入速度进行水驱，直至采出端含水率达到98%，计算水驱采收率；(5) 以相同的速度注入0.45 PV聚合物颗粒分散体系；(6) 后续水驱，直至不出油，计算聚合物颗粒分散体系提高的采收率。
1.2.2 岩芯串并联调驱实验采用岩芯串联、并联组合实验技术，将岩芯放入岩芯夹持器(忽略端点效应的影响)，构成线性模型，进行非均质调驱实验。实验步骤如下：(1) 建立束缚水，将岩芯抽真空8 h，饱和地层水，计算孔隙度；(2) 用模拟油驱替岩芯，直到出口端无水产出为止，计算原始含油饱和度；(3) 进行水驱，当含水率达到98%时，计算水驱采收率；(4) 改注0.45 PV聚合物颗粒分散体系，再进行后续水驱，直到出口无油产出为止，计算采收率。实验过程中水罐、油罐、颗粒溶液罐和夹持器均放置在60 ℃恒温箱中，驱替速度为0.3 mL/min。
以上实验的操作过程以及数据处理参照石油行业标准SY/T-6315-2006《稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》和SY/T-6424-2000《复合驱油体系性能测试方法》。实验过程中所用岩芯基本资料见表 1。
| 表1 串并联组合岩芯基本资料 Table 1 The basic data of cores in series and parallel combination models |
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将平板填砂模型水平放置，模拟储层横向非均质，进行可视化驱油实验，实验现象见图 1，图中模型的透光程度代表含油程度。由图 1可知，刚开始水驱时，注入水首先沿着高渗层运移，把高渗层中的原油驱替出来，随着原油被驱替出来，高渗层透光性增强，且透光面积增大；同时，注入水开始向低渗层波及，低渗层中的原油开始被启动，低渗层的透光性逐渐增强，且透光面积也逐渐加大。随着注入水体积的增加，水驱的波及范围进一步增大，直到水驱结束，低渗层和高渗层各个地方均被波及，但高渗层的透光性明显高于低渗层，可见，低渗层剩余有更多的原油，在低渗层，水驱的采收率低于高渗层。随着聚合物颗粒注入，高渗层和低渗层，模型的亮度明显增大，说明聚合物颗粒在高渗层起到了封堵调驱的作用，使得液流转向低渗层，使得低渗层的剩余油被驱走。由于聚合物颗粒的调驱作用使得高渗层和低渗层中的剩余油大幅度减少，尤其是低渗层中的剩余油降低幅度更大，聚合物颗粒不仅对层间起到很好的扩大波及体积的作用，对于层内水驱波及不到的地方也起到很好的调驱作用。
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| 图1 水平放置填砂模型驱油过程 Fig. 1 Oil displacement process in horizontal plane sandpack model |
图 2为水平放置填砂模型出口端高渗层和低渗层含水率、采出程度变化曲线。由图 2可知，水驱过程中，高渗层含水率上升速度明显高于低渗层，注入聚合物颗粒分散体系以及后续水驱过程中，低渗层含水率下降幅度大于高渗层。高渗层含水率由98.28%降低到90.33%，下降了7.95%；低渗层含水率由88.81%降低到71.22%，下降了17.59%。总采收率由59.04%增加到72.35%，提高了13.31%。说明聚合物颗粒分散体系在该模型中起到较好的降水增油效果，在低渗层中的降水效果好于高渗层。
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| 图2 水平放置填砂模型出口端含水率与采出程度变化曲线 Fig. 2 Water cut and recovery curves at export of horizontal plane sandpack model |
将平板填砂模型垂直放置，模拟储层纵向正韵律非均质，进行可视化驱油实验，实验现象见图 3。
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| 图3 垂直放置填砂模型驱油过程 Fig. 3 Oil displacement process in vertical plane sandpack model |
