Z1型聚合物微球的油藏适应性及调驱效果

刘进祥，代磊阳，李先杰，张晓冉，卢祥国，王斌杰

（1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2. 东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3. 中海石油（中国）有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300450；4. 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028）

渤海Q油田原油黏度高、油藏非均质性较严重，导致水驱过程中开发效果较差、采收率较低，因此急需开展调剖、调驱措施。“颗粒调驱”（即深部调驱颗粒技术）由BP石油公司提出，俄罗斯IFP研究所制备的粒径可调聚合物微球取得了较好的调剖效果［1-4］。Omer等［5-6］研制的一种温度触发、低黏度的膨胀驱油剂，对低渗透油田调剖效果明显。王涛等［7-8］研究了矿化度、温度、时间等条件对微球膨胀的影响规律。姚传进等［9-14］根据孔喉尺度弹性微球调驱技术的封堵原理，分析了弹性微球封堵性能及渗透率级差对改善吸液剖面能力的影响。同时，微球现场应用实验同样取得较好的效果。

本工作以渤海Q油藏地质特征和流体性质等为模拟对象，利用生物显微镜及岩心驱替实验，研究了Z1型聚合物微球在磨口瓶和多孔介质中的膨胀性能及注入性能，并对微球液流转向效果进行了实验研究。

1 实验部分

1.1 实验材料

Z1型聚合物微球：中海石油（中国）有限公司天津分公司。实验用水为渤海Q油田模拟注入水，矿化度2 893.7 mg/L，Ca2+，Mg2+，K++Na+，Cl-，，，离子组成分别为 7.5，75.1，921.7，737.5，12.6，1 077.7，61.6 mg/L。实验用油为渤海Q油田原油与轻烃混合物，65 ℃下黏度为75 mPa·s。石英砂环氧树脂胶结人造岩心［15-16］：根据渤海Q油田的孔渗数据制作。配伍性实验岩心尺寸：直径2.5 cm，长度10 cm；双管并联岩心尺寸：宽4.5 cm，高4.5 cm，长30 cm。

1.2 微球粒径及其分布与时间的关系

采用奥特光学仪器公司BDS400型倒置生物显微镜测试聚合物微球水化膨胀性能［17］。

1.3 微球油藏适应性实验

聚合物微球岩心匹配关系实验设备主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器和中间容器等，除平流泵和手摇泵外，其他部件置于恒温箱内，实验设备、流程见文献［18］。实验温度65 ℃。

注模拟水，记录压力Δp1，并计算水测渗透率；注微球溶液5 PV，记录压力Δp2；切掉岩心注入端长度0.5 cm左右，注微球溶液1 min，记录压力Δp3；水化缓膨192 h后，实施后续水驱4～5 PV，记录后续水稳定压力Δp4。阻力系数表示为FR1和FR2，FR1= Δp2/Δp1，FR2= Δp3/Δp1；残 余 阻力系数表示为FRR，FRR= Δp4/Δp1。封堵率表示为β，β=（Δp3-Δp1）/Δp1，通常认为β不低于40%［19-20］时，具有较好的液流转向效果，本工作确定有效β不低于50%。注入速度为0.9 mL/min。

1.4 微球液流转向效果实验

模型饱和水，然后在65 ℃下饱和模拟油，计算含油饱和度，老化24 h；在65 ℃下并联岩心，水驱到含水率98%，获得水驱采收率；注入聚合物微球0.2 PV，水化缓膨192 h，后续水驱到含水率98%，计算最终采收率。注入速度1.2 mL/min，时间间隔30 min，记录注入压力，分别收集采出液，计算分流率、含水率和采收率，绘制相关特征曲线。

2 结果与讨论

2.1 微球粒径及其分布与水化缓膨时间的关系

图1为微球粒径与水化缓膨时间的关系。由图1可知，微球外观呈球形，随时间延长粒径逐渐增大。图2为微球粒径分布及粒径中值与水化缓膨时间的关系。由图2可知，微球粒径呈现正态分布，粒径分布较窄。初始粒径主要集中在1.80～5.80 μm范围内，粒径中值为3.80 μm；水化缓膨192 h后，微球粒径在9.80～20.80 μm范围内分布较集中，粒径中值为28.02 μm。粒径膨胀倍数为6.37。结合图1和图2可知，微球水化膨胀呈先快后慢趋势，这主要是因为聚合物微球水化膨胀效果主要取决于微球分子溶胀性能，而微球溶胀性能又取决于聚合物性质和交联程度等因素［21］，微球的主链或侧链上含有酰胺基、磺酸基和羧基，这些官能团都具有强烈的亲水性，这些基团能够与水分子形成氢键，从而产生较强的溶剂化作用，微球内部聚合物分子不断伸展，分子间作用力减弱，更多的亲水基团发生溶剂化作用，微球的膨胀不断进行，当亲水基团溶剂化作用趋于饱和则吸水膨胀速率变慢，并最终达到平衡［22］，此时微球停止膨胀。

