疏水締合聚丙烯酰胺是指聚丙烯酰胺大分子鏈帶有少量疏水基團(tuán)（客2 mol% )的水溶性聚合 物[~。疏水基團(tuán)之間通過(guò)締合作用，使得疏水締合聚丙烯酰胺分子鏈采收率產(chǎn)生分子內(nèi)或分子間締合，在聚 合物溶液中形成許多的疏水微區(qū)，因此，疏水締合聚 丙烯丑胺溶液表現(xiàn)出不同于聚丙烯酰胺溶液的獨(dú)特 流變性能[1]。當(dāng)聚合物濃度大于一定值時(shí)，聚合物 分子就可以形成可逆的空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，從而形成超 分子聚集體，增大了聚合物的流體力學(xué)體積，顯著地 提高溶液的相對(duì)黏度。此外，該空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)可以 在剪切的作用下發(fā)生締合，使得聚合物溶液易于通 過(guò)多孔介質(zhì)。由于這些性能，使得疏水締合聚丙烯 酰胺在油氣開(kāi)采領(lǐng)域得到廣泛的關(guān)注。目前，大多 數(shù)研究更多地關(guān)注疏水締合聚合物的合成及流變性 能對(duì)其驅(qū)油性能研究較少。因此，開(kāi)展疏水締 合聚合物的驅(qū)油性能研究顯得非常重要，其研究結(jié) 果將為聚合物驅(qū)數(shù)值模擬、工程設(shè)計(jì)及動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)提 供相關(guān)參數(shù)及理論指導(dǎo)。
本文以組成均勻的疏水締合丙烯酰胺為研究對(duì) 象，在模擬我國(guó)主力油藏條件下研究了疏水締合聚 丙烯酰胺的驅(qū)油特性。
一、實(shí)驗(yàn)部分1.儀器與試劑恒溫驅(qū)油系統(tǒng)（西南石油大學(xué)自制）；G5砂芯漏斗（成都科龍）。
疏水締合聚丙烯酰胺（HAPAM)與聚丙烯酰胺 (PAM)由中科院成都有機(jī)化學(xué)研究所提供;蒸餾水 (自制）;NaCl(成都科龍）。
2.實(shí)驗(yàn)步驟(1)填砂管填砂，均勻壓實(shí)，完全密封。
(2)用模擬地層水測(cè)定填砂管的孔隙體積、孔 隙度和滲透率。
(3)配置不同濃度的聚合物溶液。
(4)向填砂管中注入模擬原油（煤油與地層油 的混合物），直到填砂管出口端不再有水溢出為止， 然后在模擬地層溫度下飽和12 h，制造束縛水，計(jì)算 含油飽和度。
(5)進(jìn)行水驅(qū)，直到產(chǎn)出液中含水達(dá)到98%為 止，計(jì)算水驅(qū)采收率。
(6>進(jìn)行聚合物驅(qū)，注人一定段塞的聚合物溶 液，計(jì)算聚合物驅(qū)采收率。
(7)進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，直到產(chǎn)出液中含水達(dá)到 98%為止，計(jì)算后續(xù)水驅(qū)采收率[5]。
二、結(jié)果與討論1.注入聚合物PV數(shù)對(duì)驅(qū)油性能的影響從表1與表2可以看出，填砂管模擬油層條件 為高滲透率油藏，模擬原始油飽和度為60%左右，單一的水驅(qū)采收率為30%左右。
表1 HAPAM的驅(qū)油性能(45丈）
編號(hào)<)>/%K/ |im2PVS〇
/%EORWF/%EORFF/%EORAPF/%07-12-0131.411.0830.0559.4730.250.530.4707-12-0531.231.0920.1060.2331.131.080.6707-12—0632.641.1240.1564.5129.881.990.8507-12-1430.871.0020.2062.1330.342.480.9407-12-1829.980.9870.3061.2232.013.571,2307-12-2030,93K0320.3561.7231.784.651.4607-12-2331.281.2010.4059.9833.125.891.6807-12-2631.641.2370.4559.3631.476.781.9707-12-2842.421.2240.5063.2133.177.172.0107-12-3030.671.1020.5060.8831.427.072.09注：模擬油藏溫度為45t,模擬鹽水為8 OXWL NaCl溶液，注 人聚合物濃度為2 000 mg/L,聚合物注人速率為20 ral/h;WF—水驅(qū) 油、PF—聚合物驅(qū)油、APF—后續(xù)水驅(qū)油（表2相同）。
表2 PAM的驅(qū)油性能(45尤）
編號(hào)小/%K/ (Xm2PVS〇
