聚合物微球调驱工艺优化设计

刘丰钢 ， 铁磊磊， 李 翔， 王冠华

(中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450)



聚合物微球调驱工艺优化设计

刘丰钢 ， 铁磊磊， 李 翔， 王冠华

(中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450)

聚合物微球具有进行深部调驱的性能，选用纳米聚合物微球与核壳自胶结微球进行室内实验，对注入段塞工艺、不同类型微球组合注入次序与比例以及注入方式进行了系统的优化。结果表明,相比高质量浓度短段塞及低质量浓度长段塞，中等质量浓度中等段塞注入聚合物纳米球工艺综合了以上两种注入工艺的优点，可以在适当的时间内获得相对稳定的采收率；先注入核壳自胶结微球后注入纳米球对于中低渗地层进行深部调驱具有更高的微球利用率及开发效果，实验条件下两者的最佳PV数比为1∶1；间隔注入工艺，使得微球分布于更为广泛的地层中，对于前期形成的新的渗水通道可以进行及时的微球补充，从而使得采收率持续增长。

聚合物微球； 深部调驱； 段塞工艺； 注入次序及比例； 注入方式

由于一些地层的非均质性严重，地层有高渗层、大孔道存在，成为水流动的主要通道，使得注入水沿阻力小的高渗透部位突进，造成采油井见水后含水率上升快。为了改善注水开发效果，提高水驱波及系数，控制注入水的无效循环，改变水驱方向，有必要通过注水井进行深部调(剖)驱。聚合物微球能够很好地在水中分散，其初始粒径小，可以深入到地层深部，在地层水矿化度和温度的作用下，可以发生水化膨胀，其自身或微球之间相互作用，对水相高渗通道形成流动阻力，从而扩大水相波及体积，达到降水增油的目的[1-3]。聚合物微球调驱技术也因此在近些年来日益受到重视，该技术已经在我国胜利、中原及海上油田等进行了现场应用并取得了良好的开发效果[4-8]。

目前油田应用的聚合物微球种类大致分为3类[9-13]：(1)纳米球，所合成的材料初始尺寸分布在20～200 nm；(2)亚微米乳液球，微球初始尺寸较纳米球稍大，分布更宽，所合成的材料初始尺寸分布在50 nm～2 μm；(3)亚微米核壳自胶结乳液球，所合成的材料初始尺寸分布在50 nm～2 μm，这种微球是中国科学院理化技术研究所吴飞鹏研究员克服了以往沉淀聚合生产核壳自胶结微球工艺及施工方面的不足，采用乳液热聚合方法制备，所得产品室温放置不易很快分层，现场施工可随注入水直接注入，无需溶解罐再溶解分散，施工方便[14-17]。这种微球结构分为核壳两层，并带有相异电荷，在地层水矿化度和温度作用下发生膨胀，微球之间由于离子的作用可以相互靠拢胶结成大的团聚体。根据大量的室内评价实验和油田现场应用的结果，目前应用范围最广、现场收效最明显的聚合物微球为纳米球，其可以在较宽泛的地层渗透率条件下应用，不但可用于中低渗透率地层，在长庆油田裂缝性油藏中同样取得了很好的降水增油效果。亚微米乳液球室内评价效果不明显，在实际油田现场应用较少，已逐步被纳米球所取代[18-20]。核壳自胶结微球主要应用于地层中存在明显的水窜通道或高渗透条带的高渗透率油藏，可以对注入水形成一定程度的注水阻力，有效降低其渗透率，改善地层的非均质性。根据实际现场油藏的温度、地层水和注入水矿化度、水型、原油黏度、注水井和生产井的具体情况，可以将不同种类的聚合物微球综合使用，通过调整微球的组分、各成分比例关系、水解度、交联程度等，实现上千种产品的开发，完全可以满足各种油田地质条件下的深部调驱需要。

