聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理研究

金玉宝，卢祥国，谢 坤，孙 哲，吴行才，刘义刚

（1.东北石油大学 石油工程学院 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油勘探与开发研究院采油所，北京 100083；3. 中海石油（中国）有限公司天津分公司研究院，天津 300450）

聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理研究

金玉宝1，卢祥国1，谢 坤1，孙 哲1，吴行才2，刘义刚3

（1.东北石油大学 石油工程学院 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油勘探与开发研究院采油所，北京 100083；3. 中海石油（中国）有限公司天津分公司研究院，天津 300450）

以大庆油田储层和流体物性为模拟对象，采用注入压力、含水率和采收率等评价指标，对聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理进行研究。实验结果表明，随着水化时间的延长，微球吸水膨胀倍数（Q）增加，初期膨胀较快，之后膨胀减缓。与SMGW相比，SMGY的Q增长较慢，Q较小。与聚合物相分子聚集体尺寸相比，SMGW和SMGY微球状态粒径分布范围都较窄，具有更大的不可及孔隙体积。聚合物微球SMGW和SMGY通过岩心时，压力达到稳定时的岩心渗透率极限值为237×10-3μm2和712×10-3μm2。聚合物微球调驱的调驱机理与聚合物驱不同，微球进入较大孔隙滞留和产生封堵作用，水进入较小孔隙发挥驱油作用。微球恒压实验的采收率增幅大于恒速实验的值，聚合物微球调驱（模型Ⅳ）的增油效果要优于聚合物驱（模型Ⅱ）的增油效果。

大庆油藏；聚合物溶液；聚合物微球；粒径分布；储层适应性；驱油效果；机理分析

油田水驱开发是最经济和最有效的开发方式。但由于受到油藏储层非均质性影响，注入水会优先进入渗流阻力较小的高渗透层。随着注水开发时间延长，一方面高渗透层含油饱和度降低会提高水相渗透率，导致吸水量增加；另一方面，受到注入水长期冲刷，岩石结构会受到破坏，造成高渗透层渗流阻力减小和吸水量进一步增加。因此，注水开发会导致低效和无效循环［1-5］。聚合物驱油技术是利用聚合物溶液在多孔介质内滞留来增加高渗透层渗流阻力，进而提高注入压力和增加中低渗透层吸液压差，最终达到增加中低渗透层吸液量即扩大中低渗透层波及体积的作用［6-7］。随着聚合物驱油过程持续进行，一方面由于聚合物在中低渗透层中滞留所引起渗流阻力的增加值要远大于在高渗透层中的增加值，于是造成中低渗透层吸液启动压力升高；另一方面，注入压力因受到储层岩石破裂压力和设备耐压能力限制，不可能无限制地提高。因此，中低渗透层吸液压差（注入压力与启动压力的差值）就会逐渐减小，吸液量逐渐降低，即出现所谓“剖面反转”现象，这极大限制了聚合物驱增油降水效果，聚驱后仍有约50%储量原油未被采出［8-11］。

近年来，聚合物微球调驱技术研究受到广泛重视［12-15］，矿场试验也取得明显增油降水效果。此外，由于聚合物微球不需要熟化工艺环节，解决了长期困扰海上油田聚合物驱油技术应用效果和规模的技术难题，已经成为海上油田调驱调剖的重要措施之一。但也必须看到，与矿场试验规模和应用效果相比较，微球调驱机理研究成果还不能满足实际需求，目前微球性能评价仍主要沿用聚合物溶液方法和技术指标［16-18］，例如，黏度、流变性和黏弹性等，这在一定程度制约了微球调驱理论发展和技术进步。

本工作以大庆油田储层和流体物性为模拟对象，采用注入压力、含水率和采收率等评价指标，对聚合物微球油藏适应性评价方法及调驱机理进行研究。

1 实验部分

1.1 实验材料

聚合物微球：SMGW和SMGY两种，有效含量均为100%（w），中国石油勘探开发研究院采油所；聚合物（部分水解聚丙烯酰胺）干粉：相对分子质量1 900×104，固含量90%（w），中国石油大庆炼化公司；实验用油：脱气原油与煤油混合而成，黏度（45 ℃）为9.8 mPa·s，中国石油大庆油田第一采油厂。