由图 3可知，与横向模型相比，纵向模型低渗层存在有大量的剩余油，这是由于在纵向正韵律模型中，水受重力影响主要在高渗层流动，导致水驱波及范围较小，很难波及到低渗层，使得低渗层有较多的剩余油存在。随着注入到模型中的聚合物颗粒发挥了封堵调驱作用，水的波及面积增大，水流开始向低渗层波及，低渗层中的剩余油大幅度减少，高渗层中底部难以驱出来的剩余油也在聚合物颗粒的调驱作用大幅度减少。经过聚合物颗粒分散体系的调驱作用，后续水驱波及面积大范围增大，低渗层剩余油大幅度降低，聚合物颗粒分散体系增油效果明显。
图 4为垂直放置填砂模型出口端高渗层和低渗层含水率、采出程度变化曲线。
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| 图4 垂直放置填砂模型出口端含水率与采出程度变化曲线 Fig. 4 Water cut and recovery curves at export of vertical plane sandpack model |
由图 4可知，水驱过程中，高渗层含水率上升速度明显高于低渗层，注入聚合物颗粒分散体系以及后续水驱过程中，低渗层含水率下降幅度大于高渗层。高渗层含水率由98.22%降低到87.97%，下降了10.25%；低渗层含水率由89.56%降低到67.37%，下降22.19%。总采收率由48.12%增加到71.26%，提高了23.14%。可见，聚合物颗粒分散体系对纵向非均质储层的降水增油效果好于横向非均质储层。
2.2 岩芯串联驱油效果分析岩芯串联排列顺序按照高低组合，串联组合模型的注采关系曲线见图 5。由图 5可知，随着组合模型渗透率级差增大，模型的注入压力逐渐增大，且驱替过程中出现的最大注入压力也逐渐增大，当串联组合模型的渗透率级差由1.52升高到16.39时，最大注入压力由0.61 MPa增大到1.09 MPa，增幅为0.48 MPa。随着组合模型渗透率级差增大，聚合物颗粒分散体系增油降水效果逐渐变强，驱替过程中出现的最低含水率逐渐变小。当渗透率级差由1.52升高到16.39时，最低含水率由86.30%降低到68.13%，降幅为17.17%。可见，聚合物颗粒分散体系对于调节横向非均质储层具有较好的降水增油效果，同时也具有良好的注入性。
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| 图5 串联岩芯组合模型的注采关系曲线 Fig. 5 Injection and production curves in core series combination models |
串联组合模型中，聚合物颗粒分散体系提高的采收率与渗透率级差的关系见图 6。
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| 图6 串联组合模型渗透率级差与提高采收率关系 Fig. 6 The relationship between enhanced oil recovery and permeability ratio in core series combination models |
由图 6可知，随着渗透率级差增加，聚合物颗粒分散体系提高的原油采收率和剩余油采收率均逐渐增加。说明随着储层的横向非均质性变强，聚合物颗粒分散体系的调驱效果变强。当串联组合模型的渗透率级差由1.52升高到16.39时，聚合物分散体系提高的原油采收率由5.28%增大到11.93%，升高幅度为6.65%；提高的剩余油采收率由11.04%增大到20.01%，增幅为8.97%。说明聚合物颗粒分散体系对高低串联组合排列的岩芯起到了较好的调驱效果，纳微米级的聚合物颗粒经过运移，在主流通通道内滞留、堵塞起到了扩大波及体积、提高采收率的效果，且渗透率级差越大，两块岩芯的孔道和喉道差别越大，水驱采收率越低，而聚合物颗粒分散体系的注入，缓和了这种矛盾，使得更小孔道和喉道中的剩余油得以启动，从而提高采收率。
2.3 岩芯并联驱油效果分析岩芯并联组合模型的注采关系曲线见图 7。由图 7可知，随着组合模型渗透率级差增大，模型的注入压力逐渐增大，且驱替过程中出现的最大注入压力也逐渐增大，当并联组合模型的渗透率级差由1.61升高到16.23时，最大注入压力由0.17 MPa增大到0.61 MPa，增幅为0.44 MPa。经过聚合物颗粒分散体系调驱作用，并联组合模型中高、低渗透岩芯的含水率均下降，低渗透率岩芯的含水率下降幅度更大。随着渗透率级差增大，含水率下降幅度逐渐变大。当渗透率级差由1.61升高到16.23时，高渗透率岩芯的最低含水率由84.56%降低到77.26%，降幅为7.30%；低渗透率岩芯的最低含水率由64.32%降低到52.59%，降幅为11.73%。说明聚合物颗粒分散体系对并联岩芯中的每一块岩芯均产生较好调驱效果，进入高渗岩芯的聚合物颗粒分散体系产生了较好的封堵效果，既启动了一部分高渗岩芯中剩余油，又启动了低渗岩芯中较多的剩余油。
