调驱用聚合物微球性能及驱油效果评价

侯典良

（大庆油田第一采油厂 第一油矿，黑龙江 大庆 163318）

随着国内外调驱技术的逐渐发展，聚合物微球体系不断成熟，目前，已在长庆油田、渤海油田等多个国内油田成功应用，并取得了较好的增油效果[1,2]。聚合物微球是一种具有圆球形状、直径在几十纳米到数百微米的聚合物颗粒，属于一种分散型调驱体系（在水中分散，并不会溶解于水中），其主要是利用聚丙烯酰胺单体、乳化剂、交联剂、引发剂等一系列药剂通过交联反应的方式化合而成。由于聚合物微球本身具有良好的亲水性能，遇水后水分子容易进入颗粒内部，从而导致微球颗粒膨胀[3,4]。

相较于传统的聚合物类调驱剂，聚合物微球成本更低，现场配液方面也相对简单，同时更易实现耐高温、耐盐等特性[5]。除此之外，聚合物微球调驱剂的表观粘度较低，注入性更好，更容易运移至油藏深部，在储层深部喉道实现封堵、突破、深入、再封堵的过程，不断改变后续水液流方向，使后续水能够作用至低渗孔道的残余油，达到改善注水剖面，扩大波及体积，提高采收率的目的[6-8]。

1 实验部分

1.1 材料及仪器

根据D 油田注入水离子组成表配制实验用水，相关药剂均为分析纯，由国药集团化学试剂有限公司生产。

表1 注入水离子组成Tab.1 Ion composition of implanted water

实验药剂 M 型聚合物微球（有效含量为55%），粒径为0.3～1μm。

实验用油 D 油田原油，60℃条件下黏度11.7mPa·s。

实验岩心 封堵性能实验为30cm 均质人造方岩心，具体参数为：30×4.5×4.5cm，渗透率分别为50、100、200、500、1000mD；传输运移能力实验为60cm 均质人造方岩心，具体参数为：60×4.5×4.5cm，渗透率为100mD；驱油效果实验采用双管并联方式，岩心为30cm 均质人造方岩心，具体参数为：30×4.5×4.5cm，渗透率为100、300、600、900mD。

515 型平流泵（美国WATERS公司）；E30-H 型电动搅拌器（OUHIR 公司）；激光粒度分析仪；显微镜；手摇泵；恒温箱；岩心加持器等[9]。

1.2 实验方案及步骤

1.2.1 膨胀性能实验

（1）膨胀天数测试 用注入水配制聚合物微球溶液（配制浓度为1500mg·L-1），放置在60℃恒温箱中。静置不同时间后，使用激光粒度分析仪，测量不同老化时间微球的粒径变化情况。

（2）浓度影响 用注入水配制聚合物微球溶液（配制浓度分别为：500、1000、1500、2000、2500mg·L-1），放置在60℃恒温箱中，使用激光粒度分析仪，测量静置7d 后微球的粒径大小。

1.2.2 封堵性能实验

（1）浓度影响 用注入水配制聚合物微球溶液（配制浓度分别为：500、1000、1500、2000、2500mg·L-1），向100mD 人造方岩心注入0.4PV 聚合物微球溶液，静置7d 后分别进行后续水驱，实验过程中记录相关数据，计算残余阻力系数和封堵率（保持实验温度为60℃）。

（2）渗透率影响 用注入水配制聚合物微球溶液（配制浓度为1500mg·L-1），分别向50、100、300、500、1000mD 人造方岩心注入0.4PV 聚合物微球溶液，静置7d 后分别进行后续水驱，实验过程中记录相关数据，计算残余阻力系数和封堵率（保持实验温度为60℃）。

1.2.3 传输运移能力实验 用注入水配制聚合物微球溶液（配制浓度为1500mg·L-1），向60cm 长岩心注入1PV 聚合物微球溶液。静置7d 后，进行1PV 后续水驱。实验中分别在距离岩心1/3、2/3 处设立两个测压点，实验过程中记录压力数据（保持实验温度为60℃）。

1.2.4 驱油效果实验 采用不同渗透率比例的岩心开展双管并联实验，具体实验方案见表2。

表2 实验方案Tab.2 Exprimental schedule

实验步骤：（1）饱和油；（2）水驱至含水率95%；（3）向岩心内注入0.4PV 微球溶液（配制浓度为1500mg·L-1）；（4）保持实验温度，静置7d 后，后续水驱至采出液含水率达95%，实验完毕。驱替实验期间记录相关数据，实验温度始终保持60℃。

