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标题

不同渗透率条件下聚表剂驱适应性评价实验

范文

杨钊韩爽徐泰喜

摘 ?????要：为探究聚表剂驱在不同渗透率条件下的适应性规律，改善其在驱油领域中的运用，采用与天然岩心孔隙结构无明显的差异的贝雷岩心模型，开展驱洗型A、驱洗型B两种聚表剂体系与不同渗透率油层的匹配关系实验，研究了不同类型聚表剂在不同渗透率岩心条件下对驱油效果的影响，分析了不同驱油体系在贝雷岩心中的采收率、注入压力变化以及采出液黏度和浓度规律。实验结果表明，岩心渗透率K=272×10-3 μm2条件下，驱洗A采收率增幅较大。岩心渗透率K=625×10-3 μm2条件下，驱洗B采收率增幅较大，因此，与驱洗A相比，驱洗B适应的岩心渗透率更高;在注入PV数相同条件下，岩心渗透率越高，采出液黏度越大，化学剂浓度也升高。

关 ?键 ?词：聚表剂;渗透率;贝雷岩心;采收率

中图分类号：TE357.46 ??????文献标识码： A ??????文章编号： 1671-0460（2019）06-1221-04

Abstract： ?In order to explore the adaptability of polymer surfactant flooding under different permeability conditions to improve its application in the field of oil displacement， experiments on the matching relationship between two types of polymer surfactant systems of A and B and reservoirs with different permeability were carried out by using the Berea core model. The effect of different types of polymer surfactant on oil displacement under different permeability core conditions was studied. The oil recovery and injection pressure changes of different oil displacement systems in the Bailey core and the viscosity and concentration of the produced fluid were analyzed. The experimental results showed that under the condition of core permeability K=27210-3 μm2， the recovery rate of oil displacement system with A polymer surfactant was larger， while under the condition of core permeability K=62510-3 μm2， the recovery rate of oil displacement system with B polymer surfactant was larger. Therefore， compared with the A polymer surfactant， the B polymer surfactant was suitable for higher core permeability. Under the same conditions of PV injection， the higher the core permeability， the higher the viscosity of the produced fluid and the higher the concentration of the chemical.

Key words： Polymer surfactant;Permeability;Berea core;Recovery rate

聚表剂又称活性聚合物，是一种新型的油田用驱油剂，由表面活性剂和聚合物组成的二元复合体系可以最大限度地提高聚合物的黏度弹性，从而减少乳液处理的负面影响，完全消除由碱的存在引起的地层和井筒结垢。[1，2]在提高石油采收率中的作用备受石油科技工作者的关注。岩心孔喉的尺寸越小，聚表剂溶液中与其相匹配的聚表剂分子线团的尺寸越小，随着聚合物分子线团尺寸的增加，与孔喉结构的匹配关系变差，导致耐盐聚合物溶液驱替效果变差。[3-6]因此，聚表剂不同，其适应的渗透率范围也不同。本文采用与天然岩心孔隙结构无明显的差异的贝雷岩心模型开展两种聚表剂体系与不同渗透率油层的适应性关系实验，通过对驱洗型A、驱洗型B两种聚表剂溶液在不同渗透率岩心条件下进行驱替实验研究，测得实验数据并绘制压差与PV关系曲线，分别对采出液黏度及浓度进行了检测分析，探究驱洗型A、驱洗型B聚表剂溶液性质差异原因，分析两种聚表剂在不同渗透率条件下的适应性規律。

1 ?实验部分

1.1 ?药剂和岩心选取

实验药剂包括驱洗型A聚表剂（低黏）、驱洗型B聚表剂（高黏）;实验用水为现场注入水，总矿化度为6 303.55 mg/L，K+、Na+、Mg2+、Ca2+、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-，分别为1 898.95、48.10、9.72、1 000.82、150.95、3 161.39、33.62 mg/L;所用模拟油采用真空泵油和煤油混合配制而成，在45 ℃条件下的黏度7.8 mPa·s;实验岩心为贝雷岩心。贝雷岩心几何尺寸：长宽高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm，有效渗透率K=5710-3、13110-3、27210-3和62510-3 μm2。

1.2 ?实验设备

聚表剂驱评价所采用的驱替实验装置如图1所示：主要包括手摇泵、平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于45 ℃恒温箱内。

2 ?实验步骤

① 室温下，将贝雷岩心抽真空，用地层水饱和岩心，从而计算出贝雷岩心的孔隙体积

② 在油藏温度条件下进行水驱，计算贝雷岩心水测渗透率;

③ 在油藏温度条件下，将贝雷岩心饱和模拟油，计算其原始含油饱和度;

④ 在油藏温度条件下，使用模拟地层水水驱到达设计含水率后，计算水驱采收率;

⑤ 在油藏温度条件下，恒定注入速度为0.33 mL/min向贝雷岩心注入化学剂，压力达到0.1 MPa时恒压降速，继续注入直至含水率到达98%，计算化学驱采收率。