/%EORWF/%EORPF/%EOFW/%07-12-3132.221.1210.0561.1331.770.520.3508 -01 -0431.431.1130.1060.5630.340.880.4408 -01 -0630.761.0250.2062.2332.83L250.5808-01-0831,031.2060.3061.8629.681.980.7508-01-1029.780.9960.4059.7832.523.240.9708-01-1231.461.0830.5061.3431.693.881.16從圖1可以看出，注人〇。 1 PV HAPAM溶液， 原油采收率明顯增加，說(shuō)明HAPAM有助于提高原 油采收率;在注人HAPAM溶液0.1 ~0.3PV時(shí)，隨 著注入HAPAM量的增加，增產(chǎn)幅度下降但仍然能 夠提高原油采收率;在注入〇。3~〇。 45 PV時(shí)，原油 采收率又急劇升高，此后趨于平緩。而對(duì)于PAM， 在注人0.05-0.3 PV時(shí)，原油采收率上升幅度明顯 低于HAPAM，而在注入0.4 ~ 0.5 PV時(shí)，趨于平緩。 可以看出，在礦場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，在注入HAPAM 0? 4 ~ 0.45 PV時(shí)效果最佳。對(duì)于后續(xù)水驅(qū)油，在注入聚合 物0.4 PV以前，采收率基本呈一直線上升，此后趨 于平緩。同時(shí)可以看出，由于HAPAM在多孔介質(zhì) 中的滯留吸附量大于PAM，使得HAPAM能夠長(zhǎng)時(shí) 間滯留在多孔介質(zhì)中，能夠更好的控制后續(xù)水的流 度，使得原油采收率高于PAM。從圖2可以看出， 注人聚合物后，填砂管前段的壓力明顯上升，HA- PAM的上升趨勢(shì)與其提高采收率的趨勢(shì)基本一致， 髙于PAM，但是在0? 1PV以前，HAPAM的壓力上升 低于PAM。由于HAPAM注人多孔介質(zhì)中，在注入 量較低的情況下，多孔介質(zhì)含有大量的鹽水，將聚合 物稀釋，稀釋后的濃度低于CACM，形成分子內(nèi)締合 為主，使得聚合物的增黏能力低于PAM，不能有效 地控制多孔介質(zhì)中溶液的黏度，因此，低注人量下 HAPAM的壓力升高不如PAM,采收率差異不大。
8「HAPAM-聚合物驅(qū) 6 .HAPAM-水驅(qū)PAM-聚合物驅(qū) PAM-水驅(qū)0 100.10.20.30.40.50.6注入體積/PV圖1注入體積對(duì)采收率的影響(45D0.4° 0 ' 0.10.20.30.40.5-0.6注入體積/PV圖2注入體積對(duì)注入壓力的影響分析認(rèn)為，當(dāng)HAPAM注入量較低時(shí)，隨著注人 量的增加，采收率增加幅度緩慢的原因是由于注人 的締合聚合物絕對(duì)總量小，注人油層后，由于地層水 對(duì)聚合物的稀釋作用、聚合物在油層巖石上的吸附 作用，導(dǎo)致驅(qū)替段塞聚合物濃度快速變?yōu)闊o(wú)效驅(qū)替 液;當(dāng)繼續(xù)增大注入量時(shí)，這種不利的稀釋、吸附滯 留影響作用逐漸得到改善或克服，同時(shí)，締合聚合物 驅(qū)替液開(kāi)始進(jìn)入低滲透層，含油飽和度高的低滲透 層開(kāi)始產(chǎn)油，因此驅(qū)油效果明顯變好;當(dāng)進(jìn)一步增大 締合聚合物的注人量，不利的稀釋、吸附滯留影響作 用完全得到改善或克服，這時(shí)締合聚合物驅(qū)替液進(jìn)入低滲透率層，但由于大部分原油己經(jīng)被驅(qū)替，因 此，增加的采收率幅度不大。
表3 HAPAM的驅(qū)油性能（65t)
編號(hào)<)>/%K/fim2PVS〇
/%EORWF/%EORPF/%E〇RAPF/%08 -01 -1430.171.0280.0560.4429.840.480.5308-01-1630.791.1840.1062.3528.760.920.6408-01-1831.641.2240.2061.1128.331.980.8908-01 -2032.211.2720.3060.4729.122.891.1608 -01 -2230.621.0350,4062.4328.654191.4708-01-2430.73L(M60.5062.2229.384.961.84注：模擬油藏溫度為65t,模擬鹽水為300 00 mg/L lVaCl溶液，注 入聚合物濃度為2 000 mg/L,注人聚合物速率為20 ml/h;WF—水驅(qū) 油、PF—聚合物驅(qū)油、APF—后續(xù)水驅(qū)油（表4相同）。
表4 PAM的驅(qū)油性能（65丈）
編號(hào)4>/%K/ |im2PVS〇
