相对渗透率调节剂提高采收率优化控制条件研究

齐自远;王业飞;徐晓丽

【摘 要】相对渗透率调节剂(relative permeability modifier,RPM)可以选择性降低油水相渗透率以提高注入水的波及系数;并改变岩石表面的润湿性,提高采收率.研究了一种阳离子聚合物型的相对渗透率调节剂,测定了RPM对表面润湿性以及油水相渗透率的影响.通过岩心驱油试验考察了不同油藏渗透率、地层润湿性、原油黏度、RPM注入时机、注入水注入速度等条件下RPM驱的驱油效果.实验结果表明,RPM可以将油湿的石英表面润湿性改变为弱水湿,且对水相渗透率降低程度更大;RPM驱适合渗透率大于50×10-3 μm2地层;RPM在油湿岩心中具有更高的采收率增值;原油黏度在20 mPa·s时,采收率增值幅度最大;在相似的渗透率条件下,注入速度增大时,水驱采收率与最终采收率均增大;较早注入RPM有更好的最终采收率效果.

【期刊名称】《科学技术与工程》 【年(卷),期】2014(014)022 【总页数】5页(P193-197)

【关键词】阳离子聚合物;相对渗透率调节剂(RPM);采收率;选择性堵水;润湿 【作 者】齐自远;王业飞;徐晓丽

【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580 【正文语种】中 文

【中图分类】TE357.46

近年来，随着油田开发年限的延长，大量的注入水沿水洗强度较高的高渗透带窜流，导致油井过早水淹，产出液中含水量过高，降低了原油的采收率，加大了污水处理量，严重影响了油田生产的经济效益［1］。因此，在油田注水开发的高含水后期，要继续保持高产和稳产，就必须采取有效的封堵措施，降低油井产出液中的水含量。化学调驱技术是目前油田开发过程中常用的降水增油技术。该技术可保持地层能量，保证注水开发或三次采油的效果［2］。然而，常规调驱剂对油/水两相选择性较差，在封堵地层水通道的同时，也堵塞了油流通道，造成油井产油量的降低。相对渗透率调节剂［3—6］(relative permeability modifier，RPM)，可不等比例地降低油相和水相的渗透率，在大幅度地降低地层水相渗透率同时，对油相渗透率降低很少甚至不降低。作为改善油/水相渗透率的有效措施，相对渗透率调节剂的应用可有效降低基质岩层的水相渗透率，使大量的注入水难以进入产油井筒，降低产出液的含水量;同时在注入带内，油相渗透率降低很少或不降低，可以保证油滴较容易地通过地层流入产油井筒;且相对渗透率调节剂的注入可以改变岩石表面的润湿性，对于岩石表面原油的剥离具有一定的促进作用。因而相对渗透率调节剂的采用可达到延长单井增油有效期，挖掘更多剩余油产量的目的。相对渗透率调节剂作为调剖堵水用剂已在国内外油田广泛应用多年，并取得了较好的效果［7—9］。在本论文中，将相对渗透率调节剂作为一种调驱剂使用，研究了相对渗透率调节剂对岩石表面润湿性及油水相渗透率的影响，并通过岩心驱油试验考察了不同油藏渗透率、原油黏度、RPM注入时机、注入水注入速度等条件下RPM驱的驱油效果，得出了RPM驱油过程中各种影响因素的合理范围。 1 试验部分 1.1 主要仪器和设备

精密电子天平(精确到0.000 1 g)，搅拌器，恒温干燥箱，DCAT21表界面张力/动态接触角测量仪，Brookfield DV-II黏度计，DY-III型多功能物理模拟装置，油水分离器等。 1.2 试验材料

石英片，胜坨油田脱气原油(75℃下，黏度为20 mPa·s)，阳离子聚合物型相对渗透率调节剂(RPM，相对分子量320万)，部分水解聚丙烯酰胺(HPAM，相对分子量360万)，聚丙烯酰胺(水解度2%的PAM，相对分子量350万)，石英砂，胜坨油田模拟地层水(矿化度10 000 mg/L，由 NaCl、CaCl以及MgCl2配制而成，其中Ca2+，Mg2+含量均为150 mg/L)，航空煤油。 1.3 试验方法 1.3.1 接触角的测定