有关聚合物微球调驱机理已有诸多研究，现场应用情况也有少量报道，但其工艺优化方面缺乏系统的认识与研究。笔者针对此问题，结合现场应用特点，选用较为常用的纳米聚合物微球与核壳自胶结微球进行室内实验，对注入段塞工艺、不同类型微球组合注入次序与比例以及注入方式进行了系统的优化。

1 实验部分

1.1 实验药品

纳米聚合物微球：初始尺寸分布在20～200 nm，经过乙醇沉淀除油和表面活性剂处理，根据注入工艺需要配制5 000、2 000、1 000 mg/L分散液，经过70 ℃烘烤10 d以上。

核壳自胶结微球：初始尺寸分布在50 nm～2 μm，按照原始用量8 000 mg/L配制，经过70 ℃烘烤10 d以上。

模拟原油：采用地层采出油和煤油按照一定比例配制，室温25℃下黏度为53.2 mPa·s。模拟地层水：模拟某区块采出水，总矿化度5 863.27 mg/L，Ca2+、Mg2+总质量浓度为70.98 mg/L。

1.2 实验设备

平面填砂可视化模型驱替装置：内部填砂尺寸6 cm×6 cm×0.3 cm。在模型内以对角线为界填出高低渗透率两个区域(高渗区60目石英砂，低渗区200目石英砂)，进出水端位于分割区域对角线两端，驱替时装置垂直放置，使注入水低进高出，高渗区域位于下方。实验流程如图1所示。

图1 平面填砂可视化模型室内模拟流程图

Fig.1 Workflow of visual planar model experiment

人工填砂双砂管驱替实验装置：管长为60 cm，管直径为3.8 cm，入口端设有一个压力传感器，填砂管上分布有2个压力传感器，管上测压点间隔为20 cm，分为单管与双管并联两种驱替方式，其中双管分为高渗管和低渗管。

1.3 实验方法

1.3.1 聚合物微球溶胀性能实验 分别将少量的纳米聚合物微球和核壳型聚合物微球均匀分散于蒸馏水中配置成聚合物微球水溶液，用滴管将其注入装有蒸馏水的激光粒度分析仪的样品室中，按操作要求测量聚合物微球的原始粒径分布曲线。将聚合物微球放于锥形瓶中，测量1、3、7、15、20 d后的粒径分布。

1.3.2 平面填砂可视化模型驱替实验 室温(25 ℃)下，将制备好的平面填砂可视化模型垂直放置于平整桌面，采用高像素相机每间隔一定时间，记录视野范围内的油水变化情况，拍摄模型平面照片。将模型进水端连接模拟原油，饱和原油，平衡24 h后；在进水端连接恒流泵以0.05 mL/min的流速注入驱替水(为了便于观察注入水加入蓝色染料)，水驱至出口端含水率98%，然后根据实验方案注入一定量膨胀的聚合物纳米球(70 ℃条件下烘烤10 d以上)，之后进行后续水驱至出口端含水率98%。实验过程中记录出口端产液量，并持续采集驱替过程中的油水变化情况照片，采用图像识别软件Image-Pro Plus进行数据处理，用以计算聚合物纳米球注入前后水相波及面积变化。摄像镜头采集到的油水分布照片中蓝色箭头代表注入水的流向。

1.3.3 填砂管驱替实验 使用石英砂制作符合渗透率要求的填砂管模型，水测填砂管平均渗透率，饱和模拟原油，平衡24 h。室温(25 ℃)下，设置驱替速度为0.5 mL/min，水驱至采出液含水率98%，按照实验要求连续注入或间隔注入膨胀后的聚合物纳米球或核壳自胶结球分散液，实验过程中记录采出液体积。

