预交联聚合物微凝胶调驱剂的制备与性能研究

预交联聚合物微凝胶调驱剂的制备与性能研究

在5月的“9月9日”期间，弱聚缩盘和预交联盘对油田的开发、开发和驱动轮的形成起着重要作用。但弱凝胶为地下交联体系,在经受油藏的吸附滞留和冲稀等作用后,成胶概率将降低。将单体地面聚合形成的预交联凝胶颗粒用于调驱,可克服地下交联体系不易成胶的缺点,但只能进入大孔道和裂缝,不能进入多孔介质。用反相乳液聚合制备的微米级预交联聚合物微凝胶具有凝胶颗粒的“变形虫”特征,又兼有某些聚合物性质,可进入多孔介质。本文通过室内实验,对其理化性能、在多孔介质中的运移规律和驱油效率进行了研究。1实验1.1单体组分am/丙烯酰胺aa单体和无机盐类药品均为市售。使用的3组乳液预交联聚合物微凝胶产品为:①MGEL43#,单体组分:丙烯酰胺(AM)/丙烯酸(AA)=1/1;②MGEL49#,单体组分:丙烯酰胺(AM)/丙烯酸(AA)=3/1;③MGEL52#,单体组分:丙烯酰胺(AM)/甲基丙烯酸-2-N,N-二甲氨乙酯(DMAEMA)=3/1。1.2实验方法1.2.1体视显微镜观测被测样品是用白油稀释的未溶胀微凝胶悬浮液和用清水加反相剂配制的溶胀微凝胶悬浮液。将样品转移至干净载玻片,用放大倍数为3.25～225的体视显微镜观测。根据像素与尺寸标定结果(粒径(μm)=1.571×像素)计算粒径,取10个颗粒直径平均值为粒径。1.2.2长期稳定性考察监测吸水溶胀后微凝胶悬浮液的黏度变化,可研究微凝胶的长期稳定性。悬浮液黏度测定的重现性具有一定局限性,但微凝胶的解交联、降解等过程会导致悬浮液黏度的明显变化,可定量表征。1.2.3岩心渗透率测定采用尺寸为ϕ2.5cm×8cm的胶结石英砂岩心,渗透率为0.045～10D,分别测定1%未溶胀微凝胶白油悬浮液和1%溶胀微凝胶清水悬浮液在不同渗透率岩心中的平衡注入压力。1.2.4胶处理工艺对压力的测定采用上述同类岩心,测定剩余油饱和度下的平衡水驱压力,然后进行微凝胶处理(先注入0.1%反相剂溶液约0.2PV,再注0.2PV水,然后注入含1%未溶胀微凝胶的乳液0.4PV,放置5～10h后水驱),再在相同剩余油饱和度下测定平衡注入压力,以二者之比值表征调整幅度。1.2.5岩心饱和水法采用单管或双管胶结石英砂岩心(ϕ2.5cm×10cm,渗透率为0.04～9.6D),将岩心饱和水,测定孔隙度和水相渗透率。油驱水至建立束缚水后,水驱油至剩余油饱和度。接着注入调驱段塞,放置5～10h,让微凝胶充分吸水溶胀。水驱至含水100%达到压力平衡,获得微凝胶调驱的驱油效率。2预交联聚合物微凝胶本文利用反相乳液聚合由单体合成了具有一定粒径分布的微米级乳液预交联聚合物微凝胶(固含量约为40%～45%),通过室内实验研究这种新型调驱剂的应用性能、在多孔介质中的运移规律和驱油效率。2.1用量对粒径的影响由图1可见,溶胀微凝胶的图像较清晰,颗粒呈圆形,粒径大小不均,均值为45μm。未溶胀微凝胶粒径小得多,图像清晰度略差,但也可测出其粒径,其均值为7.6μm。将颗粒近似为球状,计算得溶胀比约为208,所以这种微凝胶有很强的吸水能力。在微凝胶MGEL43#中,第二单体(丙烯酸(AA))含量增加导致粒径略增(未溶涨时7～13μm,溶涨后40～60μm)。在微凝胶MGEL52#中,分子量较大的第二单体(甲基丙烯酸-2-N,N-二甲氨乙酯(DMAEMA))使粒径增幅较大(未溶涨时40～70μm,溶涨后120～250μm)。2.2反相剂用量调节无反相剂时微凝胶在水中基本不溶胀,所以控制微凝胶的吸水溶胀过程是其应用的重要步骤。在吸水溶胀过程中,微凝胶悬浮液的黏度随溶胀程度加大而升高,然后体系达到平衡,因此可测定黏度以表征微凝胶的溶胀度。图2是反相剂用量对5%微凝胶(MGEL49#)溶胀过程的影响。由图可见,反相剂用量大于120mg/L后,便可使微凝胶悬浮液在3～6h之内反相吸水溶胀达到最高黏度。反相剂用量小于120mg/L时反相溶胀过程变慢,例如反相剂用量为30mg/L时,1d后体系才能达到部分溶胀平衡。所以,调节反相剂用量可控制溶胀速度,反相剂浓度较低时,溶胀需要一定的时间;当浓度达到一定值后反相作用效果不变。现场使用微凝胶可采用两种注入方式:其一为隔离段塞注入,包括0.1PV反相剂、0.1～0.2PV清水隔离段塞和0.01～0.1PV微凝胶段塞,多孔介质的色谱作用可使微凝胶在油藏深部与反相剂混合;其二为微凝胶和反相剂同时注入,但必须控制反相剂用量,使微凝胶缓慢溶胀。实验表明:溶胀微凝胶悬浮液的黏度随温度升高而降低;但矿化度上升时,悬浮液黏度先大幅度下降然后部分升高,拐点在1%NaCl处。该现象与聚丙烯酰胺(HPAM)的黏度-矿化度关系曲线不同,有待进一步探索。