2 结果与讨论

2.1 膨胀性能实验

2.1.1 膨胀天数测试 不同老化时间M 型聚合物微球的粒径变化情况见图1。

图1 粒径膨胀变化曲线Fig.1 Variation curve of particle size expansion

由图1 可以看出，在目标油藏条件下，经过放置后的M 型聚合物微球粒径逐渐膨胀变大，7d 后粒径膨胀至最大，由初始的0.45μm 膨胀至7.78μm，且保持稳定。

2.1.2 浓度对微球膨胀性能的影响 分别用注入水配制不同浓度的M 型聚合物微球溶液，静置7d 后微球的粒径数据见表3。

表3 微球粒径及膨胀倍数Tab.3 Microsphere particle size and expansion ratio

由表3 可以看出，在不同浓度溶液中，粒径膨胀倍数相差不大，表明体系膨胀后的粒径并不会因浓度的改变而有所变化，M 型聚合物微球体系相对稳定。

2.2 封堵性能实验

2.2.1 浓度影响 用注入水配制不同浓度M 型聚合物微球溶液，分别注入相同渗透率的岩心中，封堵率及残余阻力系数结果见表4。

表4 各浓度体系的封堵率变化Tab.4 Blocking rate of each concentration system changes

由表4 可以看出，浓度对M 型聚合物微球体系的封堵效果是有影响的。浓度越大，微球在岩心孔隙内部滞留的微球数量越多，残余阻力系数越大，封堵效果越好。图2 为各浓度体系的封堵率变化趋势。

图2 封堵率变化曲线Fig.2 Variation curve of plugging rate

由图2 可以看出，当浓度大于1500mg·L-1时，封堵率增长的趋势变缓，从经济和封堵效果两方面考虑，针对D 油田储层调驱措施，建议采用1500mg·L-1浓度的M 型聚合物微球溶液。

2.2.2 渗透率影响 用注入水配制浓度1500mg·L-1的M 型聚合物微球溶液，分别注入不同渗透率的岩心中，封堵率及残余阻力系数结果见表5。

表5 封堵率及残余阻力系数Tab.5 Blocking rate and residual resistance coefficent

由表5 可知，渗透率对M 型聚合物微球体系的封堵效果是有影响的。渗透率越小，微球越容易在岩心孔隙内部滞留，残余阻力系数越大，封堵性能越好。

进一步分析认为，岩心渗透率越小，孔隙尺寸相对较小，微球越容易在孔喉架桥形成封堵，封堵率也随之增加。针对50～1000mD 渗透率的岩心，封堵率可达79%以上，表明M 型聚合物微球体系具有较好的封堵效果。

2.3 传输运移能力实验

用注入水配制浓度1500mg·L-1的M 型聚合物微球溶液，注入60cm 岩心中开展传输运移能力实验，实验压力动态特征曲线见图3。

图3 注入压力与PV 的关系Fig.3 Relationship between injection pressure and PV

由图3 可以看出，随着微球的注入，各个测压点先后开始压力上升，表明聚合物微球已运移至3 个测压点处，并均产生了一定程度的封堵，其中测压点距离注入端越近，压力升高幅度越大。

静置7d 后，由于岩心内微球膨胀在孔喉处形成封堵，后续水压力继续升高，当各测压点压力上升到一定程度时，压力便开始产生上下波动，表明聚合物微球在岩心孔喉处开始发生封堵、突破、深入、再封堵的现象，同时也说明M 型聚合物微球体系具有良好的深部运移性能。

2.4 驱油效果实验

采用双管并联实验开展M 型聚合物微球的驱油效果实验，实验相关数据见表6。

表6 驱油效果实验结果Tab.6 Test results of oil flooding effect

由表6 可以看出，在含油饱和度相近及注入段塞尺寸相同的条件下，渗透率极差越大，水驱采收率越小，采收率增幅越大，采收率最大增幅可达16.5%，表明M 型聚合物微球体系可改善吸水剖面，具有较好的增油效果。

进一步分析认为，M 型聚合物微球可有效改善层间和层内非均质性。一方面，微球在注入过程优先进入高渗岩心，并在高渗岩心孔喉滞留，随着微球的逐渐膨胀，高渗通道被封堵，后续水部分液流转向低渗岩心，低渗岩心内部残余油不断被水驱出，采收率增加；另一方面，在高渗岩心内部，微球在岩心孔喉处不断发生封堵、突破、深入、再封堵，水驱液流不断转向，高渗岩心内部未波及到的残余油也逐渐被后续水驱出，增油量进一步增加。

3 结论

M 型聚合物微球在目标油藏条件下，7d 内粒径可膨胀15～16 倍，且膨胀性不受浓度变化。该体系封堵性能受浓度和渗透率的影响，浓度越大，渗透率越小，封堵性能越好。同时该体系在岩心孔喉处可实现封堵、突破、深入、再封堵的原理过程，不断改变水驱液流方向，具有较好的传输运移能力。

M 型聚合物微球针对非均质油藏具有显著的增油效果，非均质性越强，增油效果越好，岩心实验采收率增幅最高可达16.5%。