2 结果与讨论

2.1 聚合物微球溶胀实验结果

纳米级聚合物微球和核壳型聚合物微球在不同溶胀时间后的粒径中值如图2所示。

由图2可知，聚合物微球颗粒粒径随溶胀时间呈现先快速增大，然后逐渐稳定，当水化时间超过15 d时，聚合物微球颗粒粒径达到最大值，不再变化。这是由于聚合物微球中含有羧基、羟基等强亲水基团，使得微球遇水膨胀，并且核壳状的聚合物微球的交联聚合物层能够使水分子渗透进入交联的网络结构中，进一步使微球溶胀。微球溶胀后会封堵较大的孔隙和裂缝，使驱替液更多的流向渗透率较低的地层，达到很好的分流效果,从而有效提高采收率。两种聚合物微球的溶胀倍数都达到30倍以上。

图2 常温下聚合物微球的粒径随溶胀时间的变化曲线

Fig.2 The curve of polymer particle size varies with the swelling time under normal temperature

2.2 注入段塞工艺优化

实验在保持注入微球总量一致的基础上设计了3种较为常见的注入工艺：高质量浓度短段塞(5 000 mg/L，0.12 PV)、中等质量浓度中等段塞(2 000 mg/L，0.30 PV)及低质量浓度长段塞(1 000 mg/L，0.60 PV)。实验结果如表1和图3所示。

表1 不同注入段塞工艺下波及面积及采收率

图3 实验采集图像

Fig.3 The collected experiment pictures

从表1及图3中可以看出，虽然注入微球总量相同，但不同段塞注入工艺在不同阶段的波及面积及采收率却不同，开发效果存在差异。高质量浓度短段塞注入工艺，可以使得单位时间进入到地层中的微球数量较多，对于高渗区扩大注入水波及面积明显，而由于微球注入过于集中，分布范围小，缺少后续的微球及时补充，低渗区水相波及面积扩大缓慢，微球提高低渗区的采收率效果较差。长时间持续性注水，聚合物纳米球在注入水的作用下，缓慢运移，从而逐步扩大了低渗区的水相面积，注水9.0 PV时，低渗区获得了较高的采收率。

对于低质量浓度长段塞注入工艺，由于单位时间内注入到地层中的聚合物微球数量较少，能量累积较慢，在注入微球初期，高低渗区扩大水相波及面积均有限。但低质量浓度长段塞注入，膨胀后的聚合物纳米球更容易进入到深部，可以随注入水分布在更广泛的区域内，微球调驱形成的新的渗水通道可以有后续的微球及时补充，因此，持续注水，高低渗区域内的水相波及面积迅速扩大，采收率提高十分明显。而中等质量浓度中等段塞注入工艺，其高渗区水相波及面积扩大速度居中，同时，相比低质量浓度长段塞注入，单位时间注入的聚合物微球数量相对较多，低渗区也能够有一定的微球注入量，因此，整体水相波及面积扩大明显，采收率提高显著。

通过以上分析可以得出不同段塞注入工艺在现场应用中的特点：高质量浓度短段塞注入工艺采收率提高迅速，施工周期短，但效果持续性较差，微球利用率低，低渗层残余油驱出较困难，整体采收率提高有限；低质量浓度长段塞注入聚合物纳米球工艺，注水初期能量累积较慢，整体采收率增长缓慢，随着注水的持续进行，高低渗层均可获得明显的扩大水相波及体积，采收率增加显著，微球利用率高，且效果持续性较长，但此种注入工艺施工周期相对较长；在施工周期和预算允许的情况下，中等质量浓度中等段塞注入聚合物纳米球工艺，综合了以上两种注入工艺的优点，可以在适当的时间内获得相对稳定的采收率。

以上分析仅仅限于理论层面，由于现场井区地质条件复杂，一般得到的地质数据均为开井时的早期地质地层资料，经过长期注水或采取注聚等其它增产措施，相关地层条件已经发生了明显的改变，因此，实际注水井进行聚合物纳米球调驱，需要综合考虑以上3种注入工艺，第1阶段采用高浓度短段塞注入聚合物纳米球，降低地层中高渗条带或水窜通道的渗透率，改善地层的非均质性；第2阶段采用中等浓度中等段塞注入聚合物纳米球，对相对低渗的含油地层进行深部调驱；第3阶段采用低质量浓度长时间注入聚合物纳米球，对调驱形成的新的水驱地层进行微球补充，进一步达到降水增油的目的，使增产措施长期有效。