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［19］，其中聚合物微球与岩心孔隙适应性评价用岩心为柱状岩心，岩心渗透率（Kg）为（170～1 005）×10-3μm2。聚合物溶液和聚合物微球调驱效果评价采用双管模型，该模型由2块人造均质岩心并联而成，单块岩心外观几何尺寸为30 cm× 4.5 cm×4.5 cm，Kg= 300×10-3mm2和 Kg= 2 700×10-3mm2。

实验用水为中国石油大庆油田第一采油厂采出污水，表1为水质离子分析结果。

表1 水质离子分析结果Table 1 Water quality ion analysis

1.2 仪器

采用德国莱卡公司DM1750m型金相显微镜观测聚合物微球粒径；美国布鲁克海文公司BI-200SM型广角动/静态光散射仪系统测试聚合物分子聚集体尺寸和光强分布；采用布氏黏度计测量调驱剂黏度；岩心驱替实验装置评价聚合物微球与岩心孔隙适应性和调驱增油降水效果。

2 结果与讨论

2.1 聚合物微球水化膨胀特征参数

2.1.1 聚合物微球粒径与时间关系

取一定量SMGW和SMGY聚合物微球与水混合，配制成200 mg/L的微球溶液，磁力搅拌器上匀速搅拌15 min，再将溶液置于45 ℃保温箱中，一定时间后取出少量试样进行观测。图1为微球粒径与水化时间关系。由图1可知，SMGY初始粒径较大，随着水化时间延长，2种微球粒径均增大。SMGY水化膨胀过程中表现为体型结构，水化过程完成后结构致密，聚集性较好。

图1 微球粒径与水化时间关系Fig.1 The relationship between microsphere size and hydration time.

2.1.2 聚合物微球膨胀倍数与时间关系

膨胀倍数（Q）的计算见式（1）：

式中，d1，d2分别为吸水膨胀前后的微球粒径，μm。

图2为SMGW和SMGY聚合物微球的Q与水化时间关系。由图2可知，随着水化时间的延长，微球吸水Q增加，初期膨胀速率较快，之后膨胀速率减缓。与SMGW相比，SMGY的Q增长较慢，Q较小。

图2 Q与水化时间关系Fig.2 The relationship between expansion times(Q) and hydration time.

2.1.3 聚合物微球粒径分布

图3为SMGW和SMGY聚合物微球颗粒粒径分布。

图3 聚合物微球颗粒粒径分布Fig.3 Particle diameter distribution of polymer microspheres.

由图3可知，SMGW和SMGY微球初始状态粒径分布范围都较窄，其中SMGW微球初始状态粒径中值为3.94 μm，水化240 h后为19.56 μm，Q为3.96；SMGY微球初始状态粒径中值为13.72 μm，水化240 h后为116.46 μm，Q为7.49。

2.2 聚合物微球与岩石孔隙配伍性

聚合物微球与孔隙配伍性可用微球与孔隙尺寸匹配关系来评价。若水化前微球能够进入岩心孔隙并在其中发生传输运移，且注入压力呈现“升高—趋于稳定”态势，就认为它们彼此间几何尺寸是配伍的，此时岩心渗透率称之为微球渗透率极限值［20］。否则，微球颗粒就会在岩心孔隙入口或孔隙内发生聚并或形成桥堵，最终造成注入压力持续升高。

聚合物微球在多孔介质内滞留量的大小可以用阻力系数（FR）和残余阻力系数（FRR）来评价，见式（2）和式（3）：

式中，δP1为岩心水驱压差，δP2为微球注入压差，δP3为后续水驱压差。上述注入过程必须保持注液速率相同，注入量4～6 PV。

2.2.1 FR和FRR

表2为SMGW和SMGY的FR和FRR。由表2可知，在聚合物微球类型和浓度相同的条件下，随Kg增加，FR和FRR减小。而随Kg增加，孔喉尺寸增大，微球与岩心孔喉间配伍性变好，滞留量减小，渗流阻力降低，液流转向效果变差。在后续水驱过程中，部分聚合物微球随注入水流出岩心，孔隙内滞留量减小，渗流阻力降低。与微球SMGW相比较，微球SMGY粒径较大，Kg相同条件下滞留量较大。

表2 FR和FRRTable 2 Resisitance factor(FR) and residual resisitance factor(FRR)

2.2.2 岩心渗透率极限

当SMGW和SMGY通过不同Kg的岩心时，注入压力与PV数关系见图4。

图4 注入压力与PV数关系Fig.4 The relationship between injection pressure and PV.

