新型微球调驱剂与L区块的适应性研究

张继红， 杨宇迪， 赵　微

(东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)



新型微球调驱剂与L区块的适应性研究

张继红， 杨宇迪， 赵微

(东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

为探究纳微米微球调驱剂与葡北油田L区块的适应性，在纳微米微球深部调驱机理的基础上，开展了纳微米微球室内性能评价实验。结果表明，纳微米微球在油田回注污水中具有较好的分散性，其水化膨胀后的粒径中值满足对L区块地层的封堵要求。当纳微米微球质量浓度为2 000 mg/L时,水化膨胀效果最好，其水化膨胀30 d后的膨胀倍率达到5.7。纳微米微球调驱实验使最终采收率提高了10%，说明纳微米微球可以对非均质地层中的高渗层进行封堵。

纳微米微球；水化膨胀；封堵性；调驱剂

葡北油田试验区块地层平均孔隙度为23.7%，平均渗透率为230.0×10-3μm2，平均渗透率级差为3.1，属于典型的低渗透油藏，该区块从1980年投入开发，目前综合含水率已经达到94%，储层非均质性、高含水、低产能等问题制约着低渗透油田采收率的进一步提高[1-4]。大量室内实验及现场试验证明调剖堵水技术能够调整层间矛盾，扩大注入水的波及体积，提高原油采收率。然而常规的调堵剂应用于低渗透非均质性强的葡北油田效果并不好[5-6]，纳微米聚合物微球是一种新型的地层深部调驱剂，这种聚合物微球能进入多孔介质深部，在地层深部形成逐级堵塞[7-9]。为探究纳微米聚合物微球与L区块地层的适应性，开展了纳微米微球的性能评价实验，实验过程中用水、岩心、温度等条件均以葡北油田的条件状况为参考，性能评价实验优选出膨胀性能较好的微球溶液，进行纳微米微球溶液的调驱效果实验研究，实验结果表明该种新型微球调驱剂在L区块具有良好的适应性。

1　纳微米微球调驱机理

纳微米微球在地层深部发生物理封堵和弹性变形[10-12]，从而实现液流转向。如图1所示，纳微米微球注入油层后经过水化膨胀，达到封堵大孔喉的粒径要求，对高渗层水流通道实施封堵，使注入水流向油藏低渗层，后期注入的纳微米微球又堵塞低渗层，后续注入水流向更低的低渗层，具有多级调堵的效果，进而提高原油采收率。纳微米微球在调驱过程中具有如下特点：纳微米微球的初始尺寸小、黏度低，在水中可以膨胀，由于纳微米微球本身包含少量水，在遇到油后，起到排斥作用，因此具有堵水而不堵油的作用[13]。纳微米微球结构的最外层为水化层，微球可以水中稳定存在，不会沉淀；中间部分是交联聚合物层，保证微球具有弹性及变形性；中心部分是凝胶核，使微球调剖封堵时具有一定强度。纳微米微球的机械稳定性，使其在一定压差下发生弹性变形[14]，突破对孔喉的封堵，并且结构不会发生改变，进而封堵下一个孔喉，解决了聚合物驱油中突破即无效的问题，实现对地层的逐级调堵。

图1　纳微米微球驱油机理示意图

Fig.1The mechanism of nanometer microspheres deep profile control

2　纳微米微球调驱剂与L区块的适应性研究

2.1实验材料和仪器

实验用水：取自葡北油田N1-1联合站的回注污水。

实验药品：纳微米微球新型调驱剂。

实验仪器：主要包括激光粒度仪、电子显微镜、恒温箱，恒速恒压泵，高压中间容器，手动计量泵，产液计量管，真空泵，压力表。

2.2实验方案

方案1：将油田回注污水所配置的纳微米微球溶液装入一个圆柱形容器中，再将容器置于恒温箱(模拟油层温度47 ℃)中一段时间，采用滤膜过滤的方法测量并记录纳米微球水溶液从上到下4个层位的悬浮颗粒浓度。

