聚合物弱冻胶-聚合物微球复合调驱技术研究

陈德红，屈人伟，宋岱锋

1.中国石化胜利油田石油工程技术研究院，山东东营 257000；2.中国石化胜利油田孤岛采油厂，山东东营 257231

水驱油藏聚驱后地层的非均质性增强，水窜加剧，水淹速度加快。只有通过深部调剖，才能更经济有效地调整及改善油藏的非均质性，提高注入液的波及体积，从而提高原油采收率。单一的聚合物驱油技术难以解决油藏非均质性和不利的油水流度比造成的注入水沿高渗层突进的问题。聚合物微球技术是一种深部调剖堵水技术，其优点包括受外界影响小，可以直接用污水配制，注入无黏度、无污染、成本较低等[1-2]。笔者对聚合物微球的耐温、抗盐及地层适应性进行了评价；利用填砂管岩心驱替试验对比验证了不同驱替组合下，聚合物弱冻胶、聚合物微球对非均质岩心的深部封堵性能，并在孤岛油田中二中区块开展了现场试验。

1 聚合物弱冻胶-聚合物微球复合调驱机理

聚合物弱冻胶-聚合物微球复合调驱方式为先注入聚合物弱冻胶后注入聚合物微球，最大限度提高注入液的波及体积。聚合物弱冻胶优先进入高渗层，通过吸附、滞留对高渗层进行有效封堵；聚合物微球的原始尺寸只有纳米级,在地层条件下，通过变形驱动、压力波动、剪切破碎3种机理作用[3]，对高渗层形成物理堵塞，对中低渗层具有吸附、堵塞喉道的作用，从而提高后续注入液的波及范围。

2 试验部分

2.1 原料与仪器

聚合物微球，中国石油大学(华东)芳华公司；胜利油田现场常用(宝莫)聚合物，相对分子质量1 700×104～1 900×104，水解度22%；XL型复合有机铬交联剂；孤岛中二中原油，地下黏度74～90 mPa·s；孤岛中二中地层水，矿化度8 368 mg/L；去离子水；石英砂，粒径0.058～0.83 mm。

干湿二合一激光粒度仪；高温高压岩心模拟驱替装置；安东帕流变仪；电子天平；填砂管岩心，φ25 mm×300 mm；中间容器。

2.2 试验方法

2.2.1 耐温、抗盐吸水膨胀性能测试

1)在去离子水中，用激光粒度仪测试微球在不同温度下浸泡3 d后的微球粒径。

2)在室温下，用激光粒度仪测试微球在不同盐含量溶液中的吸水膨胀倍数。

2.2.2 地层配伍性测试

1)用孤岛回注污水配制质量分数为0.2%的聚合物微球溶液，用安东帕流变仪测定在69 ℃下放置不同时间后聚合物微球溶液的黏度。

2)在69 ℃下，用激光粒度仪测试聚合物微球在孤岛回注污水中浸泡不同时间后的吸水膨胀倍数。

2.2.3 不同调驱体系对层内、层间非均质岩心调驱效果测试

1)填制1#～4#渗透率相近的层内非均质岩心；填制5#、6#渗透率相差较大的岩心。分别抽真空饱和水，测量孔隙体积，水驱测渗透率。测得岩心渗透率(K1～K6)分别为2.656，2.732，2.697，2.601，1.126，3.432 μm2。

2)分别对每个岩心饱和原油，使其具有较高的原始含油饱和度。对1#～4#岩心、5#和6#并联岩心分别以设定速度进行水驱，直至产出液含水98%。

3)向1#岩心注入0.4 PV弱冻胶体系；2#岩心注入0.4 PV微球体系；3#岩心先注入0.2 PV弱冻胶体系后注入0.2 PV微球体系；4#岩心先注入0.2 PV微球体系后注入0.2 PV弱冻胶体系。向5#、6#并联岩心先注入0.2 PV弱冻胶体系后注入0.3 PV微球体系。其中，弱冻胶体系配方为0.2%HPAM+0.15%XL，微球体系质量分数为0.3%。

