黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质中的渗流规律

黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质中的渗流规律刘煜【摘要】为深入认识非均相复合驱油机理,指导非均相复合驱油体系设计及技术推广应用,通过物理模拟手段,并结合孤岛油田中一区Ng3单元非均相复合驱矿场见效特征,分析了黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质中的运移特征.结果表明,黏弹性颗粒驱油剂较聚合物具有更强的调整非均质能力,黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质中以"堆积堵塞-压力升高-变形通过"的方式渗流.黏弹性颗粒驱油剂通过孔喉时,通过挤压变形和拉伸变形,局部改变驱动压差,具有深部运移、非均质调整以及交替封堵、均匀驱替的特点,能够有效扩大波及体积,从而最终提高原油采收率.%In order to recognise the mechanism of heterogeneous combination flooding and guide designing heterogeneous combination flooding system and application of technology,the migration characteristics of a novel preformed particle gel (PPG)was studied through physical simulation method and combining with the field response character of the heterogeneous combination flooding of ZYQ Ng3 at Gudao oilfield.Results showed that PPG has a stronger ability to adjust the heterogeneity than polymer.PPG could migrate by means of piling up,plugging,pressure rising and deforming at throats to modify the existing dominant migration paths.Meantime,driving pressure was partially changed through the extrusion deformation and tensile deformation in pore throats.PPG had the advantages of migrating,heterogeneous adjustment,alternate plugging and flowing evenly.These characteristics can significantly improve swept volume and finally enhance oil recovery.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2017(017)024【总页数】5页(P218-222)【关键词】黏弹性颗粒驱油剂(PPG);渗流规律;矿场见效特征;非均相复合驱【作者】刘煜【作者单位】中国石化胜利油田勘探开发研究院,东营 257015【正文语种】中文【中图分类】TE357随着胜利油田化学驱技术大规模推广应用，适合化学驱的Ⅰ、Ⅱ类油藏优质资源动用完毕，如何大幅度提高Ⅰ、Ⅱ类油藏聚合物驱后及Ⅲ、Ⅳ类高温高盐油藏的原油采收率已成为油田化学驱发展的紧迫任务[1—3]。

黏弹性颗粒驱油剂(preformed particle gel，PPG)是一种具有部分交联部分支化结构的新型驱油剂，由其作为主剂组成的“黏弹性颗粒驱油剂-表面活性剂-聚合物”非均相复合驱油体系具有波及能力强、洗油效率高的特点[4]，适用于非均质油藏、聚合物驱后油藏和高温高盐油藏[5—7]。

非均相复合驱在胜利油田孤岛中一区Ng3的先导试验中取得了显著的降水增油效果，极具应用潜力[8，9]。

但是黏弹性颗粒驱油剂作为一种新型驱油剂，目前对其在多孔介质中的渗流特性仅有初步研究[10—12]，尚缺乏系统的研究与认识，因此有必要深入研究黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质中的运移、渗流特征，深化非均相复合驱油机理，并指导见效特征分析和技术推广应用，进而为聚合物驱后油藏大幅度提高采收率提供有力的技术支撑。

通过分析黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质模型中的渗流行为并结合矿场见效特征，明确了黏弹性颗粒驱油剂在多孔介质中的渗流规律。

主要实验仪器：磁力搅拌器，IKA公司；LP620S电子天平，Sartorius公司；SG—3型恒温箱，海安石油科研仪器有限公司；高压计量泵，ISCO公司；φ2.54 cm不锈钢填砂管(30 cm、50 cm)，定制；中间容器(200 mL)，定制；玻璃刻蚀模型(40 mm×40 mm)，定制；可视填砂模型(104 mm×75 mm×4.5 mm)，定制。

实验材料：黏弹性颗粒驱油剂(PPG)，白色固体粉末(自制)；部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，日本三菱化成株式会社生产，相对分子量22×106，水解度25%，固含量90%；实验用水为孤岛中一区Ng3注入模拟配制水，矿化度为6 666 mg·L-1。

采用φ2.54 cm×50 cm的人造填砂岩心模型，模型气测渗透率见表1。

模型经抽真空饱和模拟配制水并水驱压力平稳(P1)后，转注化学驱油剂的模拟配制水溶液，至压力平稳(P2)，转注水至压力稳定(P3)。

记录整个实验过程的动态压力变化情况，计算阻力系数RF=，残余阻力系数RRF=。

实验条件：温度为70 ℃、化学剂注入浓度为2 000 mg·L-1、注入速度0.23 mL·min-1。

1.2.2 双管并联渗流实验采用φ2.54 cm×30 cm的并联人造填砂岩心模型，渗透率级差分别为2.06(气测渗透率分别为2.510 μm2、1.220 μm2)、2.95(气测渗透率分别为3.009 μm2、1.020 μm2)、4.93(气测渗透率分别为5.040 μm2、1.023 μm2)。

