微观非均质调驱剂油藏适应性及液流转向效果*

孟祥海，张云宝，，王 楠，卢祥国，曹伟佳，田中原

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司研究院，天津 300450；2.提高油气采收率教育部重点实验室（东北石油大学），黑龙江大庆 163318；3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

由于海上油田钻井和开采费用较高，开发井网不仅注采井距较大，而且一套井网开发多个层系，加之存在储层平均渗透率高、厚度大、非均质性严重和岩石胶结强度低等不利因素，稠油油藏水驱开发效果较差［1-4］。近年来，随着调驱轮次增加，调驱效果逐渐变差，亟待开发大幅提高采收率技术。通过分析渤海稠油油藏地质特征和矿场生产测试资料发现，目前制约稠油油藏开发效果的主要因素仍然是如何进一步扩大波及体积和提高洗油效率，其中扩大波及体积需要从宏观和微观两个方面着手。在扩大宏观波及体积技术方面，目前比较成熟的凝胶类调剖剂主要包括淀粉-丙烯腈凝胶、复合离子聚合物凝胶、酚醛树脂聚合物凝胶和Cr3+聚合物凝胶等［5-9］，其特点是药剂浓度高、凝胶强度大和成胶速度快。由于渤海稠油油藏具有储层厚度大、非均质性强和注采井距大等特点，尤其是中低渗透层内部同样存在比较严重的非均质性，亟待从微观方面进一步扩大波及体积。微观非均质调驱剂具有“粒径分布窄、堵大不堵小”的封堵能力和“运移、捕集、再运移、再捕集……”的渗流特性。目前它在扩大微观波及体积方面的作用效果逐渐被实践所证实，已经成为提高水驱开发效果的重要技术措施［10-11］。为了改善渤海水驱稠油油田平面及微观非均质性，本文开展了微观非均质调驱剂油藏适应性及液流转向效果评价，这对目标油藏相关技术决策具有重要参考价值。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

微观非均质调驱剂包括聚合物微球（HYHK）和冻胶分散体（1数4#），有效含量100%，中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。HYHK为由反相乳液聚合反应得到的W/O型乳液，其中以丙烯酰胺和交联单体的水溶液为水相，以白油为油相。冻胶分散体为聚合物冻胶与水按照一定比例混合，置于高速剪切机中剪切，通过调整转子型号和剪切速度，形成不同粒径范围的分散体。按照粒径大小编号为1数4#，1#：粒径中值（D50）=1数5 μm，2#：D50=5数10 μm，3#：D50=80数90 μm，4#：D50=100数120 μm。实验用水为渤海LD5-2 油田模拟注入水，矿化度8259.5 mg/L，离子组成（单位mg/L）为：K++Na+2169.8、Ca2+816.6、Mg2+94.2、Cl-4848.8、SO42-156.1、HCO3-173.9。实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［12-13］，包括柱状岩心和三管并联岩心。（1）柱状岩心，外观尺寸为：φ2.5×10 cm，气测渗透率（Kg）=300×10-3、500×10-3、1000×10-3、1600×10-3、6400×10-3μm2；（2）三管并联岩心由3种渗透率人造均质岩心并联而成，单块岩心外观尺寸为：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，Kg分别为1600×10-3、6400×10-3、11200×10-3μm2。

BDS400倒置生物显微镜，奥特光学仪器公司；转向剂颗粒渗流特性和分流率测试仪器设备主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等，除平流泵和手摇泵外，其他部分置于温度为55℃的恒温箱内。

1.2 实验方法

（1）渗流特性

柱状岩心抽空饱和模拟注入水，注模拟注入水，记录水驱压力Δp1（与大气压之间的压差）；柱状岩心注微观非均质调驱剂4数5 PV，记录化学驱压力Δp2；微观非均质调驱剂在柱状岩心内缓膨7 d 后注模拟注入水4数5 PV，记录后续水驱压力Δp3；计算阻力系数Fr和残余阻力系数Frr，其中Fr=Δp2/Δp1，Frr=Δp3/Δp1。实验过程中的注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔为30 min。