4)分别将步骤3)中的岩心水驱至采出液含水98%，驱替结束。

5)分别计算各岩心水驱采收率、注调驱体系后的采收率以及出口分流量。

3 性能评价

3.1 聚合物微球耐温、抗盐吸水膨胀性能

3.1.1 耐温性

设定温度下，微球在去离子水中膨胀3 d，微球粒径见图1。温度是影响微球颗粒吸水膨胀性能的重要因素, 随着温度的升高, 微球的吸水膨胀速度加快。

图1 温度对微球吸水膨胀性能的影响

3.1.2 耐盐性

室温下，微球在不同盐含量溶液中的吸水膨胀倍数见图2。

图2 盐含量对微球吸水膨胀性能的影响

由图2可知，随着盐含量的增大，微球吸水膨胀倍数减小，在不同的盐溶液中，微球吸水膨胀倍数降低程度不同，二价盐的影响较一价盐更显著。试验结果表明微球具有较强的耐盐性。

3.2 聚合物微球与地层水的配伍性

3.2.1 地层水对聚合物微球溶液黏度的影响

用孤岛回注污水配制质量分数为0.2%的微球溶液，在69 ℃下放置不同时间后溶液黏度的变化见表1。污水配制的微球溶液体系均匀，浸泡10 d溶液黏度变化不大，说明其与地层水配伍性好，性能稳定，可以满足现场注入要求。

表1 放置不同时间后微球溶液的黏度

3.2.2 聚合物微球在地层条件下的吸水膨胀性

在69 ℃下，微球在污水中放置不同时间后的吸水膨胀情况见表2。随着浸泡时间的延长，微球的膨胀倍数逐渐增大，10 d后膨胀倍数达到最大。微球具有较好的地层适应性，能够满足孤岛油藏深部逐级封堵的要求。

表2 微球在污水中的吸水膨胀倍数

3.3 不同调驱体系对层内、层间非均质岩心调驱效果

3.3.1 不同调驱体系对层内非均质岩心调驱效果

采用不同调驱体系按2.2.3对层内非均质岩心进行调驱试验，结果见表3。由于调驱体系的不同注入方式，调驱结果有明显差异。先注入聚合物弱冻胶后注入聚合物微球的注入方式，其采收率的增值明显高于其他注入方式。这是由于先注入弱冻胶后，弱冻胶优先进入高渗层，对高渗层进行有效封堵。由于聚合物微球良好的注入性，后续注入的聚合物微球在进入高渗层的同时，部分进入剩余油丰富的中低渗层，从而在有效调整吸水剖面的同时，将中低渗层中的剩余油驱替出来。

表3 不同调驱体系对层内非均质岩心的调驱效果

3.3.2 复合调驱体系对层间非均质岩心调驱效果

采用先注入聚合物弱冻胶后注入聚合物微球的注入方式，按2.2.3对高、低渗并联非均质岩心进行调驱试验，进一步验证3.3.1的试验结果，结果见表4。

表4 复合调驱体系对层间非均质岩心调驱效果

由表4可知，先注入弱冻胶后，弱冻胶优先进入高渗层，对高渗层进行有效封堵；随着微球在中、低渗岩心孔隙中运移，多个微球架桥封堵中、低渗孔道，使水绕流，进一步调整岩心吸水剖面，从而实现在大孔道中“强堵”，在中小孔道中“弱堵”，更好地发挥2种调驱剂的协同优势。同时，2种调驱剂都具有一定的运移能力，随着注入压力的升高，2种调驱剂不断地向岩心深部运移，从而提高非均质岩心的采收率。

4 现场应用

孤岛油田中二中区块油藏历经水驱-聚合物驱-水驱开发阶段，地层的非均质性严重，水淹速度快。选取24X516井组开展现场试验，对应油井5口。采用聚合物弱冻胶-聚合物微球复合调驱方式，第一段塞注入聚合物弱冻胶(0.2%HPAM+0.15%XL)10 d，第二段塞注入聚合物微球(质量分数为0.2%～0.3%)32 d。

从施工后的统计数据可以看出，24X516注水井的平均油压从6.8 MPa上升到8.5 MPa,提高了1.7 MPa。对应油井不同程度见效, 其中24XN517井日产油由3 t最高增至4.5 t，该井组已累计增油超过850 t，现场试验取得了较好的效果。

5 结论

1)聚合物微球具有较好的耐温、抗盐吸水膨胀性能。

2)聚合物微球与地层配伍性好，可均匀分散在溶液中；配制溶液黏度低，便于现场施工。

3)聚合物弱冻胶-聚合物微球复合调驱可实现逐级深部封堵，明显改善岩心层内、层间非均质性，使后续注入水发生液流转向，提高岩心的采收率。