不同粒径聚合物微球深部运移和封堵特性对比*

2021-10-20刘义刚李先杰代磊阳朱玥珺薛宝庆刘进祥卢祥国

油田化学 2021年3期

刘义刚，李先杰，代磊阳，朱玥珺，薛宝庆，刘进祥，张楠，卢祥国，何欣

（1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300450；3.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；4.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）

渤海Q 油田是典型大型复杂河流相稠油油田，开发潜力巨大。由于油藏储层具有厚度较大、岩石胶结强度较低、平均渗透率较高、非均质性较强、单井注采强度较高、井网井距较大和原油黏度较高等特点，长期高强度水驱致使储层岩石结构破坏，进一步加剧了油藏非均质性，导致注入水低效无效循环，严重制约水驱开发效果，亟待采取深部液流转向措施［1-3］。在调剖调驱剂研究中，一般采用阻力系数、残余阻力系数和封堵率等参数作为性能评价的指标［4-5］。目前，测定所用岩心通常尺寸较短，无法了解调驱剂在岩心内部的运移和滞留状况，尤其是难以发现和评价端面堵塞［6-8］，因而室内评价结果与矿场生产实际间存在较大差异［9］。实践表明，调剖剂只有运移到油藏深部和发生滞留，才能发挥深部液流转向作用，最终提高原油采收率［10-12］。王业飞、宋考平、侯吉瑞等采用填砂管对调剖调驱剂的性能开展了研究，取得了有意义的认识［6-8］。但必须看出，填砂管与实际油藏孔隙结构间仍存在较大差别。与实际岩心不同，填砂管内充填物石英砂中不含胶结物，造成该充填物内石英砂颗粒为非连续相，孔隙即所充填液体为连续相，因而调驱剂运移和滞留特性受到较大影响，实验结果必然会与实际油藏存在较大差别［13］。本文以渤海Q 油藏地质特征和流体性质等为模拟对象，在具有目标油藏岩石孔隙结构特征的超长岩心上开展了聚合物微球注入、传输运移和滞留特征实验研究，为目标油田实施聚合物微球深部调驱提供了理论和实验依据。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

聚合物微球（主要成分为聚丙烯酰胺凝胶）包括微球A 和微球B，有效含量100%，中海油天津分公司渤海研究院；渤海Q 油田模拟注入水，矿化度2893.7 mg/L，离子组成（单位mg/L）为：Ca2+7.5、石英砂环氧树脂胶结人造岩心［14-16］，宽×高×长=4.5 cm×30 cm×30 cm，岩心压制成型后对其进行割缝和环氧树脂浇铸密封处理，最终得到一个长度为300 cm 的岩心（见图1），水测渗透率（Kw）为1000×10-3μm2。为评价和消除微球注入过程中端面滞留引起压力“虚高”，在距离第一注入口3 cm处另开第二注入口，用于微球注入过程中注入端压力损失测量和注微球后水渗流实验。

图1 岩心实物照片

BT-2003激光粒度仪，丹东百特仪器有限公司；BDS400 型倒置生物显微镜，奥特光学仪器公司；Quanta 450 场发射环境扫描电镜，美国FEI公司；聚合物微球注入能力和传输运移特性实验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65 ℃恒温箱内。

1.2 实验原理

采用注微球后水渗流实验结束时岩心前部压力梯度和后部压力梯度的比值来评价聚合物微球的传输运移能力，定义为：

由于延岩心长度方向各个测压点间位置相同，则有：Δln=Δln+1。因此，

即，β1=Δp21/Δp22，β2=Δp22/Δp23……βn=Δp2n/Δp2（出口）；Δp21=p2（入口）-p2（测压点1），Δp22=p2（测压点1）-p2（测压点2）……Δp2（n+1）=p2（测压点n）-p2（出口）。其中，n—延岩心长度方向上的测压点个数（当n=0 时为入口端）；βn—注微球后水渗流实验结束时岩心第n段压力梯度和岩心第n+1段压力梯度的比值；Δp2（n+1）—注微球后水渗流实验结束时测压点n+1 处与测压点n处的压差；Δln—岩心各测压点间长度；p2—注微球后水渗流实验结束时岩心各测压点处的压力值。

