低渗透油藏纳米微球调驱剂封堵性评价新方法

吴天江 ，郑明科 ，周志平 ，杨海恩 ，曹荣荣

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018）

近年来，纳米聚合物微球调驱技术越来越受到关注［1-6］。微球由丙烯酰胺、丙烯酸、交联单体反相微乳液共聚而成，其初始粒径小，在水相中具有良好的悬浮分散性和黏弹性，注入地层后不断水化膨胀。运移过程中，单个大粒径微球膨胀后封堵孔喉，多个小粒径微球通过膨胀聚集堆积封堵。压力作用下，众多微球在孔喉中不断发生水化膨胀、封堵、形变、再封堵，实现较大幅度调整水驱流场和扩大波及体积［7-10］。与冻胶调驱体系相比［11-12］，纳米微球耐温耐盐性良好，可污水配制和在线加注，施工管理和质量可控性大大提升。该技术在胜利、华北、新疆、长庆等油田有良好的应用［2，13］。

在封堵性评价方面，低渗透天然岩心致密，而调驱的目标是封堵优势大孔道，因此室内评价存在注入性差且不具代表性等问题。本文利用渗透率与岩石学参数的数学关系，分析了纳米微球调驱机理及封堵特性，计算了微球通过增大比表面降低渗透率数值及对应的封堵率，并与填砂管实验结果进行了对比分析。

1 纳米微球调驱技术特点

纳米微球初始黏度为3～6 mPa·s，注入性能良好，初始粒径为100～800 nm，激光粒度仪测试微球粒径呈典型的正态分布规律（见图1）。根据应用需求，通过合成条件可控制微球粒径。

纳米微球具有水化膨胀特性，膨胀倍数一般为2～10。通过扫描电镜可以观察到纳米微球水化膨胀过程（见图2）。纳米微球原液遇水之前，微球颗粒分布相对均匀（见图2a），纳米微球配制成溶液后发生水化膨胀，微球颗粒开始不断聚集，水化膨胀5 d后，微球粒径由100 nm膨胀为500～600 nm，部分微球聚集形成团簇（见图2b）。水化10 d后，微球粒径变为800 nm（见图2c）。总体上，呈现初期快速膨胀、后期缓慢膨胀的特点，膨胀过程中聚集特征明显。因微球初始粒径分布的差异性，微球遇水后的膨胀速率和最终的膨胀倍数并不完全相同，膨胀后微球粒径大小表现出明显的差异性。

图1 100 nm粒径微球初始粒径分布

图2 纳米微球水化膨胀的微观形态

2 调驱理论封堵率

2.1 微球调驱机理分析

基于渗流力学原理，对调驱改变注采渗流场的特性进行分析。达西线性流的一般表达式为

式中：Q为流量，cm3/s；A为横截面积，cm2；K为渗透率，μm2；Δp为渗流压差，Pa；μ为流体黏度，Pa·s；L为渗流长度，cm。

由式（1）可知，对于定压生产，驱替压差一定，生产的控制本质上是油水流度比的控制，调驱的技术目标是通过调驱剂封堵优势水流通道进而降低渗透率。

在油层物理早期研究中，国外学者得到了渗透率与岩石学参数的数学关系式，即通过岩石学参数可以间接确定渗透率值［14］。对于砂岩储层，渗透率的计算公式［15］为

式中：φ为孔隙度；τ为迂曲度；S为岩石的比表面，cm-1。

由式（2）可知，渗透率与孔隙度成正比，与迂曲度、比表面成反比，颗粒越小，比表面越大。对于水驱渗流速度相对较小的低渗透储层，数量庞大的纳米微球广泛分布在岩石孔喉网络中，依靠微球颗粒接触、堆积、驻留、封堵，发挥整体封堵效果，较大幅度增大比表面、进而降低了渗透率，达到降低渗流速度及改变水驱流向的目的。

2.2 封堵率理论计算

将纳米微球看作球体，则单个微球的体积V和表面积A可表示为

式中：r为微球半径，nm。

对于纳米微球而言，孔隙空间渗流阻力小，微球主要运移至渗流阻力较大的喉道处发挥调驱作用,与孔隙空间相比，喉道对渗透率值的高低起决定性作用。因此，孔隙度对比表面计算的影响较小。对于一定质量的微球，按某一质量浓度配制成微球溶液，假设微球进入地层后充满等溶液体积的孔喉空间，微球波及的孔隙体积Vp即为微球溶液体积Vq，而微球在岩石内体积Vs、岩石内比表面Ss、微球增大的内表面积As可分别表示为

式中：m为微球质量，g；ρ为微球密度，g/cm3。

微球的个数N和微球总表面积AT分别表示为

注入微球后所波及孔隙体积的比表面ST为

将式（10）代入式（2），得到微球调驱后渗透率Kq的计算公式：

微球调驱的封堵率η：

对于微球随时间延长不断水化膨胀的特性，需要考虑微球粒径的变化，计算微球不同注入阶段、不同油藏驻留位置对应的封堵率。对于中高渗透油藏而言，优势水流通道渗透率高，所需调驱的封堵强度大，纳米微球对其调驱封堵的有效性需要实践检验。

