聚丙烯酰胺连续驱替岩心实验

第1章概述
作为一种重要的能源和化工原料，世界范围内对石油的需求仍将持续增长。

尤其在我国，一方面国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；另一方面，我国的各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。

据预测，按目前的开采水平，到2005年我国进口原油将高达108吨/年（1亿）。

这将对我国国民经济发展造成极其严重的影响[1]。

缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径：一是寻找新的原油地质储量；二是提高现有地质储量中的可采储量，即提高采收率。

寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、最有效的途径。

多年以来，各油田在开发过程中也不断加大勘探力度，找到新的储量。

但是，石油是一种不可再生资源，它的总地质储量是一定的，而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高，新增地质储量的难度越来越大，潜力越来越少。

近年来，几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层物性差、开采难度大的油藏。

在有限的原油地质储量中，其可采储量是一个变量。

它随着开采技术的发展而增加，而且其潜力一般很大。

石油是一种流体矿藏，具有独特的开采方式。

在各种矿物中，石油的采收率是比较低的。

在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%～60%之间。

在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%～40%。

也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。

如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。

从长远来看，只要这个世界需要石油，人们必将越来越多地将注意力集中到提高采收率上。

实际上，与勘探新油田不同，提高采收率问题自油田发现到开采结束，自始至终地贯穿于整个开发全过程。

可以说，提高采收率是油田开采永恒的主题。

（这种说法一点也不过分）。

近几年，我国已成为纯石油进口国，预计到2005年将进口1亿吨／年。

国民经济急需石油，大庆是我国最大的油田，按现已探明的地质储量计算，采收率每提高一个百分点，就可增油5000万吨。

这对国民经济的发展具有极其重要的意义[2]。

从油田开采阶段上划分，通常将利用油层所具有的天然能量，如溶解气、气顶等，将原油采至地面的方法（能量衰竭法）称之为一次采油。

在天然能量枯竭后用人工补充油藏能量的开采方法，如注水、注气，称之为二次采油。

但是这种开采方式的分类很容易引起混乱。

例如，在我国和前苏联一些油田曾采用早期注水保持压力的开采方法，很难说这究竟是一次采油还是二次采油。

在稠油油田往往是一投入开发就进行热力采油，很难按上面的原则将其归类。

另一种是按技术特点分类：将传统的注水、注气以外的，不是以保持和补充油藏能量为目的，而是以改变和控制油藏及油藏流体物理化学性质为目的的所有开采方法统称为强化采油（EOR──Enhanced Oil Recovery）。

目前，EOR这一术语已获得普遍的认可，并已成为提高采收率的同义词。

现有的主要EOR方法可分成如下几大类：化学驱；气驱；热力采油。

在这里，我们重点讨论化学驱[3]。

几乎所有化学驱方法都具有高盐敏性，即对矿化度非常敏感，所以一般对驱油体系的矿化度都有限制。

由于化学体系在油层中运移时，易于发生吸附、滞留，甚至絮凝、沉降，影响化学剂的注入。

如何保持足够的注入能力，是一个长期研究的课题。

减少化学剂在油藏中的损失（吸附、滞留），是直接影响化学驱效果的关键问题。

表1-1 几种化学驱的机理及采收率范围
驱替方法驱油机理典型采收率（%）聚合物驱改善流度比；提高波及效率；提高微观驱油效率5～10碱驱改善岩石润湿性；降低油／水界面张力；通过乳化改善流度比 5 活性剂驱降低油／水界面张力；增大毛管数5～10
胶束／聚合物驱改善流度比；提高波及效率；提高微观驱油效率；降低毛管数15
碱／聚合物驱
改善流度比；提高波及效率；提高微观驱油效率；改善岩石润
湿性；降低油／水界面张力；通过乳化改善流度比
5
泡沫驱改善流度比；提高波及效率；提高微观驱油效率；降低油／水
界面张力；增大毛管数；泡沫调剖效果；气体上浮运移、溶解
气驱
5～10
ASP复合驱改善流度比；提高波及效率；提高微观驱油效率；改善岩石润
湿性；降低油／水界面张力；通过乳化改善流度比；
降低油／水界面张力；增大毛管数；协同效应
15～20
我国的提高采收率技术研究与应用虽然比西方国家起步晚一些，但发展很快。