2.2 不同类型微球组合次序及比例优化

2.2.1 组合次序优化 为研究不同类型微球注入次序对开发效果的影响，选用纳米聚合物微球(简称纳球)、核壳自胶结微球(简称核球)在相同的实验条件下分别进行了3组不同注入次序实验，实验参数及结果如表2及图4所示。

表2 不同注入次序下实验数据

核壳球和纳米球先后不同次序注入工艺压力变化曲线如图4所示。对比图4可以看出，本实验条件下，相同的微球注入PV数，先注入纳米球后注入核壳球(图4(a))，压力没有升高，转水驱后压力平稳无变化；先注入核壳球后注入纳米球(图4(b))，压力缓慢升高，转水驱后砂管各压力点均呈缓慢上升趋势。本实验条件下，双砂管极差较大，驱动低渗管残余油所需能量也相应较大，先注入纳米球，由于注入浓度相对较低，数量有限，能量累积较慢，短时间内很难动用低渗管残余油，压力基本无变化；先注入核壳自胶结微球，胶结聚并呈较大团聚体的核壳球对高渗砂管水流可以形成有效的水流阻力，能量累积较快，注入后砂管压力抬升明显，随后注入的纳米球对中低渗水区也形成了有效水流阻力，砂管整体压力呈缓慢上升趋势。相比较而言，混合注入核壳球和纳米球，如图4(c)压力曲线所示，由于两种微球对不同渗透率含水层均可以形成有效水阻，砂管整体压力升幅较大，但由于双砂管处于连通的大极差状态，微球的混合注入也加大了动用低渗砂管残余油所需的能量，压力升高后缓慢回落。

图4 压力随注入体积变化关系

Fig.4 The change of pressure with the injection volume

从表2采收率统计表中可以看出，本实验条件下，相同微球注入量，先注入纳米球后注入核壳球，低渗管残余油很难动用，双管综合采收率的提高主要来自于高渗砂管，整体采收率提高十分有限。对比而言，先注入核壳球后注入纳米球工艺，高低渗砂管均可以获得相对较高的采收率，双管综合采收率的提高主要来自于低渗砂管，低渗管残余油一旦动用，采收率提高非常明显。混合注入核壳球和纳米球，大小不同的微球可以对砂管中不同渗透率的渗水通道均形成注水阻力，部分纳米球会进入到低渗砂管中，在本实验双砂管渗透率极差较大的条件下，使得动用低渗砂管中残余油的启动压力增加，需要多次注入微球，能量累加，才可以对低渗管残余油形成有效驱动，采收率得到提高。

2.2.2 不同类型微球比例优化 在本实验条件下，按照先注核壳球后注入纳米球的次序并保持核壳自胶结微球和纳米球注入段塞用量一定(0.6 PV)，改变两种微球的注入PV数之比。在微球的注入过程中，由于实验选用的砂管为短粗单砂管，所以压力变化不大。两种微球不同注入量之比条件下，采收率曲线如图5所示。

图5 采收率随注入体积变化关系

Fig.5 The change of recovery ratio with the injection volume

从图5中可以看出，保持微球注入段塞用量(PV数)不变的条件下，核壳球注入段塞PV数较少，难于对砂管中的注水优势通道或高渗水条带形成一定程度注水阻力，造成后续注入的部分纳米球利用率降低，采收率相对较低；核壳球注入段塞PV数增加，大量的核壳球对于砂管中的高渗水条带形成了有效注水阻力，造成了后续注水改向，驱动了相对中低渗层的残余油，但核壳球如果注入段塞PV数过大，过多的核壳球堆积滞留在同一高渗水通道内，使得部分核壳球的利用率降低，在微球注入段塞总用量PV数不变的条件下，纳米球对中低渗层的深部调驱作用就会相应减弱，从而使最终采收率较低。一定的地质条件下，核壳球注入段塞PV数存在一个最佳值，其可以对砂管中的高渗水通道形成有效的注水阻力，随之注入纳米球可以对中低渗层进行深部调驱，使得采收率呈现持续增长。