/%E0RWF/%EORPF/%EOR^P/%08-01-2632.661.2360.0563.0128.780.460.5108-01-2831.431.1930.1062.2428.440.730.6208-01 -3031.751.0820*206L7S29.53L020.6108 - 02 - 2032.321.2440.3062.4628.061.760.7208 - 02 - 2230.081.0640.4061.9829.231530.9408 - 02 - 3431.281.1320.5061.8728.142.971.126rHAPAM-聚合物驅(qū) 5 ■\PAM-聚合物驅(qū) PAM-水驅(qū)人HAPAM后，填砂管前段的壓力高于注人PAM,但 是高溫高礦化度下的壓力低于低溫低礦化度下的壓 力。整個(gè)曲線中，沒(méi)有大的突變點(diǎn)，說(shuō)明兩類聚合物 沒(méi)有造成多孔介質(zhì)的堵塞。
從圖4可以看出，在實(shí)施注人聚合物驅(qū)與后續(xù) 水驅(qū)后，HAPAM的提高采收率的總幅度明顯優(yōu)于 PAM,特別是在注入0.4 ~0.5 PV時(shí)，提高采收率約 高出2% ~4%，說(shuō)明HAPAM驅(qū)油性能優(yōu)于PAM。 而且高溫高礦化度下HAPAM的提高采收率能力明 顯低于低溫低礦化度下的提高采收率能力。
2_注入的HAPAM濃度對(duì)驅(qū)油性能的影響（見(jiàn)表5、表6)
表5 45丈的驅(qū)油性能編號(hào)<l>/%K/ |xm2PVS〇
/%EORWF/%EORPF/%EORAPF/%08 -02 - 2631.741.143100062.5929.211.120.9308 -02 - 2832.051.219150061.8628.654.681.6208 -03 -0132.171.289250062.3729.048.522.53注：模擬油藏溫度為45X ,模擬鹽水為8000mg/L IVaCI溶液，注人 聚合物速率為20ml/h,注人鷥?yōu)?.5PV。
O11111'00.10.20.30.40.50.6注入體積/PV圖3注入體積對(duì)采收率的影響(45D從圖3可以看出，在高溫高礦化度下(表4與表5)， 隨著HAPAM溶液注入量的增加，原油采收率幅度 直線上升，當(dāng)聚合物注人量在〇。4 ~〇。 5 PV時(shí)，趨于 平緩;而對(duì)于PAM，在0.05 ~0.2 PV范圍內(nèi)，采收 率上升不明顯，而在0.2 ~〇。4 PV內(nèi)，上升較為明 顯，在0.4-0.5 PV內(nèi)，趨于平緩。相比之下，HA- PAM比PAM在0. 5 PV時(shí)高2%。對(duì)于后續(xù)水驅(qū)， HAPAM比PAM高0? 6%。從圖2也可以看出，注表6 65丈的驅(qū)油性能編號(hào)/%K/ jxm2PVS〇
/%EORWF/%E0RPF/%EORjvpp/%08-03-0331.681.194100061.7728.351.540.7708-03-0532.331.265150062.3227.952.271.2208 - 03 - 0730.741.104250061.4229.265.432.13注：模擬油藏溫度為65^ ,模擬鹽水為30000mg/L MaCl溶液，注人 聚合物速率為20ml/h,注人量為0.5 PV。
從圖5可以看出，在1 000 ~ 2 000 mg/L范圍 內(nèi)，隨著HAPAM濃度的增加，原油（下轉(zhuǎn)第110頁(yè)}了黏土膨脹壓。
改性聚乙烯醇防塌劑潤(rùn)滑作用機(jī)理：改性聚乙 烯醇防塌劑具有一定極性和低的黏壓系數(shù)，能在鉆 具及套管表面和井壁巖石上產(chǎn)生有效吸附，形成非 .常穩(wěn)定的具有一定強(qiáng)度的潤(rùn)滑膜，具有較低的摩擦 系數(shù)和較強(qiáng)的抗剪切能力，從而大幅度降低鉆具與 井壁及套管之間的摩擦，降低鉆具旋轉(zhuǎn)扭距和起下 鉆阻力。
三、結(jié)束語(yǔ)通過(guò)對(duì)聚乙烯醇進(jìn)行改性，使改性聚乙烯醇具 有更優(yōu)良的頁(yè)巖抑制防塌能力，而且沒(méi)有增黏負(fù)效 應(yīng)。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，改性聚乙烯醇防塌劑在防塌性 和潤(rùn)滑性方面表現(xiàn)出很強(qiáng)的優(yōu)越性，能穩(wěn)定井壁，降 低鉆井事故，提高鉆井速度;改性聚乙烯醇防塌劑與 常用處理劑配伍性好，能改善鉆井液性能，保護(hù)油氣層能力強(qiáng)，且無(wú)毒易生物降解，對(duì)環(huán)境影響小，為一 種環(huán)保型鉆井液用多功能防塌劑，綜合性能優(yōu)良。