大庆油田自1964年开始采收率的研究，经过近40年的努力，已经在聚合物驱、表面活性剂驱、CO2非混相驱、天然气驱和复合驱方面取得了长足的进展。

尤其是聚合物驱技术、三元复合驱技术等化学驱技术的研究与应用的发展更为迅速。

我国化学驱技术的迅猛发展的动力来源于国民经济对原油的需求和提高采收率的巨大潜力。

我国的油田主要分布在陆相沉积盆地，油层物性变化和砂体分布均比海相沉积复杂，泥质含量高，油藏非均质性远高于主要为海相沉积的国外油田。

而且陆相盆地生油母质为陆生生物，原油含蜡高、粘度高。

这样的陆相沉积环境和生油条件，加大了我国油田开发的难度。

我国依靠科技的力量，发展了一系列注水开发的配套技术，使注入水不断扩大波及体积，延长了油田的稳产期。

应该说我国注
水开发技术和稳产指标，已达到或超过国外同类油田水驱开发的先进水平。

尽管如此，由于油层物性差，非均质性严重，原油物性差（粘度高、含蜡高），我国油田的水驱平均采收率只有34.2%，一些油田只有20%～25%，远低于国外海相沉积油田的水驱采收率水平[4]。

大庆油田是陆相沉积油田、其油藏非均质变异系数0.7左右，原油地下粘度为9mPa•s（是美国东德克萨斯油田原油粘度高10倍之多！），综合含水82%，仅采出地质储量的30.1%，最初预测最终水驱采收率仅为34.8%，经过多年的工作，不断改善水驱开发效果，大庆油田预测水驱采收率也仅可提高到40%左右，仍然远远低于国外海相沉积大油田的水驱采收率。

胜利油田也是陆相沉积油田,其原油地下粘度为：上第三系馆陶组油层60～90mPa•s，下第三系沙河街组油层10～20mPa•s。

现含水已达89.8%，仅采出地质储量的21.1%。

预测水驱采收率也只有27.7%。

我国油田总水驱采收率水平较低，主要反映在两个方面：
①由于油层的非均质性，水驱波及系数低；
②驱油效率低。

这两点决定了我国油田采用以扩大波及体积和提高驱油效率为目标的EOR方法具有很大潜力。

我国的提高采收率研究起始于60年代初，其发展高峰是80年代初。

1979年，原石油工业部将提高采收率（三次采油）列为我国油田开发十大科学技术之一。

开始着手进行EOR技术调研，组织国际合作，引进先进技术，就此揭开我国EOR 技术高速发展的序幕。

从经济和产量角度综合考虑，化学驱是我国油田开发提高采收率技术的最佳选择[5]。

我国近年来原油产量约为1.4×108t，全国陆上油田含水已高达82%，进入了高含水期开采阶段。

每年年产量综合递减800多万吨。

仅仅是为了稳产，每年就需增加近8×108t地质储量。

目前我国陆上油田新区勘探难度越来越大，单纯靠新区增加可采储量已无法满足需要。

另一方面，我国老油田还剩余近百万吨储量无法依靠二次采油开采出来。

大庆油田对其外围新区未动用的低渗透新油田和老油田每采100×104t原油所需总费用进行了对比：老区继续水驱加密井网总费用4.22亿元；老区聚合物驱3.93亿元；外围新区8.3亿元。