从图4可知，在聚合物微球溶液注入过程中，随Kg减小，注入压力升高速率加快，压力达到的稳定值较高。当Kg低于某个值（通常称之为渗透率极限值［20］）时，注入压力持续升高，甚至造成堵塞，表明微球与岩心孔喉尺寸间不匹配。依据上述Kg极限值定义和注入压力曲线，确定聚合物微球SMGW和SMGY的Kg极限值为237×10-3μm2和712×10-3μm2。

2.3 聚合物驱和聚合物微球调驱增油效果及其动态特征

在聚合物溶液和微球药剂费用相同条件下，开展恒定注入速度（恒速）或恒定注入压力（恒压）双管并联岩心调驱实验。

先水驱至含水98%（w），采用恒速方式注入0.57 PV聚合物溶液（聚合物浓度为1 000 mg/L，污水），再后续水驱至98%（w），记为实验模型Ⅰ；改变模型Ⅰ为恒压方式，其他条件和步骤不变记为模型Ⅱ；先水驱至含水98%（w），采用恒速方式注入0.2 PV的SMGY微球溶液和0.37 PV的SMGW微球溶液各800 mg/L，静置7 d后，再进行后续水驱到98%（w），记为模型Ⅲ；改变模型Ⅲ为恒压方式，其他条件和步骤不变记为模型Ⅳ。

为确保聚合物微球溶液中微球不发生聚并和沉淀，采用聚合物溶液（200 mg/L）作为携带液，此时聚合物微球溶液黏度为8 mPa·s。为模拟大庆油田聚合物驱注入压力升高倍数（水驱注入压力6～7 MPa，聚驱注入压力12～14 MPa，升高倍数2左右），恒压实验所用注入压力是岩心水驱结束时注入压力的2倍。

2.3.1 采收率及其影响因素

表3为采收率实验结果。由表3可知，模型Ⅱ的聚合物驱采收率增幅为15.4百分点，模型Ⅰ为21.1百分点。无论恒压还是恒速实验，模型低渗透层采收率增幅较大，且恒速采收率增幅要高于恒压的值。由此可见，在恒速实验条件下，聚合物驱扩大波及体积即液流转向效果较好，各个小层动用程度都呈现较大幅度提高。由表3还可知，模型Ⅳ聚合物微球驱采收率增幅为18.4百分点，模型Ⅲ为10.0百分点。与模型Ⅰ和模型Ⅱ对聚合物驱增油效果影响规律相比较，模型Ⅲ和模型Ⅳ对聚合物微球调驱增油效果影响规律恰恰相反，即恒压实验采收率增幅大于恒速的值；在恒压实验条件下，聚合物微球调驱（模型Ⅳ）的增油效果要优于聚合物驱（模型Ⅱ）的增油效果。

表3 采收率实验结果Table 3 Experimental results of oil recovery

2.3.2 注入压力、含水率和分流率变化规律

图5为实验过程中模型注入压力、含水率和采收率与PV数关系。由图5可知，当采取恒速注入方式时，调驱剂注入过程中注入压力都呈现持续升高态势，其中模型Ⅰ注入压力要远高于模型Ⅲ注入压力，因而聚合物驱含水率降幅较大，采收率增幅较高，表明注入压力高低在一定程度上决定了扩大波及体积效果即增油降水效果优劣。而恒压注入方式所采用的注入压力较低，但注入压力高低对聚合物溶液和聚合物微球产生了不同增油降水效果。在恒压条件下，模型Ⅱ采收率增幅为15.4百分点，模型Ⅳ为18.4百分点。由此可见，对于聚合物微球调驱存在与聚合物驱不同的调驱机理。

图5 注入压力、含水率和采收率与PV数关系Fig.5 Injection pressure，moisture content，oil recovery and its relation to PV.