2.2 微球油藏适应性

表1为岩心渗透率（K）、FR1和FR2、FRR及β数据。由表1可知，在K相同或相近情况下，随微球注入浓度（cp）增加，FR1和FR2、FRR及β均增大。随cp增加，微球在多孔介质内滞留量增加，附加渗流阻力增大；在cp不变情况下，随K降低，FR1和FR2增加。随K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，FR1和FR2降低。对比FR1和FR2发现，微球在岩心注入端面滞留现象较严重，这导致FR1和FR2出现虚高现象，且K越低二者差值（FR1-FR2）越大。这主要是因为随着K的增加，注入岩心内部的微球数量越多，在端面的滞留量越小，端面效应越弱。在相同K条件下，随cp增加，FR1-FR2越大，端面效应越严重。这主要是因为，聚合物微球呈现正态分布（见图2），其中粒径较小的微球可顺利进入岩心内部，而粒径较大者易滞留在岩心端面，且cp越高，大粒径微球数量越多，端面效应越严重。

图1 微球粒径与水化缓膨时间的关系Fig.1 The relationship between microsphere size and hydration time.

图2 微球粒径分布（a）及粒径中值（b）与水化缓膨时间的关系Fig.2 Relationship between particle size distribution(a) and median particle size(b) of microspheres and hydration time.

图3为注入压力与PV数关系。由图3可知，cp和K对注入压力升高趋势存在影响。微球注入阶段，K较小时，随着PV数的增加，注入压力一直升高；K较大时，注入压力先升高后趋于平稳，即当岩心孔喉尺寸与微球粒径匹配关系较好时，注入压力呈现“升高、平稳”趋势，否则压力一直上升。通过观测注入压力升高趋势就可确定岩心孔喉尺寸与微球粒径和浓度匹配关系，确定微球溶液可进入岩心的最低渗透率（极限渗透率）［23］。因此，确定微球溶液可进入岩心的极限渗透率约为200×10-3μm2。

表1 K、FR1和FR2、FRR及βTable 1 Permeability(K)，resistance coefficient(FR1，FR2)，residual resistance coefficient(FRR) and plugging rate(β)

图3 注入压力与PV数关系Fig.3 The relationship between injection pressure and pore volume(PV).

人造岩心压汞测试确定了平均喉道半径与K的关系。通过回归可得到平均喉道半径（x）与水测渗透率（y）的关系，见式（1）。

依据三球架桥理论可知，固体颗粒能否堵塞孔喉的规律［24-26］为：1）粒径不小于1/3倍孔径，颗粒将堵塞在岩心端面；2）粒径在1/3～1/7倍孔径之间，颗粒能够进入岩心内部，但会在孔喉处发生捕集，产生桥堵，从而在岩心内部发生封堵作用；3）粒径小于1/7倍孔径，颗粒可自由通过岩心，不发生堵塞。

上述确定的微球能够进入岩心的极限渗透率约为200×10-3μm2，最终确定微球能通过的平均喉道直 径（DA）为10.70 μm，DM/DA= 3.80/10.70 = 0.36（DM为微球平均粒径）。当K= 200×10-3μm2时，微球DM/DA基本接近1/3倍，因此能够进入到岩心深部，而不会在岩心端面形成“滤饼”，即不产生端面效应或端面效应较弱。当微球缓膨7 d后，微球粒径中值接近28 μm。当K= 200×10-3μm2时，微球的DM/DA= 28/10.70 = 2.62，大于2/3，β大于79%；当K= 1 800×10-3μm2时，微球的DM/DA=28/34.22 = 0.82，0.82略大于2/3，但膨胀后的微球为柔性颗粒，变形能力更强，因此对于K不低于1 800×10-3μm2的岩心β明显变差，难以具有良好的封堵效果。