这说明，在老区提高采收率所投入的经费是较低的。

1982年，在对国外五个主要石油生产国十余种EOR方法综合分析的基础上，对我国23个主力油田进行了EOR方法粗选。

1984年开始与日、美、英、法等国在大港、大庆、玉门等油田进行聚合物驱，表面活性济驱油等方面的技术合作。

由于我国探明气源不足，油田混相压力较高，不具备广泛实施混相驱的条件，确定了化学驱油作为我国EOR技术的主攻方向，并以首先聚合物驱作为重点。

“七五”（1986～1990）、“八五”（1991～1995）、“九五”（1996～2000）连续将EOR 技术研究列为国家重点科技攻关项目。

鉴于提高采收率的效果，聚合物驱油技术在我国大多数油田得到成功应用，并且在这些油田工业化的采出技术的条件也已具备。

具有重要意义的是利用各种复合驱油技术得到的结果，这些符合注入技术在提高我们油田采收率方面具有很大潜力[26]。

第2章聚丙烯酰胺的性质及应用
聚合物由大量的简单分子（单体）化合而成的高分子量的大分子所组成的天然的或合成的物质。

聚合物驱是三次采油方法之一，也有人称之为改善水驱开采技术。

目前矿场上常用两种类型的聚合物，一种是合成聚合物部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），另一种是生物作用生产的聚合物（如黄胞胶）。

本文主要讲解部分水解聚丙烯酰胺[15]。

聚丙烯酰胺具有絮凝性，增粘性。

聚丙烯酰胺系列产品可分为三类：非离子型，阴离子型，和阳离子型。

它的简称是PAM。

1955年获得工业化使用，最先应用在铀矿工业，从铀盐中出去微小杂质，发展至今，PAM广泛应用于石油、医药、建筑、化工、纺织、陶瓷、造纸、采矿等工业。

聚丙烯酰胺虽然对水的表面张力降低很小，但分子中有活性基团，吸附于界面之后，能改变界面状态，多年来作为增稠剂、降失水剂、絮凝剂、分散剂、降阻剂。

阻垢剂、流度控制剂用于石油工业，提高钻井流体流动性和石油采收率，并减少流体阻力。

作为泥浆性能调整剂，经常使用的是部分水解聚丙烯酰胺.其作用是调节钻井液的流变性，携带岩屑，润滑钻头，减少流体流失等。

用PAM调节的钻井泥浆相对密度低，固体含量少，能减轻对油气层的压力和堵塞，容易发现油气层，并有利于钻井。

此外，还可大大减少卡钻事故，减轻设备磨损，并能防止井漏和坍塌，使井径规则[6]。

在提高石油采收率的三次采油方法中，聚合物驱油技术占有重要地位。

在油田生产过程中，由于地层的非均质性，常产生水侵问题，需要进行堵水。

PAM类堵水剂的发展甚快，用量大，具有对油和水渗透能力的选择性。

选择性堵水这一特点是其他堵水剂所没有的。

采用PAM还可调整地层内吸水剖面及封堵大孔道，实践中已见到良好效果。

由于价格和性能方面的原因，在注聚合物水驱或复合驱提高原油采收率过程中，95%以上的油田矿场实验采用了聚丙烯酰胺PAM及其离子形式:水解聚丙烯酰胺HPAM。

聚丙烯酰胺是一种聚电解质，它的链中带有极性较强的酰胺基团，使之与水和电解质的盐水溶液亲和性很强，易溶于水和盐水中，当然这种基团间排斥力较强，分子链在溶液中呈现比较舒展的状态。

当水解后形成HPAM，其中含有大量的羧钠基（-COONa）,羧钠基进而解离出Na＋，使分子变成带负电的阴离子，阴离子间相互排斥更使分子展开，而进入大分子链中空穴的小分子的取向也会调整，
其正电荷端会与大分子表面相吸引，形成一溶剂化层。

这也是聚丙烯酰胺增粘的根本所在。

但是在非极性的有机溶剂中，符合“相似相溶”原理，其溶解度就很低，这些有机溶剂就是非良性溶剂，这正是聚丙烯酰胺降低水的流度比降低油的流度大得多的原因所在[19]。

PAM和HPAM可以把大量水分子捕获到自己的链间，因此它们可数量级地提高注入水的粘度，降低水/油流度比，起到平衡油藏固有的非均质性、扩大驱扫效率与波及面积，提高原油采收率。

由于它会随着其溶剂一道进入最易进入大的孔喉，这些区域又是注水开采中油洗得最为彻底，最容易发生水窜、水锁导致水驱效果变差的重要部位。

当高分子量的聚合物进来后会发生在矿物、岩石表面的吸附，在孔喉变小处发生机械捕集和水动力捕集，利用这一点可以堵水调剖。

吸附滞留的广泛发生一方面对提高驱替液的驱扫效率起到了积极作用，另一方面聚合物自身也受到消耗，导致在传播过程中逐渐失效，可见对聚合物在矿物岩石表面及孔隙介质中的吸附滞留的研究非常关键[22]。