将石英片在铬酸洗液中浸泡24 h，石英表面吸附的有机物在强氧化作用下分解，露出原始的石英表面。再用蒸馏水冲洗石英片表面，至清洗液pH值为7.0，将清洗干净的石英片烘干，再放入干燥器中备用;将铬酸处理过的石英片放入20%正庚烷-原油体系中在75℃条件下老化24 h，取出后在120℃条件下烘干，用表/界面张力动态接触角测量仪测定前进角在110°左右，制得油湿性石英片;再将油湿石英片在待测的聚合物溶液中处理24 h，用地层水冲洗表面多余的聚合物并干燥，测定石英片在地层水中的动态接触角。 1.3.2 残余阻力系数的测定

采用单管填砂模型对相对渗透率调节剂改变油/水相渗透率的性能进行评价，填砂管直径2.5 cm，长度20 cm。实验温度为75℃。实验步骤如下: (1)模型饱和模拟地层水，测量孔隙体积和模拟地层水渗透率。 (2)注煤油直到不再出水，测煤油相渗透率。

(3)注模拟地层水直到不再出油，测模拟地层水相渗透率。

(4)反向注入2 PV的相对渗透率调节剂，恒温24 h至吸附平衡。

(5)注模拟地层水，测注RPM后地层水渗透率，计算地层水残余阻力系数。 (6)注煤油，测注RPM后的煤油渗透率，计算煤油残余阻力系数。 1.3.3 驱油试验

选用胶结岩心，在岩心驱替装置中评价各个影响因素下RPM驱的驱油效果。驱油流程如下:

(1)饱和地层水后，放入岩心夹持器中，常温下以0.5 mL/min的速度注入地层水，记录压力稳定后的进出口端压差，计算岩心的水测渗透率。

(2)将恒温箱温度升至75℃，以0.1 mL/min的注入速度饱和原油，直至出口端只有原油流出，记录流出的地层水的体积，即为饱和原油的体积。 (3)岩心夹持器两端封闭，在75℃下恒温24 h。

(4)以一定的注入速度注水，直到瞬时含水率达到98%，记录产出液、产出油体积，计算水驱采收率。

(5)以一定的注入速度注入0.3 PV的2 000 mg/L(75℃下，黏度为4.0 mPa·s)的RPM溶液，记录产出液、产出油体积。

(6)以一定的注入速度恢复注水，直到产出液的瞬时含水率达到98%，记录产出液、产出油体积，计算最终采收率。 2 试验结果与讨论

2.1 RPM对石英表面润湿性的改变

采用1.3.1中的方法，分别测定了经过RPM、PAM及HPAM(溶液浓度均为2 000 mg/L)处理后，地层水在石英片上的接触角变化规律。试验结果见表1。 表1 三种聚合物对油湿石英片的接触角改变情况对比Table 1 Contact angle change of three polymers on oil-wet quartz plates液体 模拟水RPM PAM HPAM接触角/(°)105 72.5 101.6 104

由表1可以看出，经过RPM浸泡处理后，油湿石英片表面接触角明显降低，表面其润湿性变得更加水湿。而其他两种聚合物处理后，石英片润湿性基本没有变化。这主要是因为RPM在水中溶解后，其分子链上具有带正电的链节。而在通常的地层水pH值条件下，石英表面带负电，RPM可依靠静电引力作用吸附于石英表面，相对于依靠分子间作用力吸附于石英表面的HPAM和PAM，RPM具有更好的吸附能力，因此也具有更好的润湿性改变能力［10］。 2.2 RPM对相渗曲线的影响

分别取两个气测渗透率均为150×10-3μm2的胶结岩心，根据文献［11］的方法，测定水驱以及RPM驱过程中的油水相对渗透率曲线。试验在20℃下进行，所用模拟油为胜坨油田脱气原油与煤油的混合物，在20℃下黏度为20 mPa·s，RPM浓度为2 000 mg/L，黏度在室温下为10 mPa·s。试验结果见图1。