3 ?结果与分析

3.1 ?化学驱采收率实验结果

3.1.1 ?采收率

渗透率对化学驱采收率影响实验结果见表1。

从表1可以看出，化学驱采收率增幅受岩心渗透率和化学剂类型的影响。在化学剂类型相同条件下，随岩心渗透率增大，水驱采收率增大，化学驱采收率增幅增大。驱洗型A聚表剂条件下，渗透率为K=5710-3、13110-3、27210-3和62510-3 μm2时，水驱采收率分别为36.1%、38.5%、39.5%和40.8%，化学驱采收率增幅分别为7.3%、8%、11.5%和12%。驱洗B条件下，渗透率为K=5710-3、13110-3、27210-3和62510-3 μm2时，水驱采收率分别为36.1%、38.3%、39.2%和39.9%，化学驱采收率增幅分别为6.3%、6.8%、10.4%和12.9%。另外，岩心渗透率K=27210-3μm2条件下，与驱洗型B相比，驱洗型A采收率增幅较大。岩心渗透率K=62510-3 μm2条件下，与驱洗型A相比，驱洗型B采收率增幅较大。因此，与驱洗型A相比，驱洗B适应的岩心渗透率更高。这是由于在聚表剂溶液中，分子线团尺寸相对越小的聚表剂匹配岩心孔喉尺寸越低，随着聚合物分子线团尺寸增加，与孔喉结构间匹配关系变差，导致抗盐聚合物溶液驱替效果变差，因而不同聚表剂适应渗透率范围也有所不同。

3.1.2 ?动态特征

不同岩心渗透率条件下（K=57、131、272和625 mD），注入相同浓度的两种聚表剂（JA、JB），得到注入压力、含水率和采收率与注入量（PV数）在实验过程中的关系曲线，如图2-4。

（1）岩心渗透率影响

从图2可以看出，在化学剂注入阶段，随注入PV数增加，岩心孔隙中聚合物滞留量增大，孔隙过流断面减小，流动阻力增加，注入压力升高。在注入压力达到0.1 MPa后，开始恒压注入。在化学剂类型相同条件下，岩心渗透率越大，化学驱压力上升速度越慢，聚表剂具有较长的作用时间，进而提高洗油效率，采收率相对越高，如图4。

（2）化学剂类型影响

从图3-4中可以看出，在化学剂注入阶段，随注入PV数增加，岩心孔隙中聚合物滞留量增大，孔隙过流断面减小，流动阻力增加，注入压力升高。在注入压力达到0.1 MPa后，开始恒压注入。K=625×10-3 μm2时，驱洗型B聚表剂含水率降幅较大，采收率增幅较大;K=272×10-3 μm2时，驱洗型A聚表剂含水率降幅较大，采收率增幅较大，与驱洗型A相比，驱洗型B适应的岩心渗透率更高，聚表剂溶液扩大波及体积效果达到最佳，采收率增幅最大。

3.2 ?采出液黏度分析

采出液乳化后，乳液黏度测试结果见图5。

从图5可以看出，岩心渗透率和注入PV数对采出液黏度存在影响。在渗透率相同条件下，随注入PV数增加，采出液黏度呈下降趋势，但下降幅度逐渐减小，最终趋于稳定。在注入PV数相同条件下，岩心渗透率越高，采出液黏度越大。这是由于采出液中聚表剂参与了界面膜的形成，致使采出液黏度有所增加。如图5所示，在同一渗透率、注入PV数相同条件下，驱洗型A、驱洗型B聚表剂体系对采出液黏度的影响方面也有不同。

从表2可以看出，采出液中化学剂浓度受岩心渗透率的影响：在化学剂类型相同条件下，随岩心渗透率升高，采出液中化学剂浓度升高。驱洗型A聚表剂条件下，岩心渗透率为K=5710-3、13110-3、27210-3和62510-3 μm2时，采出液含水率最低时化学剂浓度分别为108.56、120.32、130.8和137.36 mg/L，采出液含水率95%时化学剂浓度分别为83.04、91.6、101.28和105.36 mg/L;驱洗B条件下，岩心渗透率为K=5710-3、13110-3、27210-3和62510-3 μm2时，采出液含水率最低时浓度分别为106.93、118.8、129.6和135.07 mg/L，采出液含水率95%时浓度分别为无、90.8、101.3和104.53 mg/L。

4 ?结论

在岩心渗透率为K=5710-3、13110-3和27210-3 μm2时，驱洗型A采收率增幅较大，在岩心渗透率为62510-3 μm2时，驱洗型B采收率增幅较大。随岩心渗透率升高，采出液中化学剂浓度升高，采出液黏度增大。这说明，与驱洗型A相比，驱洗型B适应的岩心渗透率更高，聚表剂溶液扩大波及体积效果达到最佳，采收率增幅最大。

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