3 理论计算与实验对比

3.1 理论计算

王窑长6油藏平均孔隙度13.7%，平均渗透率2.29×10-3μm2，是中国陆上开发最早的特低渗透整装油藏。区块注水开发20多年，含水上升快，产量递减大，水驱不均矛盾突出。检查井水淹解释的强水洗带平均渗透率为16.3×10-3μm2，示踪剂监测解释的优势大孔道的渗透率为 49×10-3～300×10-3μm2，是调驱治理的主要目标。2015年以来，王窑区块开展了纳米聚合物微球深部调驱改善水驱试验。

为了对不同水洗层段实现逐级调驱，设计了不同质量浓度的微球注入段塞，根据微球调驱增大比表面的理论方法计算微球调驱封堵率（见图3）。

图3 不同质量浓度条件下微球粒径与封堵率的关系

由图3可以看出，微球粒径越小，质量浓度越高，理论计算的封堵率越大。对于粒径100 nm的微球，质量浓度2 kg/m3时封堵率不到40.0%，质量浓度5 kg/m3时封堵率为60.0%，质量浓度8 kg/m3时封堵率达到78.0%。分析认为：微球调驱与传统冻胶体系调驱机理不同，冻胶为连续相体系，以整体成胶达到充填孔喉封堵的效果；而微球为分散相体系，依靠微球聚集形成封堵，质量浓度越高，微球聚集密度越大，增大比表面效应越明显。随着微球的持续注入，微球不断地突破孔喉、运移，最终驻留在地层深部产生达到逐级调驱的效果。在低渗透油层条件下，冻胶运移能力和抗剪切性不如微球体系，而纳米级微球颗粒聚集增大比表面能够产生较强的整体封堵效果。

选择粒径300 nm的微球，计算质量浓度5 kg/m3条件下不同膨胀倍数微球的理论封堵率（见图4）。

图4 不同膨胀倍数微球的理论封堵率

由图4可以看出，微球水化膨胀倍数越大，其封堵率越高。微球膨胀倍数在2～6时，封堵率提高幅度最大，对应封堵率由68.2%增大至98.0%；当膨胀倍数大于6以后，微球封堵率增大幅度变小。分析认为：小粒径微球聚集发生暂时性封堵，后续不断运移、突破、再封堵，而膨胀后大粒径微球更容易在地层深部发挥单个微球卡堵大孔喉的作用，依靠具有正态分布特征的大小粒径微球体系，在地层协同作用下最终达到逐级调驱的目的。

矿场应用过程中，根据优势大孔道、水淹层或高水洗层的油藏参数匹配相应粒径及膨胀倍数的聚合物微球。以提高驱油效率为目的调驱时，采用低浓度、相对大粒径的参数模式注入。以调整剖面、扩大波及体积为主要目的调驱时，则采用高浓度、相对小粒径参数模式注入。

3.2 微球填砂管封堵性评价

在长50 cm、管径2.5 cm的填砂管中充填不同目数的石英砂，测定水驱渗透率。将粒径分别为100，300，800 nm的聚合物微球配制成质量浓度2 kg/m3的溶液，在50℃恒温条件下，以1 mL/min流速将微球溶液注入填砂管模型，观察不同粒径聚合物微球的封堵性能（见表1）。

表1 不同粒径微球填砂管封堵性能评价结果

由表1可以看出，微球粒径越大，封堵率越低。实验测试的微球封堵率明显低于传统冻胶体系，与比表面方法理论计算的封堵率一致，表明微球并没有完全封堵填砂管，而是具有堵而不死的动态运移特性。在填砂管渗透率比王窑油藏强水洗带解释渗透率高的情况下，实验封堵率比理论值偏高，分析认为主要是端面效应造成。微球现场注入速度低，注入压力上升慢、升幅小，而填砂管驱替速度偏大，注入压力上升快使微球深部运移性下降，最终聚集在填砂管注入端面导致测试封堵率值偏高。

4 结论

1）纳米微球具有初始黏度低、初始粒径小、可水化膨胀、深部调驱性能良好等特点。基于渗流力学原理和储层岩石学相关关系，建立了利用微球在地层聚集增大比表面降低渗透率计算其封堵率的数学方法。

2）理论计算表明，微球粒径越小，质量浓度越高，封堵率越高。小粒径微球聚集封堵、大粒径微球单个卡堵大孔喉，在地层协同作用下达到逐级调驱的目的。填砂管实验结果与理论封堵率趋势一致。矿场应用需根据目标油藏参数匹配合适粒径及膨胀倍数的微球，并设计合理的注入参数。

3）本方法在中高渗透油藏应用时，判识、量化优势窜流通道的尺度是前提。中高渗透油藏形成的优势窜流通道渗透率高，所需调驱的封堵强度大，纳米微球对其调驱封堵的有效性还需具体分析。