由图1中可以看出，对于油相的相对渗透率，常规水驱和RPM驱条件下没有很大区别，而观察水相的相对渗透率曲线可以看出，在相同的含水饱和度下，水驱时水相相对渗透率高于RPM驱时RPM相的相对渗透率，即RPM的注入可以降低水相相对渗透率;同时RPM驱时的端点含水饱和度高于水驱时的端点含水饱和度，表明RPM具有一定的提高采收率的潜力，可以考虑作为调驱剂使用。 2.3 RPM的选择性堵水性能

利用填砂岩心，采用1.3.2中的方法测定了RPM对油水相渗透率的调节作用。填砂岩心试验结果列于表2中。由表2中可以看出，水相残余阻力系数随着渗透率的增大而减小，渗透率越小，残余阻力系数越大;RPM对油相渗透率的影响较小，油相渗透率降低程度最大不超过50%;而RPM对水相渗透率的降低程度最低不低于80%。

图1 水驱及RPM驱时相对渗透率曲线Fig.1 Relative permeability curve of water flooding and RPM flooding

表2 RPM对油水相渗透率的影响Table 2 Effects of RPM on oil and water permeability编号水相渗透率/10-3μm2 RPM处理前RPM处理后水相残余阻力系数油相渗透率/10-3μm2 RPM处理前RPM处理后油相残余阻力系数1234 263 578 1 139 2 300 34 85 217 459 7.74 6.8 5.3 5.0 248 560 1 080 2 150 135 375 772 1 590 1.84 1.49 1.41 1.35 2.4 RPM提高采收率研究

由于RPM具有改变润湿性、调节油水相渗透率、以及一定的调剖作用，因此拟在室内研究RPM驱提高采收率的效果，得到RPM提高采收率的适用条件。 2.4.1 岩心渗透率对RPM提高采收率的影响

采用一系列不同渗透率的胶结岩心研究了一定渗透率范围内相对渗透率调节剂提高采收率性能。岩心基本参数及驱油实验结果见表3。

表3 相对渗透率调节剂在不同渗透率岩心中的驱油结果Table 3 Effects of permeability on oil recovery of RPM flooding编号 渗透率/μm2孔隙度/%孔隙体积/mL水驱采收率/%最终采收率/%提高采收率增值/%1 9.7 19.6 7.95 30.15 39.21 9.06 2 .5 24.6 7.1 40.83 58.75 17.92 3 84.3 25.3 7.33 41.49 55.32 13.83 4 121.2 25.0 7.25 43.33 .79 11.46 5 265.5 26.0 7.40 48.0 58.6 10.60 由表3中可以看出，岩心渗透率很小时，岩心的水驱采收率及最终采收率都比较低，提高采收率幅度也较低;当渗透率大于50×10-3μm2以上时，水驱采收率有了明显的提高，且所有岩心中RPM提高采收率幅度均在10%以上。这主要是因为，当岩心渗透率比较小时，RPM大量吸附在岩石孔隙表面，RPM分子形成的无规则线团不能充分发挥相渗透率的调整作用，RPM提高采收率作用有限;随着岩心渗透率的增大，聚合物分子在孔隙表面吸附后，水相和油相仍然在孔隙中存在一定的流动空间，聚合物分子在水相中更为舒展，对水相流动的阻碍作用更大，因此采收率增值和最终采收率均比低渗条件下更高。总体来说RPM驱适合渗透率大于

50×10-3μm2的地层。

2.4.2 岩心润湿性对RPM提高采收率的影响

分别使用水湿和油湿人造岩心，研究岩心润湿性对RPM驱效果的影响。岩心参数及驱油试验结果见表4。

分析表4可以看出，油湿岩心水驱采收率明显小于水湿岩心，但两者的最终采收率相差不大［12］，油湿岩心中的采收率增值更高。这可能是因为相对渗透率调节剂在油湿岩心表面吸附后，可以将油湿表面转化为弱水湿，而水湿岩心表面润湿性基本不变，因此两种情况下最终采收率相差不大。

表4 相对渗透率调节剂在不同润湿性岩心中的驱油结果Table 4 Effects of core wettabiltiy on oil recovery of RPM flooding编号 润湿性 渗透率/10-3μm2孔隙度/%孔隙体积/mL水驱采收率/%最终采收率/%采收率增值/%1 水湿86 25.5 7.34 42.50 55.0 12.5 2 水湿 98 24.6 7.10 43.19 56.8 13.61 3 油湿 85 25.3 7.33 35.46 53.13 17.67 4 油湿97 25.0 7.25 36.30 55.0 18.70 2.4.3 原油黏度对RPM提高采收率的影响