HPAM溶液在60℃、静态不除氧条件下老化30d,黏度损失率达70%～90%。在60℃、有氧、流动剪切(在恒温水浴中以125rpm振荡)条件下进行了溶胀微凝胶的长期动态热稳定性实验,将MGEL43#和MGEL49#分别配制成5%和10%的悬浮液,测定其黏度与老化时间的关系(见图3)。实验初期微凝胶悬浮液仍在吸水溶胀,体系黏度上升;充分溶胀后,随着动态老化时间的延长,黏度略有降低。微凝胶悬浮液黏度在老化过程中的损失率为10%～30%,说明在较苛刻的动态剪切、有氧、高温条件下,微凝胶没有发生严重的降解和解交联,即交联作用提高了微凝胶的化学稳定性。2.3天然岩心油田取样的孔喉直径为了研究微凝胶在多孔介质中的运移规律,测定了不同类型岩心的压汞孔喉半径和铸体薄片孔隙半径。在常见的渗透率范围(0.8～1.6D)内,天然岩心(大庆油田取样)的孔喉直径均值为11～16.4μm、孔隙直径均值为74～82μm;石英砂胶结人造岩心的孔喉直径均值为8～11μm、孔隙直径均值为104～114μm。2.3.1未溶胀微凝胶注入性试验用不同渗透率石英砂胶结岩心分别进行未溶胀微凝胶-白油悬浮液的注入性试验(见图4)。图中实线为白油的注入压力变化,虚线为用白油携带未溶胀1%MGEL49#的注入压力变化,试验过程中,岩心束缚水约为20%～27%。在注入未溶涨微凝胶过程中,未出现岩心端面堵塞,其注入压力反而比白油的注入压力低。这可能是注入过程中束缚水降低、油相渗透率增大造成。试验说明,粒径范围为5～11μm的未溶胀微凝胶在油携带下可顺利注入渗透率范围为0.4～10D的多孔介质,即未溶涨微凝胶粒径达到微米级,可进入孔喉直径大于10μm的多孔介质。另外,微凝胶是软性颗粒,遇外力作用易形变,在驱动力作用下能形变通过小于其粒径的孔喉,这就是微凝胶的“变形虫”特征。在不同渗透率岩心的溶胀微凝胶(MGEL49#)-清水悬浮液的注入性试验中,注入压力随注入量(共注入10PV)增加而呈线性上升,渗透率越低注入压力升高越快。以注入增压梯度对渗透率作图,在约1D处出现曲线拐点,说明当岩心渗透率小于1D时,粒径均值为45μm的溶胀微凝胶不易进入;当岩心渗透率大于1D时,部分溶胀后微凝胶借助于“变形虫”特性仍可蠕变通过。根据上述渗透率与孔喉直径的关系,这种溶胀微凝胶可在孔喉直径大于10μm的多孔介质中运移,在显微镜下检测高渗透率岩心的流出液,可见粒径为8～25μm的微凝胶。2.3.2前后驱替压力变化图5是用0.1PV1%MGEL49#处理岩心(渗透率为4.689D)前后驱替压力的变化,可见微凝胶处理大幅度调整了岩心渗透率,在剩余油饱和度相近时,水驱压力升高约一个数量级。渗透率为0.4～10D的多组岩心试验显示,随着渗透率上升,渗透率的降低率从86.7%增至93.6%。2.3.3微凝胶联合水驱系统现场应用微凝胶时应尽量减少携带微凝胶油的用量,可采用注入高浓度小段塞甚至乳液产品原液的方式。在室内可采用与聚合物驱相近的用量,但以高浓度小段塞方式注入。用单管岩心和并联岩心进行了微凝胶处理对采收率的影响试验,均采用石英砂胶结岩心,参数见表1。单管岩心注入的微凝胶处理段塞包括:0.6%MGEL49#约0.05PV(相当于聚合物驱的注入段塞:0.1%聚合物×0.3PV)、清水0.03PV和0.1%反相剂0.06PV。单管岩心的微凝胶处理可提高采收率8.9%(OOIP)。并联双管岩心的渗透率级差为3,水驱的特点是低渗部分的采收率很低,几乎可忽略。双管的水驱平衡采收率为22.7%(OOIP)。注入的微凝胶处理段塞包括:0.6%MGEL49#约0.06PV、清水0.03PV及0.1%反相剂0.08PV,再进行水驱,双管的最终采收率为43.68%(OOIP)。并联双管岩心的微凝胶处理可提高采收率20.98%(OOIP)。乳液预交联微凝胶具有选择性封堵厚油层中出水层的能力。首先,可将未溶胀微凝胶-反相剂混合液用油携带注入油井的需处理层位,进入的未溶胀微凝胶如果遇到水层则反相溶胀形成封堵,在油层中的微凝胶不会溶胀,可继续运移,从而达到选择性堵水的目的。其次,乳液预交联微凝胶的价格与普通HPAM相近,可用大剂量处理厚油层。与聚合物或预交联凝胶颗粒相比,乳液预交联微凝胶具有如下特点:①聚合物通过增黏,改善流度比,提高采收率;未溶胀的乳液预交联微凝胶可在多孔介质中运移,在水流通道中溶胀后对高渗透层和裂缝形成封堵,迫使液流转向,提高波及效率。②乳液预交联微凝胶能进入多孔介质,而预交联凝胶颗粒不能进入。如果该技术在油田现场应用成功,对我国油田油水同层的厚油层选择性堵水将具有非常重要的意义。3溶胀微凝胶运移匹配乳液预交联聚合物微凝胶为具有“变形虫”特征的微米级软性颗粒。在油携带下,未溶胀微凝胶(粒