（2）分流率的测定

将3块渗透率不同的均质岩心抽空饱和模拟注入水，采取“合注分采”方式注模拟注入水，记录水驱压力Δp1和采出端高中低渗透层采出液量（Q1高、Q1中和Q1低），按λ1高=Q1高/（Q1高+Q1中+Q1低）计算初始分流率λ1；采取“合注分采”方式向3 块渗透率不同的均质岩心注入1 PV微观非均质调驱剂，记录化学驱注入压力Δp2和采出端高中低渗透层采出液量（Q2高、Q2中和Q2低），按λ2高=Q2高/（Q2高+Q2中+Q2低）计算化学驱阶段各层分流率λ2；微观非均质调驱剂在岩心内缓膨7 d后注后续水至注入压力稳定，记录后续水驱压力Δp3和采出端高中低渗透层采出液量（Q3高、Q3中和Q3低），按λ3高=Q3高/（Q3高+Q3中+Q3低）计算化学驱阶段各层分流率λ3。根据不同注入阶段压力值，计算微观非均质调驱剂封堵率η，η=（Δp3-Δp1）/Δp3。实验过程中的注入速度为0.9 mL/min，压力记录间隔为30 min。

2 结果与讨论

2.1 微观非均质调驱剂的水化膨胀性

2.1.1 聚合物微球

用模拟注入水配制聚合物微球（cp=3000、4000、5000 mg/L）溶液，采用倒置生物显微镜测试初始粒径，之后置于55℃保温箱中，每隔一定时间后取出少量样品，用显微镜观测颗粒外观形态和粒径分布。3000 mg/L聚合物微球溶液配制初期的显微镜照片见图1，3种浓度微球溶液的粒径测试结果见表1。聚合物微球初始粒径中值为8.7数9.2 μm。随水化时间增加，聚合物微球颗粒粒径增大，膨胀倍数增加。初期膨胀倍数增幅较大，之后膨胀速度减缓，168 h左右水化膨胀速度明显降低，最大膨胀倍数2.5数3.0。聚合物微球水化膨胀过程中存在聚并现象，水化一定时间后的形态为体型结构，聚集性较好，透光性较差。另外，低浓度时聚合物微球膨胀倍数与高浓度时的值差别不大，说明聚合物微球浓度对膨胀倍数的影响较小。聚合物微球水化时间达到45 d 时，颗粒粒径仍然保持较高值，说明聚合物微球的稳定性较好。

图1 聚合物微球溶液配制初期的显微镜照片

表1 不同浓度聚合物微球溶液在55℃下放置不同时间的微球粒径和膨胀倍数

图2 聚合物微球膨胀前后的粒径分布曲线

采用倒置生物显微镜测试聚合物微球膨胀前后的粒径分布曲线，结果见图2。聚合物微球膨胀前的初始粒径中值为8数9 μm，在55℃下膨胀240 h的粒径中值为33数34 μm。与聚合物溶液中聚合物分子聚集体粒径分布相比［14］，微球颗粒粒径分布较窄。

2.1.2 冻胶分散体

采用模拟注入水配制100 g/L 1数4#冻胶分散体溶液。1#和2#冻胶分散体初始粒径较小，形态均一，3#和4#冻胶分散体初始粒径较大，呈不规则片状。在55℃下，随水化时间增加，冻胶分散体水化膨胀现象不明显（见图3），但透光性较好。与其他冻胶分散体相比，3#冻胶分散体尺寸适中，分散性较好。

图3 3#冻胶分散体溶液在55℃下放置10 d的显微镜照片

2.2 微观非均质调驱剂渗流特性

2.2.1 聚合物微球

在岩心渗透率不同的条件下，3000 mg/L 聚合物微球溶液（55℃下的黏度2.6 mPa·s）的Fr和Frr见表2，注入过程的动态特征曲线见图4。随岩心渗透率增加，岩心孔喉尺寸增大，聚合物微球注入性趋好，注入压力下降，Fr和Frr降低。与常规聚合物类调驱剂不同，聚合物微球在岩心内缓膨7 d后，后续水驱阶段注入压力均呈上升趋势，并且岩心渗透率越低，压力增幅越大。由此可见，聚合物微球具有良好的水化膨胀性。