采用胜坨原油，在原油中加入不同比例的煤油，在75℃，6 r/min下测定黏度，得到不同黏度的模拟原油。研究不同黏度的模拟原油对相对渗透率调节剂提高采收率的影响。实验参数及驱油实验结果列于表5中。

由表5及图2中可以看出，随着原油黏度的增加，水驱采收率和最终驱采收率都降低。这是因为原油黏度的增大导致水油流度比升高，驱替液对油相的控制程度减小。采收率增值呈现出先增加后降低的趋势。当原油黏度在20 mPa·s时，采收率增值幅度最大。

表5 原油黏度对相对渗透率调节剂驱油实验的影响Table 5 Effects of crude oil viscosity on oil recovery of RPM flooding编号原油黏度/(mPa·s)渗透率/10-3μm2孔隙体积/mL水驱采收率/%最终采收率/%采收率增值/%1 4.0 97 7.46

49.2 59.8 10.6 2 20 85.6 7.33 43.47 57.14 13.67 3 41.5 97 7.25 40.61 52.44 11.83 4 50 80 7.35 38. 50.2 11.66 5 60 90 7.26 37.45 48.5 11.05 6 80 92 7.45 35.83 46.46 10.63

2.4.4 注水速度及注入时机对RPM提高采收率的影响

改变注水速度以及相对渗透率调节剂的注入时机，得到的实验结果列于表6中。 表6 注入速度和RPM注入时机对采收率的影响Table 6 Effects of injection rate and injection timing on oil recovery编号注入条件 渗透率/10-3μm2孔隙体积/mL最终采收率/%1 含水率为98%时，注入RPM，注水速度0.2 mL/min 84.3 7.33 55.32 2 含水率为98%时，注入RPM，注水速度0.3 mL/min 84.0 7.1 67.23 3 含水率为0时，注入RPM，注水速度0.2 mL/min 87.0 7.22 65.1 4 含水率为50%时，注入RPM，注水速度0.2 mL/min 97.2 7.25 57.7 5 含水率为80%时，注入RPM，注水速度0.2 mL/min 90.0 7.30 56.2

对比1和2号岩心发现，在相似的渗透率条件下，注入速度增大时，水驱采收率与最终采收率均比注入速度较低时的对应数值有所上升。这是因为注入水速度增大时，驱替压力增大，驱替液更容易进入到微小孔隙和盲端中，驱替其中的剩余油，且RPM分子更容易在水中伸展，起到阻碍水相流动的作用，造成含水率上升较缓慢，最终采收率较高。

对比1、3、4、5号岩心，较早注入 RPM 溶液后，RPM能够增加注入水的黏度，并在岩心孔隙上吸附，调节油水相渗透率，防止注入水的过早突破。因此，较早注入RPM有更好的最终采收率效果。 3 结论

研究了相对渗透率调节剂提高采收率的影响因素，并提出了相对渗透率调节剂的适用条件，主要结论如下:

(1)相对渗透率调节剂可以选择性降低油水相渗透率，提高注入水的波及系数，且

相对渗透率调节剂可以将油湿表面润湿性改变为弱水湿，对岩石表面油膜的剥离具有一定的促进作用。

(2)在岩心渗透率低于50×10-3μm2时，岩心的水驱采收率及最终采收率都比较低，RPM驱适合渗透率大于50×10-3μm2地层。

(3)油湿岩心的水驱采收率明显小于水湿岩心，RPM对油湿岩心提高采收率的程度高于水湿岩心，但两者最终采收率相差不大。

(4)随着原油黏度的增加，水驱采收率和聚合物驱采收率都降低，但采收率增值呈现出先增加后降低的趋势，当原油黏度在20 mPa·s时，采收率增值幅度最大。 (5)在相似的渗透率条件下，注入速度增大时，水驱采收率与最终采收率均比注入速度较低时的对应值有所上升;较早注入RPM有更好的最终采收率效果。 参考文献

【相关文献】

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