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| 图7 并联岩芯组合模型的注采关系曲线 Fig. 7 Injection and production curves in core parallel combination models |
并联组合模型中，聚合物颗粒分散体系提高的采收率与渗透率级差的关系见图 8。
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| 图8 并联组合模型渗透率级差与提高采收率关系 Fig. 8 The relationship between enhanced oil recovery and permeability ratio in core parallel combination models |
由图 8可知，随着渗透率级差增加，聚合物颗粒分散体系提高的原油和剩余油总采收率逐渐增大。说明随着储层的纵向非均质性变强，聚合物颗粒分散体系的调驱效果变强。当并联组合模型的渗透率级差由1.61升高到16.23时，聚合物分散体系提高的原油总采收率由6.17%增大到15.65%，升高幅度为9.48%，提高的剩余油总采收率由12.23%增大到24.96%，增幅为12.73%。此外，图 7还表明，在并联组合模型中，低渗透率岩芯经过聚合物颗粒分散体系的调驱作用，增油效果明显，远远高于高渗透率的岩芯，且渗透率级差越大，聚合物颗粒分散体系提高的采收率越高。当渗透率级差由1.61升高到16.23时，在低渗透岩芯上提高的原油采收率由7.75%增加到23.46%，增幅为16.71%，而在高渗透率的岩芯上提高的原油采收率由4.62%增加到7.85%，增幅仅为3.23%。此外，当渗透率级差相差不大时，聚合物颗粒分散体系在并联组合模型中提高的采收率高于串联组合模型，说明聚合物颗粒分散体系对于改善储层纵向非均质性具有更好的调驱效果。
2.4 岩芯并联分流能力分析并联模型中，高、低渗透率岩芯在注入过程中的分流情况见图 9。
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| 图9 并联组合模型分流特征 Fig. 9 Shunt characteristic in core parallel combination models |
由图 9可知，在同一组并联模型中，随着水驱注入体积增大，高渗透率岩芯的分流量逐渐增大，低渗透率岩芯的分流量逐渐减小。说明并联模型中高渗岩芯起着主要流通通道的作用，特别是高渗岩芯中的主流通大孔道突破后，低渗岩芯的分流量下降幅度较大，尤为甚者低渗岩芯出口会停止出液。注入聚合物颗粒分散体系后，高渗透率岩芯的分流量降低，低渗透率岩芯的分流量增大。转后续水驱后，随着注入量增大，高渗透率岩芯的分流量降低到最小值后又开始逐渐增大，低渗透率岩芯的分流量增大到最大值后又开始逐渐减小。说明开始阶段注入的聚合物颗粒主要进入了高渗岩芯的大孔道中，发挥了调驱作用，使得低渗岩芯的分流量开始增加，随着后续水驱的开始，聚合物颗粒逐渐从出口端流出，调驱效果变弱，但部分堵塞在岩芯中的聚合物颗粒使得调驱后的分流量仍高于调驱前。并联组合模型渗透率级差越大，高、低渗透率岩芯的分流量相差越大，聚合物颗粒分散体系调驱引起的分流量变化越大，即渗透率级差越大，聚合物颗粒分散体系调驱作用越明显。
3 结 论(1) 平板填砂模型渗流调控模拟实验结果表明，聚合物颗粒分散体系可以在一定程度上改善波及体积，提高原油采收率，对纵向非均质性的储层改善效果更明显，在纵向非均质模型中提高的采收率比横向非均质模型高9.83%。
(2) 岩芯组合模拟实验结果表明，随着串、并联模型渗透率级差增加，聚合物颗粒分散体系提高的采收率均逐渐增大，聚合物颗粒分散体系降水效果均逐渐变强。在相近渗透率级差变化情况下，串联模型中聚合物分散体系提高的原油采收率增幅为6.65%，并联模型中聚合物分散体系提高的原油的采收率增幅为9.48%。
(3) 岩芯并联模拟实验结果表明，同一组并联模型中，随着水驱注入体积增大，高渗透率岩芯的分流量逐渐增大，低渗透率岩芯的分流量逐渐减小；注入聚合物颗粒分散体系后，高渗透率岩芯的分流量降低，低渗透率岩芯的分流量增大；渗透率级差越大，高、低渗透率岩芯的分流量相差越大。
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