方案2：在纳微米微球溶液静置不同时间后，用电子显微镜观察纳微米微球颗粒的微观形态变化，并用激光粒度仪测量其粒径大小。

方案3：实验应用葡北油田L区块天然岩心，将岩心抽空6 h后，饱和人工合成盐水，计算孔隙体积及孔隙度；将3种不同渗透率的岩心置于恒温箱内恒温12 h以上(47 ℃)，岩心基本参数如表1所示。计算岩心水测渗透率；饱和油至岩心出口端不出水为止，计算原始含油饱和度；水驱至含水率96%，再以0.3 mL/min的速度注入0.2 PV纳微米微球质量浓度为2 000 mg/L纳微米微球溶液，后续水驱至含水率96%。

表1　长方非均质岩心基本参数

2.3实验结果与分析

2.3.1纳微米微球溶液分散稳定性分析方案1中测量1 000～4 000 mg/L的纳微米微球水溶液从上到下4个层位的悬浮物质量浓度随时间的变化见表2。

表2　纳微米微球溶液静置不同时间后的悬浮颗粒质量浓度

由表2可知，纳微米微球溶液中悬浮颗粒质量浓度随时间的变化而逐渐增大，这是因为纳微米微球在水化膨胀的过程中，与油田回注水中的金属阳离子发生化学反应，产生一些不溶于水的物质，增加了悬浮颗粒的含量。4种质量浓度的纳微米微球溶液在静置一段时间后，不同层位的悬浮颗粒质量浓度差异都不大，总体上分布比较均匀，因此纳微米微球在研究区块的回注污水中具有较好的分散稳定性。

2.3.2纳微米微球膨胀性分析质量浓度为2 000 mg/L的纳微米微球溶液静置1、10、20 d后的微观形态如图2所示。

图22 000 mg/L纳微米微球溶液静置1、10、20 d的微观形态

Fig.2The microstructure of 2 000 mg/L nanometer microspheres after standing for 1 d, 10 d and 20 d

从图2中可以看到，纳微米微球在水溶液中发生膨胀，并且水化膨胀后的形态为较规则的球形。根据激光粒度仪的测量结果，静止30 d后，4种质量浓度纳微米微球溶液中微球粒径分布变化如图3所示。

图3　不同质量浓度纳微米微球溶液静置不同时间粒径分布

Fig.3The particle size distribution of different mass concentration of nanometer microspheres after standing for a period

从图3中可以看到，随着时间的变化，粒径分布曲线向右侧移动，并且粒径峰值变小，这说明纳微米微球在水中逐渐膨胀，并且纳微米微球的质量浓度越大，微球粒径分布地越集中，粒径之间的差别越小。

测量结果表明，1 000、2 000、3 000、4 000 mg/L的纳微米微球溶液静置30 d后，微球颗粒的粒径中值分别为8.89、9.64、9.16、8.40 μm，均大于葡北油田的岩石孔隙直径中值6.2 μm，说明纳微米微球粒径大小满足对该低渗透F试验区块地层进行封堵的粒径要求。

为优选出适用于葡北油田低渗透地层的纳微米微球调剖剂，研究不同质量浓度纳微米微球膨胀性能，根据式(1)计算微球随时间变化的膨胀倍率，不同质量浓度纳微米微球溶液膨胀倍率的变化情况如图4所示。

(1)

式中，D2为纳微米微球水化膨胀后的中值粒径，μm；D1为纳微米微球水化膨胀前的中值粒径，μm。

图4　不同质量浓度纳微米微球溶液膨胀倍率随时间的变化

Fig.4Expand multiple of different mass concentration of nanometer microspheres change along with the change of time

从图4中可以看到，4种质量浓度微球溶液的膨胀倍率在初始时刻变化最大，即初始时刻膨胀速度最快，20 d后变化缓慢，说明此时微球颗粒基本不再膨胀。质量浓度为2 000 mg/L的纳微米微球的膨胀倍率始终大于其他3种质量浓度微球溶液，说明其膨胀效果最好，这是因为当微球质量浓度超过2 000 mg/L时，单个纳微米微球颗粒所占空间变小，微球颗粒在膨胀过程中相互挤压，使得继续膨胀受到限制，导致微球膨胀效果变差，因此应该选用质量浓度为2 000 mg/L的纳微米微球溶液继续开展L区块的调驱实验研究。