聚丙烯酰胺在矿物上的吸附主要受到聚合物自身、矿物的特性和共处的介质环境等三大方面因素影响。

聚丙烯酰胺自身包括自身结构、分子量、水解度、浓度等。

矿物特性包括矿物种类、表面特性、表面电荷、结构构造、润湿性等。

共处的介质环境包括环境温度、压力、以及液相中是否有电解质、电解质类型、离子强度等[8]。

部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）是聚丙烯酰胺（PAM）加NaOH水解后的产物。

方程式为：
-〔----CH2-CH---〕X-----→〔-- CH2-CH--〕x--〔--- CH2-CH--〕y-
〡〡〡
CO NH2CO NH2CO NH2
生成部分水解聚丙烯酰胺，其基本结构单元是：
-〔- CH2-CH--〕-〔-- CH2-CH--〕-
〡〡
CO NH2C=O
〡
ONa
在水解过程中，酰胺基变成羧基并与Na+络合，变成上图所示结构[4]。

由于这两个基都有很强的极性，对水有很强的亲和力，所以能溶于水中。

当溶于水中时，能解离出Na+，使分子变成带负电的阴离子。

离子相邻的带负电的羧基（-COO-）相斥，使大分子由蜷变为伸展；同时由于分子为带负电的阴离子，吸附阳离子（Na+），形成双电层，在离子表面形成一溶剂化层，使离子体积增大，分子间内摩擦阻力增加，对水产生增粘作用。

与不含添加剂的水驱相比，聚合物溶液的粘
度较高，能够改善水油流度比，使油层波及效率提高；从而提高采收率。

本文研究的是聚丙烯酰胺的三种阳离子对岩心渗透率的影响，来证明阳离子聚合物在油层中的堵水调剖作用，对提高采收率的影响[28]。

第3章聚丙烯酰胺驱替岩心实验
3.1实验材料及仪器
（1）实验目的
通过用无机物和有机物驱替岩心来测量渗透率的变化进行对比，从而研究有机物对岩心连续驱替时渗透率的影响。

（2）实验药品
聚丙烯酰胺10#阳离子、聚丙烯酰胺11#阳离子、聚丙烯酰胺13#阳离子，岩心12块，实验用蒸馏水。

（3）实验仪器
游标卡尺，岩心夹持器，减压阀，六通阀，手动高压计量泵，电子搅拌器，电子天平，量程20MPa表头一个，量程2MPa表头1个，金属管线若干，量筒，烧杯若干。

3.2实验原理及步骤
3.2.1实验原理
所谓渗透率，就是指流体通过多孔介质的能力，若空隙中只存在一相流体，则多孔介质允许其通过的能力称为绝对渗透率。

根据达西定律，单位时间通过岩心的流体流量（q）与岩心两端压差（△P=P2-P1）及横截面积（A）成正比；与岩心长度（L）及液体粘度（μ）成反比。

即：
KAΔp
（2-1）
q=
μL
那么渗透率为：
qμL
K=
（2-2）
AΔp
其中：K—渗透率，μm2；
A—横截面积，m2；
△p—岩心两端压差，Pa；
μ—液体的粘度，Pa·s
L—岩心长度，m。

根据上式如果已知A，△p，μ，L，q即可求得渗透率。

与地层不配伍的外来流体进入地层后，引起粘土膨胀，分散，运移，从而导致渗透率下降的现象称为水敏现象。

水敏现象评价实验的目的就在于了解这一膨胀，分散，运移过程及最终使地层渗透率下降的程度。

流体通过岩心将会发生很多微观和宏观的变化，也势必会影响岩心对流体的渗流速率，所以本实验就此做了一系列的测量[32]。

3.2.1实验步骤
（1）查阅资料，了解岩芯渗透率的影响因素，尽量在实验过程中减少误差，提高准确率。

图3-1 岩心测渗透率装置图
（2）准备聚丙烯酰胺10#阳离子、11#阳离子、13#阳离子溶液并各取2000毫升备用；并准备岩芯12块，在每一个岩心上作上标记标记岩心号和驱替方向。