通过岩心各部分的封堵率来评价聚合物微球的封堵效果，其定义为：

由达西公式可得：

因此，η=（Δp''-Δp）/Δp''，即：

η1=（Δp''入口～1-Δp入口～1）/Δp''入口～1，η2=（Δp''1～2-Δp1～2）/Δp''1～2……ηn+1=（Δp''n～出口-Δpn～出口）/Δp''n～出口。其中，η—岩心各部分封堵率；K—注入聚合物微球前岩心水相渗透率；K''—注微球后水渗流实验结束时岩心水相渗透率，入口为第二注入口；μ—流体的黏度；Q—流量；L—岩心长度；A—岩心的截面积。

采用阻力系数Fr和残余阻力系数Frr描述聚合物微球在多孔介质内滞留量的大小。

1.3 实验方法

采用激光粒度仪和倒置生物显微镜测试聚合物微球的水化膨胀性能。聚合物微球注入能力和传输运移特性实验流程参见文献［16］。具体实验步骤为：常温下岩心抽空饱和模拟水，计算孔隙度；油藏温度下水测渗透率，记录各个测压点间压力p0，计算总压差Δp0；将微球溶液从第一注入口注入岩心（1.2 PV），记录各个测压点压力p1，计算各个测压点间压差Δp1，计算各个区间的压力梯度和阻力系数；在油藏温度下岩心放置到第3、5、7 d时分别进行注微球后水渗流实验，直至压力稳定，记录注微球后水渗流实验结束时各个测压点压力p2，计算各个测压点间压差Δp2；计算各阶段压力梯度比和平均封堵率η（（Δp2-Δp0）/Δp2）。注入速度为0.9 mL/min。

2 结果与讨论

2.1 聚合物微球水化膨胀性能

采用注入水配制两种微球溶液（3000 mg/L），微球粒径和粒径分布与水化时间的关系如图2 所示。采用激光粒度仪测定微球A的粒径，采用倒置生物显微镜测量微球B 的粒径。由图2 可见，微球B 的粒径呈现正态分布，粒径分布较窄；初始粒径范围7.10～11.25 μm，粒径中值9.18 μm；水化192 h 的粒径中值为31.40 μm，粒径膨胀倍数为2.42 倍。微球A的粒径同样总体呈现正态分布，与微球B相比，粒径分布较宽，这可能和微球A 的粒径较小，界面能较高，容易聚并有关。微球A 的初始粒径中值为0.59 μm，水化24、72、192 h后分别为0.85、1.68、2.21 μm，粒径膨胀倍数为2.75倍。由图3可见，水化192 h后微球A发生了明显的水化膨胀，粒径范围为1.1～3.8 μm，较小的微球黏附于大的微球。

图2 微球粒径分布与水化时间的关系

图3 微球A水化192 h的扫描电镜照片

2.2 聚合物微球注入端滞留现象

微球注入结束时第一和第二注入口的注入压力和差值如表1所示。尽管两个注入口间的距离仅3 cm，但二者间压差值占到全部注入压力的40%以上，表明注入过程中聚合物微球在注入口端面滞留严重，造成注入压力“虚高”，即端面堵塞。这主要是由于人造岩心为多孔介质，岩心的孔隙结构比较复杂，岩心的孔隙和喉道大小不一（见图4，岩心渗透率约1000×10-3μm2），孔喉半径对渗透率的贡献率（某孔喉半径所能提供的渗透率百分数）呈现正态分布（见图5），且渗透率越小，岩心的孔喉半径越小。另外，聚合物微球的粒径也呈现正态分布（见图2），既粒径大小不一。虽然聚合物微球具有一定的弹性，在一定压力条件下经过挤压能通过比粒径小的孔隙［17］，但是当较大的粒径进入到更小的孔喉处就会卡住，另外两个或多个微球同时卡在一个孔喉处同样难以通过孔喉，从而在岩心端面发生滞留，形成端面堵塞。这与聚合物溶液有所不同，聚合物溶液中聚合物分子为线性结构，即使扫描电镜照片显示其为空间网络结构［18］，这也只是聚合物分子相互缠绕的结果，注入过程中经过剪切较易通过多孔介质，基本不会在岩心端面发生滞留［19］，即使发生端面堵塞，滞留量也非常少。如果在注入之前聚合物凝胶已经发生明显的分子间交联，则在注入过程中会发生明显的滞留。如果未成胶的时候注入，注入过程中发生少量成胶，岩心端面会有少量滞留［6］，压力损失不会太大，通常小于10%。另外，聚合物表面活性剂和支化聚合物等抗盐型聚合物在注入过程中同样会发生端面滞留的现象［20］，产生比较明显的端面堵塞。

