聚合物线团尺寸与岩石孔喉半径匹配性研究

聚合物线团尺寸与岩石孔喉半径匹配性研究

在对渤海油田聚合物驱油技术的研究和应用中，理论上，聚合物的相对分子量越高，颗粒的增加量越大，颗粒的比例越高，油层的流量控制能力越强。但在实际注入过程中,作为驱油剂的聚合物流经多孔介质时将受孔喉尺寸的自然选择,并不是所有驱油剂分子均能进入多孔介质的孔隙和喉道中。当驱油剂分子尺寸远大于岩石喉道尺寸时,在正常注入压力下聚合物不能进入岩石喉道,即便在外力作用下进入喉道,其分子结构也已遭到破坏,丧失了原有的驱替功能,即注入能力变差。如何更好地改善聚合物驱效果,进一步扩大波及体积,提高储量动用程度,这已经成为一个研究热点。陆地油田在实际应用过程中往往采取分层注聚或适当机械剪切方法,以获取分子线团尺寸适中的聚合物,但海上油田的井筒只能分大段而不能细分层系注入。因此,通过聚合物线团尺寸与岩石孔喉配伍性来研究聚合物在不同渗透率储层中的分布和匹配关系,对于渤海油田聚合物驱油技术方案的制定及海上油田中后期的开发具有重要意义。1实验部分1.1实验用水及仪器聚合物为3种不同相对分子质量的疏水缔合聚合物AP-P4干粉,分别命名为聚合物1号、2号和3号,相对分子质量分别为600×104、1000×104和1600×104,疏水基含量均为1%,固含量均为90%。配液用水为模拟渤海某油田现场混配注入水的模拟水,矿化度为9947.83mg/L,离子质量浓度(单位mg/L):Ca2+275.57,Mg2+305.52,Na+3090.29,CO2-30,HCO-3311.46,Cl-5879.74,SO2-485.25。此外,实验用水还包括高纯水。岩心为人造柱状岩心,几何尺寸Φ2.5×10cm,气测渗透率分别为:500×10-3、1000×10-3、1500×10-3、2000×10-3和3000×10-3μm2。主要仪器:LVDV-Ⅱ+PRO布氏黏度计,美国brookfield公司;BI-200SM型广角动/静态光散射仪,美国布鲁克海文仪器公司。1.2实验方法1.2.1目的液的制备将聚合物配制成浓度为5000mg/L的母液,根据实验条件稀释成浓度为1750mg/L的目的液,并对目的液使用warringblender1档搅拌剪切20s,备用。1.2.2粘度试验在65℃、剪切速率7.341/s下测试聚合物溶液的黏度。1.2.3广深两地织物光散射法聚合物线团尺寸采用美国布鲁克海文BI-200SM型广角动/静态光散射仪系统测试,波长532.0nm,聚合物溶液浓度为17.5mg/L。1.2.4压力驱油实验驱油剂流动性及驱油效果实验测试仪器装置主要包括平流泵、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65℃恒温箱内(图1)。实验步骤如下:①在65℃下,水驱、聚合物驱,录取注入压力,收集采出液,测定相关参数;②在65℃下,后续水驱,录取注入压力,测定相关参数。上述注入过程注入流量为1mL/min,分别达到稳定后为止,注入量为35PV,数据采集时间间隔为10min。2结果与讨论2.1岩心渗透率对聚合物注入的影响3种聚合物溶液在不同渗透率岩心中的阻力系数和残余阻力系数见表1,注入压力随注入体积变化见图2,水驱压力为0.025MPa。由表1和图2a可知,随着岩心渗透率减小,聚合物1号(相对分子质量为600×104)溶液注入压力呈现大幅度上升趋势,阻力系数和残余阻力系数增大。进一步分析发现,当注入渗透率为500×10-3μm2的岩心中时,阻力系数和残余阻力系数较大,且注入压力较高。说明聚合物在注入岩心过程中发生了堵塞,且其在岩心端口滞留量较大;当注入渗透率为1500×10-3、2000×10-3和3000×10-3μm2的岩心时,阻力系数和残余阻力系数明显减小,且注入压力较低,不能起到很好的流度控制作用;当注入渗透率为1000×10-3μm2的岩心中时,其阻力系数和残余阻力系数降低,且注入压力升幅为1.5MPa左右,较为合理。由此可知,相对分子质量为600×104的聚合物1号与渗透率为1000×10-3μm2的岩心的孔喉匹配性较好。由表1和图2b可知,随岩心渗透率减小,聚合物2号(相对分子质量1000×104)溶液的注入压力大幅度升高,阻力系数和残余阻力系数增大。进一步分析可知,聚合物2号溶液注入渗透为1500×10-3μm2岩心中时,阻力系数和残余阻力系数较高且注入压力较为合理,两者匹配性较好。由表1和图2c可知,岩心渗透率>1500×10-3μm2时,随渗透率减小,聚合物3号(相对分子质量1600×104)溶液注入压力大幅度升高,阻力系数和残余阻力系数增大;当渗透率<1500×10-3μm2时,随渗透率减小,注入压力大幅度增加,阻力系数和残余阻力系数却呈现出下降趋势。分析可知,聚合物3号溶液注入渗透率为2000×10-3μm2的岩心时,其阻力系数和残余阻力系数较低且注入压力较为合理,两者匹配性较好。2.2聚合物岩心匹配效果3种聚合物溶液注入不同渗透率岩心后的采出液黏度变化情况见表2。