2.3 注入方式优化

为研究微球注入方式对开发效果的影响，选用纳米微球在注入相同PV数的基础上分别以连续注入和间隔注入的方式进行了单填砂管驱替实验，结果见图6和表3。

图6 压力随注入体积变化关系

Fig.6 The change of pressure with the injection volume

表3 不同注入方式下实验数据

由图6及表3可知，虽然注入的纳米微球总量相同，但连续注入方式下注入压力较低且获得的最终采收率也低于间隔注入方式。这是由于连续注入纳米球时，微球受到注入水稀释作用较弱，使得纳米球保持相对高浓度进入到砂管的中后部，砂管各测压点依次抬升。连续注入工艺容易使得部分中低渗渗水通道进入较多纳米球，从而造成纳米球的相对利用率降低；间隔注入纳米球时，纳米球容易受到注入水的稀释作用，从而使其分布的范围更为广泛，在进行深部调驱的同时，新的渗水通道形成，后续的纳米球可以进行有效补充，使得纳米球更为高效的利用，采收率能够持续性增长。

3 结论

(1) 相同微球注入量下，高质量浓度短段塞注入工艺采收率提高迅速，施工周期短，但效果持续性较差，微球利用率低，低渗层残余油驱出较困难，整体采收率提高有限；低质量浓度长段塞注入工艺微球利用率高，效果持续性较长，但采收率增长缓慢，开发周期相对较长；中等质量浓度中等段塞注入聚合物纳米球工艺，综合了以上两种注入工艺的优点，可以在适当的时间内获得相对稳定的采收率。

(2) 先注入核壳自胶结微球，对注入水形成一定程度的流动阻力，改善地层的非均质性，后注入纳米球对于中低渗地层进行深部调驱，从而使得两种微球得到相对高效的利用；在微球注入段塞总用量PV数一定的情况下，核壳自胶结微球和纳米球注入段塞PV数存在一个最佳比，本文实验条件下优选的最佳PV数比为1∶1。

(3)在进行地层的深部调驱时，为了使得纳米球得到更为高效的利用，可以采用间隔注入工艺，使得其分布于更为广泛的地层中，对于前期形成的新的渗水通道可以进行及时的微球补充，从而使得采收率持续增长。

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(编辑 闫玉玲)

Research on the Optimization of the Polymeric Microsphereprofile Control Technology

Liu Fenggang, Tie Leilei, Li Xiang, Wang Guanhua

(Oilfield Production R & D Institute, China Oilfield Services Limited, Tianjin 300450,China)

Since polymeric microspheres have the ability of in-depth profile control, nano-polymeric microspheres and core-shell macadam microspheres were chosen as the materials in the experiments. The slug injection, the order and ratio of the two different polymeric microspheres, and the ways of injection were systematically optimized. The experiment results show that compared with the high-concentration with short-slug and the low-concentration with long-slug, the mid-concentration with mid-slug combined the above advantages, which can obtain a relatively more steady oil recovery ratio during a proper time. Utilization efficiency can be improved by injecting the core-shell macadam microspheres before injecting nano-polymeric microspheres during in-depth profile control, and the best ratio is 1∶1 under the experiment conditions. The microspheres can be distributed more widely in the floor using interval injection, which is favorable for continued growth of oil recovery continually .

Polymeric microsphere; In-depth profile control; Slug injection; Injection order and ratio; Injection way

1006-396X(2015)05-0024-07

2015-02-02

2015-05-10

刘丰钢(1984-)，男，硕士，工程师，从事海上油田三次采油、调驱增产等方面的科研及生产工作; E-mail:liufg2@cosl.com.cn。

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.05.006