2.3.3纳微米微球溶液调驱效果分析根据实验方案3，进行了三管并联的纳微米微球溶液调驱实验，实验过程中含水率、压力、采收率及不同岩心分流率的变化如图5和图6所示。

图5　不同渗透率岩心驱油过程中分流率的变化

Fig.5The distributing rate change of the cores with various Permeability in oil displacement experiment

图5为不同渗透率岩心分流率的变化情况。从图5中可以看到，水驱阶段高中低渗岩心的分流率差异明显，开始注入微球溶液时，各岩心的分流率变化不大，随着微球溶液的不断注入，纳微米微球逐渐膨胀，封堵了高渗岩心的一部分孔隙，高渗岩心分流率开始下降，微球溶液越来越多的进入中渗层，中渗层和高渗层分流率差距变小，低渗岩心分流率有所上升，高渗岩心与中渗岩心分流率越来越接近，中低渗岩心中的剩余油逐渐被动用，微球溶液注入阶段高渗岩心分流率下降16.7%，说明注入的微球溶液对非均质岩心中的高渗层具有较好的封堵效果。

图6　三管并联岩心纳微米微球驱油实验效果

Fig.6The results of triple-tube parallel core nanometer microspheres flooding experiment

图6所示为驱替过程中注入压力、采出液含水率以及采收率的变化情况。从图6中可以看到，开始注入纳微米微球溶液时，注入压力、含水率变化不大，这是因为此时纳微米微球的膨胀倍率较小，还未对地层形成封堵，容易被注入地层。随着后续微球溶液的不断注入，纳微米微球在地层中发生了膨胀、聚结、黏连，使高渗岩心中的大孔道被封堵，注入压力升高。在注入纳微米微球溶液阶段，注入压力上升了0.06 MPa，含水率下降了5%，注入纳微米微球与后续水驱两个阶段共提高采收率10%，说明注入纳微米微球溶液实现了对非均质岩心中高渗层的封堵，实验结果为继续开采低渗透、高含水地层的剩余油，提供了技术与理论的支撑。

3　结论

(1) 纳微米微球在葡北油田回注污水中具有良好的分散性、稳定性；纳微米微球在水中膨胀后的粒径中值大于L区块岩石孔隙的直径中值，因此可以应用纳微米微球溶液开展L区块地层的调驱试验。与其它质量浓度的纳微米微球相比，2 000 mg/L纳微米微球溶液的膨胀倍率始终最大，膨胀30 d后达到5.7，说明该质量浓度下的纳微米微球膨胀效果最好。

(2) 根据三管并联岩心驱替实验结果，注入纳微米微球使高渗岩心分流率下降16.74%，采出液含水率下降5%，最终采收率提高10%，说明注入纳微米微球溶液有利于非均质的葡北油藏中低渗透层采收率的提高。

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(编辑闫玉玲)

Adaptability of the New Microsphere Oil Displacement to L Test Block

Zhang Jihong, Yang Yudi, Zhao Wei

(KeyLaboratoryforEnhancingOil/GasRecoveryofMinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

In order to evaluate the adaptability of nanometer microspheres to the Pubei Test Block, laboratory experiment study based on the nanometer microspheres profile controlling and flooding mechanism was carried out. The experimental results showed that nanometer microspheres dissolved in oilfield sewage owned a good dispersion, and its median grain diameter can meet the plugging requirement. When the solution concentration was 2 000 mg/L, nanometer microspheres hydration swelling effect was the best, and its multiple expand reached 5.7 after thirty days. The final oil recovery was raised by 10% by nanometer microspheres profile control and displacement. It was concluded that nanometer microspheres could plug the high permeability layer of non-homogeneous formation. The experimental results can provide theoretical bases and technological support for enhance oil recovery of low permeability reservoir．

Nanometer microspheres; Hydration swelling; Sealing characteristics; Oil displacement profile control agent

1006-396X(2016)04-0052-05投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-12-03

2016-04-24

黑龙江省自然科学基金项目(1201213)。

张继红(1969-)，女，博士，教授，博士生导师，从事提高油气采收率研究；E-mail：dqzhjh@126.com。

TE357

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.011