在聚合物相同条件下,岩心渗透率愈小,黏度损失率愈大;在岩心渗透率相同条件下,聚合物相对分子质量愈大,采出液黏度损失率愈大。聚合物相对分子质量和岩心渗透率对采出液黏度影响源于聚合物受到的岩心孔喉的剪切作用。一方面,聚合物相对分子质量愈大,聚合物链愈长,线团尺寸愈大,受到外力作用后分子链愈容易发生断裂,保留黏度就愈低。另一方面,岩心渗透率愈低,孔道尺寸愈小,聚合物通过时受到的剪切作用愈强,聚合物链愈容易发生断裂,黏度损失率愈大。结合流动实验进一步分析可知,聚合物1号(相对分子质量600×104)与渗透率为1000×10-3μm2左右的岩心匹配效果较好,黏度损失率适中,压力稳定;聚合物2号(相对分子质量1000×104)与渗透率为1500×10-3μm2左右的岩心匹配效果较好;聚合物3号(相对分子质量1600×104)与渗透率为2000×10-3μm2左右的岩心匹配效果较好。为了进一步证明其匹配效果,还需要通过黏度和分子线团尺寸进一步验证。2.3收集溶液中的聚合物含量注入不同渗透率岩心后的采出液中3种聚合物溶液浓度变化情况见表3。2.4岩心渗透率对聚合物表达的影响在聚合物浓度为1750mg/L条件下,让3种聚合物溶液分别通过渗透率为500×10-3、1000×10-3、1500×10-3、2000×10-3和3000×10-3μm2的柱状岩心,直到压力达到稳定。将聚合物溶液和采出液分别稀释至浓度为17.5mg/L,测得的聚合物分子线团尺寸及光散射分布结果见表4和图3。从图3看出,注入前,相对分子质量为600×104、1000×104和1600×104的聚合物溶液中分子线团尺寸Rh分别为448.5、508.2和591.0nm,峰值较为集中。流经岩心后,聚合物溶液的Rh值随岩心渗透率的降低而减小;相对分子质量越大的聚合物的Rh损失率越大。通过不同渗透率岩心后,聚合物Rh的峰值左移,Rh较小的聚合物所占比例基本不变;但Rh较大的聚合物所占比例明显降低。这是因为,聚合物通过岩心孔隙喉道时,岩心渗透率越低则流出液中Rh大的聚合物的数量越少。3岩心渗透率特征由于不同研究者使用的孔隙半径含义不同,配制聚合物溶液用水的矿化度不同、油藏条件不同,所确定的代表聚合物与岩心配伍性的比值R*/Rh很难进行比较。本文针对渤海某油田的油藏条件,统一使用AP-P4聚合物和岩石孔喉半径中值R*进行研究,相关数据见表5。参照大庆油田聚合物驱聚合物相对分子质量选择经验和做法,分析可知,对于相对分子质量为600×104的聚合物,其在岩心渗透率为500×10-31000×10-3μm2时与岩石孔喉半径匹配效果较好,此时岩心孔喉半径中值与聚合物分子线团尺寸之比R*/Rh为6.098.01;对于相对分子质量为1000×104的聚合物,其在岩心渗透率为1000×10-31500×10-3μm2时与岩石孔喉半径匹配效果较好,此时R*/Rh为7.078.09;对于相对分子质量为1600×104的聚合物,其在岩心渗透率为1500×10-32000×10-3μm2时与岩石孔喉半径匹配效果较好,此时R*/Rh为6.957.51。为确保聚合物在渤海某油田地层孔喉内不发生堵塞,考虑岩心渗透率、聚合物浓度、相对分子质量以及溶剂水化学组成等影响因素,R*/Rh范围通常在68之间。对于渗透率为500×10-3、1000×10-3和2000×10-3μm2不同渗透率的地层,推荐选用相对分子质量分别低于600×104,1000×104和1600×104的疏水缔合聚合物,若考虑配制和注入过程中的剪切和热降解作用,聚合物相对分子质量还可以适当提高,但最高不宜超过800×104,1200×104和1800×104。4岩心渗透率对聚合物粒径、采出液浓度的影响(1)AP-P4聚合物溶液分别注入到不同渗透率岩心时,注入压力有不同程度的升高,3种相对分子质量为600×104、1000×104和1600×104的聚合物分别与渗透率为500×10-31000×10-3、1000×10-31500×10-3、1500×10-32000×10-3μm2的岩石孔喉半径匹配效果较好,此时,岩心孔喉半径中值与聚合物分子线团尺寸之比R*/Rh分别为6.098.01、7.078.09、6.957.51。(2)对于渤海油田,岩石孔喉半径中值与聚合物线团尺寸比值为68时,聚合物与岩石的孔隙结构匹配效果较好,能够更好适应油藏孔隙结构。(3)在渤海油田聚合物驱实际应用过程中,对于渗透率为500×10-3、1000×10-3和2000×10-3μm2不同渗透率的地层,推荐选用相对分子质量分别低于600×104,1000×104和1600×104的疏水缔合聚合物,若考虑配制和注入过程中的剪切和热降解作用,聚合物相对分子质量还可以适当提高,但推荐最高不宜超过800×104,1200×104和1800×104。由表3可知,在岩心渗透率相同条件下,聚合物1号(相对分子质量600×104)采出液浓度最大,聚合物2号(相对分子质量1000