聚合物微球在延长油田特低渗油藏的研究与应用

李桂峰

（中国石化中原油田分公司采油二厂，河南范县 457532）

调剖剂大致可分为六大类：冻胶类、颗粒类、树脂类、沉淀类、泡沫、其他类调剖剂（聚硅体和疏水缔合体）[1-2]。影响调剖效果的制约因素较多，大多只能封堵水井附近地带，不能深入地层，所起的作用非常有限，无法实现深部立体调剖[3-4]，且大多数调剖都在砂岩地层中进行，而对于裂缝以及双重介质油藏的调剖研究较少[5]。

延长油田为典型的低孔特低渗储层，渗透率一般为0.010～0.100 μm2，开采难度大[6-7]。因此，针对延长油田低渗油藏双重介质条件，利用微球“注得进、堵得住、能移动”的特点，通过捕集、变形、运移、再捕集、再变形、再运移起到深部调驱作用，实现注入水微观转向，逐步调控优势流场，进一步扩大注入水波及体积，从而提高采收率[8-11]。通过微球影响因素及封堵及驱油性能评价，并开展现场试验，对同类型油藏开发、提高最终采收率具有指导作用和参考价值。

1 微球制备

原料：工业品丙烯酰胺（AM）、N，N-亚甲基二丙烯酰胺（Bis-A）和失水山梨醇单油酸酯（Span-80），液体石蜡，环己烷，过硫酸钾（KPS），氯化钠（NaCl），去离子水。

室温下，在装有温度计、搅拌器、冷凝回流装置的三口瓶中加入预定量的分散剂和一定量的环己烷或液体石蜡，控制搅拌速度，搅拌混合均匀。将预定量的单体AM，交联剂Bis-A溶解在去离子水中，待其溶解完全后加入预定量的引发剂，搅拌至引发剂完全溶解，将混合液加入三口瓶中，将其置于恒温水浴锅中升温至预定温度，反应至预定时间后，撤去加热装置，冷却至室温，即得产物微球。

2 微球影响因素

2.1 搅拌速度

固定各组分用量不变，采用不同的搅拌转速分别进行聚合反应。图1为搅拌速度对微球平均粒径的影响，可以看出，当搅拌转速为150～350 r/min时，随着搅拌转速的增大，微球粒径呈现明显减小的趋势，这是因为随着搅拌转速的增大，剪切作用增强，单体液滴被进一步分散成更小的液滴，根据悬浮聚合的机理，液滴的大小决定最终粒径大小，因而，微球的平均粒径减小；当搅拌转速超过300 r/min时，随着搅拌转速的增大，单体液滴不能进一步减小，微球粒径减小的速度变慢。此外，搅拌转速较低时，小液滴间相互聚集的几率增加，表现为微球粒径分布的不均匀性。采用光学显微镜和扫描电子显微镜，观察不同搅拌转速下微球形态、粒径大小，显示随着搅拌速度的增大，微球平均粒径减小，粒径分布趋于均匀。

图1 搅拌速度对微球平均粒径的影响

2.2 反应温度

制备微球时，烧瓶壁上粘附大量凝胶，其粘附凝胶量与反应温度有关系（表1）。可以看出，聚合反应小于温度50 ℃时，烧瓶壁上无粘附凝胶，几乎无微球生成，这是由于温度较低时，引发剂分解缓慢，单体丙烯酰胺还未发生聚合；随着反应温度的升高，体系中开始有微球产生，烧瓶壁上的凝胶量逐渐增多；当反应温度达到80 ℃时，反应1 h后，烧瓶壁上粘附了大量凝胶。因此，为减少烧瓶壁上粘附凝胶量而得到更多的微球，体系反应温度控制在60 ℃～70 ℃，且反应时间不能过长，否则烧瓶壁上粘附凝胶量将随时间延长而增加。另外，单体丙烯酰胺反应活性强，聚合反应速率快，短时间内可释放出大量的聚合热，引起体系温度急剧升高，对体系的稳定性也有影响。

2.3 交联剂用量

改变配方中交联剂的用量（分别占单体的0.1%，0.2%，0.5%，1.0%，2.0%），得到具有不同交联度的微球。取1 mL产物微球置于带有刻度的试管中，加入适量的去离子水，观察产物体积随时间变化情况（图2）。从图中可以看出，在一定范围内，随着体系中交联剂用量的增加，微球吸水溶胀倍率先增大后减小。当交联剂用量为单体的0.2%时，微球吸水速率和吸水溶胀倍率达最大值，这是由于当交联剂用量较低时，微球的交联网络结构还不够完善，部分聚丙烯酰胺大分子链遇水后溶于水，故微球吸水倍率增大；当交联剂用量增加到一定程度后，微球的交联网络结构已基本完善，增加交联剂的用量，微球吸水倍率不会增大，反而导致体系的交联密度增大，交联网络扩张受阻。故在一定范围内，随体系中交联剂用量的增加，吸水倍率出现先增大后减小的现象，因此，最佳交联比为0.1%～0.5%。交联比越小，微球结构越松散，微球的溶胀倍数越大。核孔膜实验表明，粒径适中、变形性较好的微球封堵能力强。