图6为实验过程中模型各小层分流率和含水率与PV数关系。由图6可知，无论是恒速还是恒压注入方式，由于液流转向作用，在调驱剂注入过程中高渗透层分流率呈现下降趋势，低渗透层呈现上升趋势，其中聚合物溶液的分流率变化幅度较大，聚合物微球变化幅度较小。进一步分析表明，与聚合物溶液相反，模型Ⅳ分流率较大，模型Ⅲ较小。由此可见，对于聚合物微球，恰当的注入速度不仅可减缓微球在孔隙内突进现象，而且有利于水相进入较小孔隙中发挥驱油作用，低渗透层含水率升高速度较低。因此，模型Ⅳ增油降水效果不仅优于模型Ⅲ，而且优于模型Ⅱ。

图6 小层分流率和含水率与PV数关系Fig.6 Shunt fraction，moisture content of various layer and its relation to PV.

图7为恒压条件下，产液速率与注入PV数关系。由图7可知，无论是各小层还是模型聚合物微球调驱过程的产液速率都要高于聚合物溶液的值。

图7 产液速度与PV数关系Fig.7 The relationship between of rate of fluid produled and PV.

2.4 聚合物分子聚集体和微球粒径及其分布对驱油机理的影响

2.4.1 聚合物分子聚集体和微球尺寸及其分布特征图8为聚合物溶液中聚合物分子聚集体光强分布曲线。将图8与图3对比可知，聚合物微球溶液中微球分布范围比较窄，粒径大小相差不超过2倍。聚合物溶液中聚合物分子聚集体分布范围比较宽［21-24］，尺寸从几纳米到数千纳米都有分布，粒径大小相差超过1 000倍。由此可见，聚合物溶液是一个极度不均匀的分散体系，可近似看作连续相体系。而聚合物微球则是一个十分均匀的分散体系，可近似看作非连续相体系。在聚合物溶液通过岩心过程中，因聚合物分子聚集体与孔喉尺寸间配伍性问题，岩心中有一部分孔隙不能被聚合物溶液波及，这部分孔隙体积称之为不可及孔隙体积。与聚合物溶液相比较，聚合物微球粒径分布比较窄，颗粒只能进入与其尺寸相匹配的大孔隙，并在其中发生滞留，造成孔隙过流断面减小、渗流阻力增加和注入压力升高，促使微球携带液水转向进入小孔隙，进而提高了这部分区域的动用程度。

图8 聚合物分子聚集体分布Fig.8 Molecular aggregates distribution of polymer.

2.4.2 聚合物微球液流转向机理

图9为聚合物微球在微观可视化模型中传输运移和液流转向过程。

图9 聚合物微球调驱机理Fig.9 Profile controlling and flooding mechanism of polymer microspheres.

由图9可知，在平面填砂微观模型中存在孔径大小不同的孔道。依据毛管力理论，孔径愈大，毛管力愈小，渗流阻力愈小。因此，在水驱过程中，注入水首先进入优势通道（孔径较大孔道），促使其中的油发生运移，这部分孔道最终被注入水占据。在聚合物微球注入过程中，微球仍先进入原水流优势通道，并在其中运移（见图9a和9b）。一旦微球进入孔隙喉道，因其粒径大于吼道尺寸，就会被喉道捕集，导致渗流阻力增加和注入压力升高。随注入压力升高，微球受到外力作用逐渐增强，其外形由初期的球状变为长条状，最终通过喉道并继续向前运移和发生下一次捕集（见图9c和9d）。随着孔隙内微球吸水膨胀和数量增大，它在部分孔隙处会发生捕集、聚并和形成桥堵，促使后续水进入孔径较小孔道（图9e和9f），实现液流转向和扩大波及体积。如此不断重复捕集—堵塞—液流转向的过程，最终实现扩大波及体积的目的。