2.3 微球调驱效果及其影响因素

在双管并联岩心模型上开展微球驱替实验，采收率实验结果见表2。图4为注入压力、含水率、采收率和分流率与PV数关系。由表2和图4可知，在水驱阶段，随注入PV数增加，采收率增加，含油饱和度、油相渗透率和渗流阻力减小，注入压力降低。与低渗透层相比，由于高渗层启动压力较低，吸液压差和吸液量较大，含油饱和度和渗流阻力降幅较大，因而分流率逐渐增加。在微球溶液注入阶段，随注入PV数增加，由于微球优先进入启动压力较低的高渗透层并发生滞留，致使渗流阻力即吸液启动压力增加，吸液压差和吸液量减少，同时引起注入压力升高（保持注入速度恒定）。随注入压力升高，低渗透层吸液压差和吸液量增加，分流率增加。随低渗透层吸入微球量增加，启动压力大幅度升高，吸液压差和吸液量呈现减小趋势。在后续水驱阶段，由于前期进入岩心孔隙内的部分微球被驱替采出以及油相饱和度进一步降低，总体渗流阻力减小，因而注入压力呈现下降态势。与低渗透层相比较，由于高渗透岩心渗流阻力减小幅度较大，因而吸液压差和吸液量增加幅度较大，因而分流率呈现升高趋势。对比分析可知，cp越高，微球注入阶段压力增幅越大，含水率降幅越大，采收率增幅越大。结合表1可知，5 000 mg/L微球缓膨后β最高，3 000 mg/L次之，1 000 mg/L最小，即cp=5 000 mg/L时微球在高渗透层滞留量较大，封堵效果较好，因此该方案采收率增幅较大。由表2还可知，微球调驱过程中，不仅低渗层采收率有所增加，高渗层采收率增幅同样较大，这主要是因为注入聚合物微球过程中，微球首先会进入水流优势通道（即高渗层），沿着渗流阻力小的方向不断向前运移，当微球进入孔隙喉道后，会通过堆积封堵或架桥封堵的方式封堵这些孔隙喉道，使得注入压力升高，迫使后续注入水转向未被波及的含油区域（低渗层或高渗层中含油饱和度较高区域），注入水流入小孔道和渗流阻力大的区域［27］，将其中原油不断驱替出来，这些剩余油会在大孔道汇聚成较大的油流，有效地提高了注入水波及系数。微球具有一定弹性形变能力，当被封堵的孔隙喉道前的压力增至一定值时，微球由于受到挤压作用，便会像“变形虫”一样突破孔隙喉道，此时会在孔隙喉道和周围岩石之间形成一定的负压，注入水会携带剩余油快速通过细小孔隙喉道，微球在通过孔隙喉道后会恢复形态，继续向前运移，表现出“封堵—运移—再封堵—再运移……”的特性［28］，因此能够有效动用高渗层内剩余油，进而达到扩大波及体积和提高采收率的目的。

表2 采收率实验数据Table 2 Recovery rate experimental data

图4 注入压力、含水率、采收率和分流率与PV数关系Fig.4 Relationship between injection pressure，water content，recovery rate，diversion rate and PV.

3 结论

1）在渤海Q油田油藏条件下，Z1型聚合物微球初始粒径为3.80 μm，水化缓膨192 h后增长到28.02 μm，粒径膨胀了6.37倍，具有良好的水化膨胀效果。

2）随cp的增加，FRR和β逐渐增大，但增幅较小；随K的增加，FRR和β先增大后减小。微球注入过程中存在端面效应，且K越低，端面效应越严重。

3）Z1型聚合物微球的极限渗透率为200×10-3μm2，在K= 200×10-3μm2条件下，缓膨7 d后β最大，可达79%以上；K在（200～1 400）×10-3μm2时具有较好封堵效果；K增大到1 800×10-3μm2时封堵效果变差。针对于K更高的高渗层，必须辅以凝胶等具有更大强度的封堵剂进行封堵才能取得更好的调剖调驱效果。

4）在非均质油藏中，聚合物微球主要进入高渗层，缓膨后滞留能力进一步增强，液流转向作用进一步增强，且浓度越高，封堵作用越强，液流转向效果越好，低渗透层采收率增幅越大。而且驱替过程中，微球会不断向前移动，从而产生微观调驱，从而降低高渗层的含油饱和度，提高高渗层的采收率，且浓度越高，效果越好。