表1 各个注入口注入压力对比

图4 岩心孔隙结构扫描电镜照片

图5 岩心孔喉半径与渗透率贡献率的关系

2.3 聚合物微球传输运移能力

各个阶段化学驱和注微球后水渗流实验结束时，岩心各区间压力梯度Δp测试结果见表2，Fr和Frr结果见表3，注入点及各测压点压力与注入量的关系曲线见图6。随距注入端距离增加，各区间压力梯度逐渐降低。微球在岩心各处均发生滞留，其中注入端附近进入的微球粒径较大，浓度较高，导致压力梯度较高；运移到远离注入端区域的微球粒径较小，微球浓度较低，导致压力梯度较小。与微球A相比，相同区域微球B的压力较大，传输运移能力较差。在注微球后第3、5、7 d 水渗流实验过程中，各个测压点注入压力呈“阶梯状”升高。这主要是由于与微球A 相比，微球B 粒径较大，滞留作用较强，附加渗流阻力较大，因此注入压力较高。此外，在微球用量和渗透率相同条件下，与微球A 相比，微球B在注微球后水渗流实验过程中的水化膨胀作用效果更好，产生附加渗流阻力更大，注入压力较高。注微球后水渗流实验阶段的注入压力变化主要取决于两个方面：（1）微球水化膨胀滞留能力增强，导致注入压力升高；（2）微球不断被驱替出导致压力降低。注入压力升高还是降低，主要取决于两者谁起主要作用。另外，微球在岩心中运移还会导致压力波动［21］。随时间增加，微球在岩心内发生水化膨胀［22］，体积增大，封堵作用增强，致使注入端和各测压点压力升高。微球B 的粒径较大，膨胀倍数较大，滞留作用较大；而微球A粒径较小，膨胀倍数有限，滞留能力较弱。但随着距注入端距离增加，二者的压力梯度均逐渐降低，说明微球在不断的向前运移。

表2 各个区间的压力梯度

表3 注入聚合物微球后的阻力系数及残余阻力系数

图6 测压点压力与聚合物微球注入量的关系

总体来说，注微球后水渗流实验过程中，两种聚合物微球的注入压力呈现上升趋势，这与聚合物溶液不同［13］。聚合物溶液长岩心驱替过程中，注微球后水渗流实验阶段的注入压力会逐渐降低。这是由于聚合物溶液中聚合物分子为线性分子，在多孔介质中的滞留能力较弱，随着注聚合物溶液后水渗流实验的进行，聚合物分子逐渐被水驱替出，导致渗流阻力降低，注入压力降低。注微球后续水阶段压力升高的现象与候凝后的分子内交联凝胶体系的类似［13］。分子内交联凝胶注化学剂后水渗流实验阶段压力基本不变或略有上升，主要是凝胶发生了分子内交联后，化学键的作用力较大，凝胶能在多孔介质中发生明显的滞留［23］。

2.4 聚合物微球缓膨和封堵效果

微球注入结束和注微球后水渗流实验结束时，岩心各区间封堵率的计算结果见表4。随岩心区间位置距注入端距离增加，区间封堵率减小。随水化时间延长，区间封堵率增加。与微球A相比，微球B的缓膨效果较好，区间封堵率较大。结合图2、图6和表4 可见，微球在0～3、3～5 d 时的膨胀倍数较大，因此注微球后水渗流实验阶段压力和封堵率增幅均较大；5～7 d时的膨胀倍数较小，加之不断被采出，导致注入压力和封堵率增幅较小。水化7 d 后微球A的第一段封堵率小于5 d后微球A的第一段封堵率，说明随着水驱的不断进行，部分微球已经明显发生了运移，导致第一段封堵率略有降低。另外，随着时间的增加，前部的封堵率增幅明显比后部的封堵率增幅小，也说明聚合物微球在岩心中发生了明显的运移。