综上所述，与连续相聚合物溶液相比较，聚合物微球溶液为非连续相，其中微球在岩石大孔隙中发挥堵塞和液流转向作用，水则进入中小孔隙发挥驱油作用。此外，聚合物溶液中聚合物分子聚集体尺寸分布较宽，聚合物分子聚集体不可及孔隙体积较大，微观波及效率受到极大影响。与聚合物溶液不同，聚合物微球粒径分布较窄，具有“堵大不堵小”性能特征，即微球进入较大孔隙滞留和产生封堵作用，水进入较小孔隙发挥驱油。

3 结论

1）SMGY水化膨胀过程中表现为体型结构，水化过程完成后结构致密，聚集性较好。

2）随着水化时间的延长，微球吸水Q增加，初期膨胀速度较快，之后膨胀速度减缓。与SMGW相比，SMGY的Q增长较慢，Q较小。SMGW和SMGY微球初始状态粒径分布范围都较窄，其中SMGW微球初始状态粒径中值为3.94 μm，水化240 h后为19.56 μm，Q为3.96；SMGY微球初始状态粒径中值为13.72 μm，水化240 h后为116.46 μm，Q为7.49。

3）与聚合物相分子聚集体尺寸相比，SMGW和SMGY微球状态粒径分布范围都较窄，具有更大的不可及孔隙体积。聚合物微球SMGW和SMGY通过岩心时，压力达到稳定时的Kg极限值为237×10-3μm2和712×10-3μm2。

4）聚合物微球调驱存在与聚合物驱不同的调驱机理，微球进入较大孔隙滞留和产生封堵作用，水进入较小孔隙发挥驱油作用。微球恒压实验采收率增幅大于恒速的值，在恒压实验条件下，聚合物微球调驱（模型Ⅳ）增油效果要优于聚合物驱（模型Ⅱ）增油效果。

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（编辑 杨天予）

Polymer microspheres reservoir adaptability evaluation method and the mechanism of oil displacement

Jin Yubao1，Lu Xiangguo1，Xie Kun1，Sun Zhe1，Wu Xingcai2，Liu Yigang3

（1. Petroleum Engineering College，Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China；2. China Petroleum Exploration and Development Research Institute Oil Production，Beijing 100083，China；3. Tianjin Branch Institute，Cnooc (China) Co.，LTD，Tianjin 300450，China）

Researches on reservoir adaptability evaluation methods of polymeric microsphere and its flooding mechanism were carried out，taking reservoir geology and fluid property of typical area in Daqing as research platform，regarding injection pressure，moisture content and oil recovery efficiency as evaluation index. Results show that，with the extension of hydration time，the expansion times(Q) increases，the early expansion rate is faster，and after inflation rate is slow. Compared with the SMGW，the Q growth of SMGYis slow and Q is small. Compared with the polymer molecule aggregate，the size distribution of microspheres is narrow，so the inaccessible pore volume of microspheres is greater than that of the polymer solution. When polymeric microsphere samples SMGWand SMGYpass core and injection pressure reaches a steady，the permeability limitation is 237× 10-3μm2and 712×10-3μm2. Microspheres flooding mechanism is different from polymer flooding，displacement move into the larger pores and the sealing action，and the water enters the smaller pores and drives the oil. Microspheres constant-pressure experiment of recovery growth is greater than constant rate experiment，microspheres (Ⅳ) model of profile modification and oil displacement effect is superior to the effect of polymer flooding (Ⅱ) model.

book=926,ebook=91

Daqing reservoir；polymer solution；polymer microsphere；size distribution；reservoir adaptability；oil displacement efficiency；mechanism analysis

1000-8144（2017）07-0925-09

TQ 016

A

10.3969/j.issn.1000-8144.2017.07.016

2017-02-20；［修改稿日期］2017-05-01。

金玉宝（1992—），男，黑龙江省绥化市人，硕士生，电话 13284598900，电邮 675508828@qq.com。联系人：卢祥国，电话0459-6503406，电邮 luxiangg2003@aliyun.com。

国家“十三五”科技重大专项子课题（2016ZX05058-003-010）；国家自然科学基金项目（51574086）。