2.4 水解度

微球的水化膨胀，主要是AM单体中的CONH2基团水解成COOH基团，从图3可以看出，当CONH2基团摩尔比0.01时，微球体积膨胀6.93倍；当CONH2基团摩尔比0.09时，微球体积膨胀40.09倍。因此，CONH2基团摩尔比越高，微球体积膨胀倍数越大。

图3 微球水化后膨胀倍数

3 微球性能室内实验评价

3.1 封堵性能

（1）实验原料。岩心充填砂为河北承德河砂（筛分），主要粒径 20～40、40～60、60～80、80～100、100～120、120～160目，实验用水为目标区块产出水，微球，试剂石油醚、丙酮、乙醇等。

（2）实验模型。柱状岩心管，尺寸φ25 mm×50 cm，岩心渗透率 1.200 μm2，测压点P注、P1、P2、P34个点，点P1、P2、P3将岩心管等分成4段。

（3）实验主要仪器设备。多功能岩心驱替装置主要有：平流泵、真空泵、岩心模型管、回压控制系统、压力计量系统、恒温系统、抽空饱和系统，压力数据自动采集系统等，其中，温度控制精度±1 ℃，分析天平感量±0.0l g，离心机0～5000 r/min；玻璃仪器有试管、量筒、烧杯等。

（4）实验主要步骤。①按照渗透率要求填制岩心管模型；②岩心先称干重，抽空饱和地层水后再称湿重，然后测孔隙体积，计算孔隙度；③进行水相渗透率测定，根据达西定律计算渗透率；④将岩心模型接入实验流程（图4），进行水驱；⑤将0.5 PV微球（注入浓度3000 mg/L）注入岩心模型后，转后续水驱至压力平稳，实验结束。

图4 岩心驱替实验流程

（5）实验结果及分析。注入浓度3000 mg/L微球后，后续水驱压力上升幅度较大（图5），表明微球有效地封堵了部分孔道，减小了有效过留端面面积，提高了水驱注入压力，达到调驱目的。计算岩心封堵率和残余阻力系数得到，后续水驱1.0 PV时，封堵率 79.60%，残余阻力系数 4.97；后续水驱 5.0 PV时，封堵率85.60%，残余阻力系数7.02；后续水驱10.0 PV时，封堵率80.74%，残余阻力系数5.24，可见微球在0.129 μm2的岩心上，产生良好的封堵性能。

图5 注入浓度3000 mg/L微球压力分布曲线

3.2 驱油性能

（1）实验材料、仪器、步骤。与封堵性能评价实验类似，采用标准驱油实验流程饱和水、饱和油、老化、水驱至含水98.0%以后注入0.5 PV微球；在油藏温度下恒温24 h，转后续水驱至含水大于98.0%，结束实验。

（2）实验结果及分析。从采收率和含水率变化曲线来看（图6），注入复合封堵段塞后，含水率从95.0%下降至66.2%，最大下降幅度28.8%；最终采收率69.5%，提高22.7%。后续水驱3.0 PV时，复合体系在0.106 μm2的岩心上，封堵率为92.45%，残余阻力系数为12.13。

4 矿场试验

试验区长2油层埋藏深度相对较浅，埋深788～1106 m，油层组平均地层温度36 ℃，平均原始地层压力9.00 MPa，原油密度为0.865 g/cm3，黏度17.69×103mPa·s，饱和压力0.71 MPa。

图6 注微球后含水率、采收率分布曲线

2015年9月，采用PI（压力指数）决策技术在试验区优选了 7口注入井[12]，用搅拌法制备的聚合物微球进行调剖。以王82井为例，2015年9月至11月，油压由3.00 MPa上升至6.40 MPa左，累计注入微球调驱剂587.00 m3，调剖前PI值0.07 MPa，调剖后PI值上升至4.02 MPa，水井指标明显改善，油井增油615.90 t，投入产出比1.00∶1.21。对应生产井王82-2井调剖前日产液3.38 m3，日产油1.58 t，调剖后日产液4.32 m3，日产油1.79 t，呈现出产液量和产油量均增加趋势，含水稳定，调剖半年累计增油238.90 t。

5 结论与认识

（1）随着搅拌转速的提高，微球粒径呈现明显减小的趋势，当搅拌转速大于300 r/min时，增大搅拌转速，难以使单体液滴进一步减小，微球粒径无明显减小趋势，粒径分布趋于均匀。

（2）实验中应控制反应时间及温度，当温度较低时，不能形成大量的微球，随反应温度的升高，反应时间的增加，微球量及烧瓶壁上粘附的凝胶也随之增多。

（3）在一定范围内，随着体系中交联剂用量的增加，微球吸水溶胀倍率先增大后减小；微球中CONH2基团摩尔比越高，微球体积膨胀倍数越大。

（4）注入微球浓度3000 mg/L，注入倍数0.5 PV后，后续水驱压力上升，含水率最大下降28.8%，采收率提高22.7%，产生了良好的封堵能力。