（3）按图3-1要求安装实验仪器。

并在加压器中加入蒸馏水。

（4）加环压至10MPa检查仪器是否有漏渗等现象，直到仪器无漏渗现象为止。

（5）挑选12块岩心并对其长度直径进行测量，把测量数据进行详细记录。

用蒸馏水作为驱替液分别对12块岩芯进行驱替，记录各项数据并计算出岩芯的渗透率。

对各岩芯按渗透率大小依次排列并分组，把渗透率最相近的岩芯分为一组，共2组，渗透率较高的1组，分别为天G-6#、15-52#、天D-6#、3-6#、15-45#、3#；渗透率较低的1组，分别为17-5#、25-7#、4#、184#、140#、28-2#。

（6）按图3-2要求连接仪器，并加环压10MPa，检查保证仪器没有漏渗现象。

图3-2 连续驱替装置
（7）取高渗透率中的2块岩芯，用聚丙烯酰胺10#阳离子水溶液对2块岩芯进行驱替，每隔半小时对岩芯进行一次渗透率测量（20次），最后记录测量数据。

（8）取低渗透率中的2块岩芯，用聚丙烯酰胺10#阳离子水溶液分别对2块岩芯进行驱替，每隔半小时对岩芯进行一次渗透率测量（20次），最后记录测量数据。

（9）取高渗透率中的2块岩芯，用聚丙烯酰胺11#阳离子水溶液对2块岩芯进行驱替，每隔半小时对岩芯进行一次渗透率测量（20次），最后记录测量数据。

（10）取低渗透率中的2块岩芯，用聚丙烯酰胺11#阳离子水溶液分别对2块岩芯进行驱替，每隔半小时对岩芯进行一次渗透率测量（20次），最后记录测量数据。

（11）取高渗透率中的2块岩芯，用聚丙烯酰胺13#阳离子水溶液分别对2块岩芯进行驱替，每隔半小时对岩芯进行一次渗透率测量（20次），最后记录测量数据。

（12）取低渗透率中的2块岩芯，用聚丙烯酰胺13#阳离子水溶液分别对2块岩芯进行驱替，每隔半小时对岩芯进行一次渗透率测量（20次），最后记录测量数据。

3.3岩心渗透率的测定
首先按图3-2安装好实验仪器并把其中的一块岩心装入岩心夹持器，把蒸馏水装入加压器并将环压加至10MPa，保证仪器管线接口无漏渗现象，把减压阀打开
调到一定压力使管线出口的液体流量达到每秒1-2滴。

然后保持此压力连续驱替2-3小时直至取出液体中无气泡出现为止，此时用量筒和秒表测量驱替液出口液体的一分钟流量，记录数据如表3-13和3-14。

关闭驱替压力，泄环压，取出测量过的岩心，将其放入盛有蒸馏水的烧杯中浸泡，换上下一块岩心按上面步骤进行测量。

用蒸馏水作为测量岩心渗透率的驱替液，是因为蒸馏水的矿化度很低，不会影响实验结果，测量流量的次数为3次，取其平均值力求减少由于人为而产生的误差，经过测量计算发现天然岩心的渗透率比较分散，分布在1-200×10-3μm 2之间。

3.4聚丙烯酰胺10#
溶液连续驱替对岩心渗透率的影响
3.4.1聚丙烯酰胺10#溶液连续驱替对高渗透岩心渗透率的影响
3.4.1.1聚丙烯酰胺10#
溶液连续驱替对15-52岩心渗透率的影响
按图3-2安装实验仪器，将15-52#岩心装入岩心夹持器，将聚丙烯酰胺10#溶液装入加压器，加10MPa 环压保证仪器和管线的接口以及开关处无漏渗现象。