①模型经抽真空饱和水后，先水驱至压力平稳，记录高、低渗透率填砂管的产液量分别为Q1、Q2，计算高渗透率管的产液百分比Qhb=、低渗透率管的产液百分比Qlb=；②转注0.3PV黏弹性颗粒驱油剂；③转后续水驱，直至压力平稳，记录高、低渗透率填砂管的产液量分别为Q3、Q4，计算高渗透率管的产液百分比Qha=、低渗透率管的产液百分比Qla=；④计算剖面改善率f=。

实验条件：温度70 ℃、黏弹性颗粒驱油剂浓度2 000 mg·L-1、注入速度0.5 mL·min-1。

采用40 mm×40 mm的玻璃刻蚀模型，将模型抽真空后饱和水，以0.15 mL·min-1的注入速度注2 000 mg·L-1染色黏弹性颗粒驱油剂悬浮液，观察黏弹性颗粒驱油剂在孔喉中的运移特征，并采集实验过程录像。

采用104 mm×75 mm×4.5 mm的可视填砂模型，将模型抽真空后饱和水，以0.15 mL·min-1的注入速度注2 000 mg·L-1染色黏弹性颗粒驱油剂悬浮液，观察黏弹性颗粒驱油剂在平面非均质模型中的渗流行为，并采集实验过程录像。

黏弹性颗粒驱油剂和聚合物的模拟配制水溶液在人造填砂岩心模型中渗流时压力变化曲线如图1。

从图1可以看出，与聚合物相比，注入黏弹性颗粒驱油剂后，注入压力迅速上升，最高压力为1.7 MPa，且注入压力呈现锯齿状波动状态，这是由于黏弹性颗粒驱油剂在填砂管中以一种独有的“封堵-压力升高-变形通过”的方式向前运移。

黏弹性颗粒驱油剂具有较高的阻力系数与残余阻力系数，分别为375和29，表现出了良好的封堵性能。

黏弹性颗粒驱油剂这种“堵-驱”结合的特性，能够有效扩大波及体积，从而提高原油采收率。

剖面改善率(f)可以用来定量描述黏弹性颗粒驱油剂在不同渗透率级差条件下改善纵向非均质性的能力[13]，值越大，说明改善纵向非均质能力越好。

实验结果见表2。

由表2可知，在通过渗透率级差为2.06、2.95的多孔介质时，黏弹性颗粒驱油剂均有较高的剖面改善率，在渗透率级差为4.93的多孔介质中，黏弹性颗粒驱油剂剖面改善能力则低于渗透率级差为2.06、2.95的多孔介质，但总体来说，黏弹性颗粒驱油剂能够有效封堵高渗透层，使液流转向低渗透率区域，改善低渗区域的开发状况，在上述各渗透率级差条件下均表现出良好的纵向调整非均质能力，有利于大幅度提高采收率。

图2给出了黏弹性颗粒驱油剂在玻璃蚀刻模型中的运移过程。

黏弹性颗粒驱油剂PPG颗粒注入过程中首先在孔喉处封堵，造成该处压力升高；当压力升高到一定程度时，颗粒可挤压变形和拉伸变形通过孔喉，改变局部驱动压差，从而达到“堵-驱”结合的效果；宏观上则表现为注入压力呈锯齿状变化，如图1所示。

可视模型平行划分为4个区域，高低渗透条带依次间隔，渗透率级差为2.86，注入过程中黏弹性颗粒驱油剂在非均质模型中的分布图如图3所示。

由图3可以看出，注入过程中，黏弹性颗粒驱油剂在非均质条带中能够较均匀的推进。

这是因为当模型中刚开始注入黏弹性颗粒驱油剂时，黏弹性颗粒驱油剂会优先进入高渗透层，随着其注入量的增加，它会堵塞在高渗透层的孔隙和喉道处，造成该处压力升高，渗透率降低，流动阻力增大，从而使后续的液流转向低渗透层；由于黏弹性颗粒驱油剂具有一定的黏弹性，当压力升高到足以使某一条带中堵塞的颗粒变形通过喉道时，该条带又开始流入黏弹性颗粒驱油剂。

在整个注入过程中黏弹性颗粒驱油剂不断地通过堵塞-压力升高-变形通过的方式在各个渗透率条带中进行交替封堵，使液流不断转向，黏弹性颗粒驱油剂能更好地在不同渗透率条带中均匀推进，明显改善了模型的平面非均质性。

先导试验区位于孤岛油田中一区Ng3单元东南部，含油面积为 0.275 km2，石油地质储量为123×104 t。

试验区储层物性好，胶结疏松，出砂严重，非均质性较强，有效厚度为14.2 m，渗透率变异系数为0.538，孔隙度为33%，空气渗透率为1.5～2.5 μm2。

地层原油黏度为46.3 mPa·s，地层水矿化度为5 923 mg·L-1，原始地层温度为70 ℃。

试验区经过水驱、聚合物驱及后续水驱开发，综合含水高达98.2%，采出程度52.3%。

2011年11月注入非均相体系，截至2015年12月，完成方案设计注入量。

实施非均相复合驱后，试验区降水增油效果显著，综合含水由98.2%下降至最低81.3%，下降了16.9%，日产油量由3.3 t/d上升至最高79 t/d，日增加油量75.7 t。