表2 3000 mg/L聚合物微球溶液的Fr和Frr

图4 注入聚合物微球过程中压力与注入量的关系

2.2.2 冻胶分散体

在岩心渗透率不同的条件下，3000 mg/L 的1#（55℃下的黏度2.2 mPa·s）和3#（55℃下的黏度2.5 mPa·s）冻胶分散体的Fr和Frr见表3，注入过程的动态特征曲线见图5。随岩心渗透率增加，岩心孔喉尺寸增大，冻胶分散体注入性变好，注入压力下降，Fr和Frr降低。与常规聚合物类调驱剂不同，冻胶分散体缓膨7 d 后，后续水驱阶段注入压力基本稳定或略有下降，说明冻胶分散体有一定的水化膨胀性。与1#冻胶分散体相比，3#冻胶分散体尺寸较大，等浓度条件下在多孔介质中的滞留能力较强，渗流阻力较大，Fr和Frr较高。

表3 1#和3#冻胶分散体的Fr和Frr

图5 注入冻胶分散体过程中压力与注入量的关系

在冻胶分散体浓度不同的条件下，1#和3#冻胶分散体的Fr和Frr见表4，注入过程的动态特征曲线见图6。无论是1#还是3#冻胶分散体，随质量浓度增加，冻胶分散体在多孔介质运移过程中的滞留能力增强，渗流阻力增大，Fr和Frr增大。由图6 可见，尽管冻胶分散体浓度从3 g/L增至20 g/L，浓度提高了近6倍，但压力增幅不到1倍，并且后续水驱阶段注入压力仍比较稳定。当分散体质量分数增至50 g/L时，注入压力和后续水驱压力大幅度增加，但药剂投入成本较高，从技术经济角度考虑，分散体加量不宜过高。与聚合物微球相比，冻胶分散体结构比较松散，不仅吸水缓膨能力较差，滞留和液流转向能力也较差。

表4 浓度对冻胶分散体Fr和Frr的影响

图6 冻胶分散体加量对注入压力与注入量关系的影响

2.3 微观非均质调驱剂液流转向效果

3000 mg/L 聚合物微球溶液（55℃下的黏度2.6 mPa·s）和3000 mg/L 的1#（55℃下的黏度2.2 mPa·s）冻胶分散体在非均质岩心中的分流率和封堵率见表5，动态特征曲线见图7。水驱结束时高渗透层分流率超过90%，低渗透层不吸液。注入聚合物微球和冻胶分散体后，各小层分流率发生了变化即吸液剖面得到调整，其中高渗透层分流率降至66.7%和70.4%，中渗透层增至22.5%和22.1%，低渗透层增至10.8%和7.5%。后续水驱结束时，两类调驱剂的滞留能力和转向效果差异更加明显。与冻胶分散体相比，由于聚合物微球具有较强的水化膨胀性，后续水驱阶段能维持较好的封堵作用，中渗透层仍维持较高的分流率。因此，选用聚合物微球作为渤海水驱稠油油田改善平面及微观非均质性调驱剂。进一步分析发现，尽管注入微观非均质调驱剂取得了较好的液流转向效果，但高渗透层封堵率低于25%，中低渗透层分流率尤其是低渗透层增幅仅为10.8%，表明颗粒类转向剂滞留能力与高渗透层（如本实验Kg约为11μm2）所需要值还存在差距。由此可见，对于平均渗透率高和非均质性强的油藏，必须将宏观和微观液流转向措施即强凝胶与微观非均质调驱剂相结合，才能更好地扩大波及体积和提高采收率。

表5 微观非均质调驱剂在非均质岩心中的分流率和封堵率

图7 微观非均质调驱剂在非均质岩心中的分流率与注入量的关系

3 结论

聚合物微球材质透光性较差，外观形态呈球型。冻胶分散体材质透光性较好，外观呈不规则状。聚合物微球初始粒径中值为8.7数9.2 μm，微球颗粒与水接触后会发生水化作用，颗粒吸水膨胀，最大膨胀倍数2.5数3.0。

聚合物微球和冻胶分散体均具有较强的注入能力和较弱的液流转向能力，仅适用于中低渗透层内部微观液流转向。与聚合物微球相比，冻胶分散体不仅吸水缓膨能力较差，滞留和液流转向能力也较差。选用聚合物微球作为渤海水驱稠油油田改善平面及微观非均质性调驱剂。

对于平均渗透率高和非均质性强的油藏，必须将宏观和微观液流转向措施即强凝胶与颗粒类相结合，才能更好地扩大波及体积和提高采收率。