把减压阀打开调到一定压力使管线出口的液体流量达到每秒1-2滴。

然后保持此压力连续驱替1-2小时直至取出液体中无气泡出现为止，此时用量筒和秒表测量驱替液出口液体的两分钟流量，此后每隔半个小时测量一次流量共20次。

测量数据如表3-1。

0.64
0.660.680.70.720.740.760.780
2
4
68
10
12
时间 t
渗透率 k
图3-3 用聚丙烯酰胺10#
溶液连续驱替15-52#
岩心渗透率变化曲线
从图3-3上我们可以看出，15-52#岩心渗透率随时间的增长而降低了，图像为一条曲线，从1-2小时过程中渗透率变化较大，3-7小时过程中渗透率变化基本不大，而且在最后5个测量点渗透率的数值基本保持稳定不变。

由于驱替液没有变，
造成岩心渗透率下降的原因只能是由于岩心内部空隙发生了变化。

3.4.1.2聚丙烯酰胺10#
溶液连续驱替对天G-6#
岩心渗透率的影响
按图3-2安装实验仪器，将天G-6#岩心装入岩心夹持器，将聚丙烯酰胺10#溶液装入加压器，加10MPa 环压保证仪器和管线的接口以及开关处无漏渗现象。

把减压阀打开调到一定压力使管线出口的液体流量达到每秒1-2滴。

然后保持此压力连续驱替1-2小时直至取出液体中无气泡出现为止，此时用量筒和秒表测量驱替液出口液体的两分钟流量，此后每隔半个小时测量一次流量共20次。

测量数据如表3-2。

00.020.040.060.080.10.120.140.160
2
4
68
10
12
时间 t
渗透率 k
图3-4 用聚丙烯酰胺10#
溶液连续驱替天G-6#岩心渗透率变化曲线
从图3-4上我们可以看出，天G-6#岩心渗透率随时间的增长而降低了，图像为一条曲线，从1-2小时过程中渗透率变化较大，3-10小时过程中渗透率变化基本保持平稳有一些波动，而且在最后2个测量点渗透率的数值基本保持稳定不变。

由于驱替液没有变，造成岩心渗透率下降的原因只能是由于岩心内部空隙发生了变化。

3.4.2聚丙烯酰胺10#溶液连续驱替对低渗透岩心渗透率的影响
3.4.2.1聚丙烯酰胺10#
溶液连续驱替对140#
岩心渗透率的影响
按图3-2安装实验仪器，将140#岩心装入岩心夹持器，将聚丙烯酰胺10#溶液装入加压器，加10MPa 环压保证仪器和管线的接口以及开关处无漏渗现象。

把减压阀打开调到一定压力使管线出口的液体流量达到每秒1-2滴。

然后保持此压力连续驱替1-2小时直至取出液体中无气泡出现为止，此时用量筒和秒表测量驱替液出口液体的两分钟流量，此后每隔半个小时测量一次流量共
20次。

测量数据如表3-3。

00.010.020.030.040.050.06
2
4
68
10
12
时间 t
渗透率 k
图3-5 用聚丙烯酰胺10#
溶液连续驱替140#
岩心渗透率变化曲线
从图3-5上我们可以看出，140#岩心渗透率都随时间的增长而降低了，图像为一条曲线，从1-2小时过程中渗透率变化一直降低，3-5小时过程中渗透率没有改变，6-7小时过程中和第9小时过程中渗透率又有波动，最后2次测量保持平稳。

由于驱替液没有变，造成岩心渗透率下降的原因只能是由于岩心内部空隙发生了变化。

3.4.2.2聚丙烯酰胺10#
溶液连续驱替对28-2#
岩心渗透率的影响
按图3-2安装实验仪器，将140#岩心装入岩心夹持器，将聚丙烯酰胺10#溶液装入加压器，加10MPa 环压保证仪器和管线的接口以及开关处无漏渗现象。

把减压阀打开调到一定压力使管线出口的液体流量达到每秒1-2滴。

然后保持此压力连续驱替1-2小时直至取出液体中无气泡出现为止，此时用量筒和秒表测量驱替液出口液体的两分钟流量，此后每隔半个小时测量一次流量共20次。

测量数据如表3-4。

从图3-6上我们可以看出，28-2#岩心渗透率都随时间的增长而降低了，图像为一条曲线，从1-6小时过程中渗透率变化基本在一定范围内浮动，随后在最后8个测量点渗透率的数值保持稳定不变。

由于驱替液没有变，造成岩心渗透率下降的原因只能是由于岩心内部空隙发生了变化。