微球/高效驅油劑復合驅油體系增油效果及作用機理

鮑文博，盧祥國，劉義剛，李彥閱，張云寶，，鄶婧文

（1. 東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；

2. 中海石油（中國）有限公司 渤海石油研究院，天津 300452）

隨著海上油田進入注水開發中后期，油田含水率不斷升高，儲層非均質性愈加嚴重，儲層地質特性也越復雜多樣，剩余油平面上主要分布在遠離主流線的兩翼部位，縱向上主要分布在遠離注入井的中低滲透層［1-2］。此時單靠調剖難以有效動用剩余油，因此調驅復合體系受到廣泛關注。聚合物微球作為一種新型深部調剖劑，克服了傳統調剖劑有效期短的問題，微球通過水化膨脹形成封堵，同時可在壓力升高時通過變形進行深部運移，進而實現逐級封堵作用［3-6］。高效驅油劑可降低油水界面張力，形成乳狀液，降低原油黏度從而提高洗油效率［7-8］。因此聚合物微球與高效驅油劑復合體系可充分發揮二者的協同效應，既擴大波及體積，也提高洗油效率。

目前，對于調驅體系提高采收率多采用層內非均質巖心或并聯巖心的方法進行評價。劉文輝等［9］采用并聯高低滲巖心的方法評價了一種聚合物微球/表面活性劑復合調驅體系注入方式對增油效果的影響。雷錫岳等［10］采用雙管和三管并聯巖心的方式對復合相調驅體系提高采收率效果進行了研究。安志杰［11］采用雙管并聯巖心對聚合物微球/表面活性劑復合調驅體系的注入參數進行了優化。常規層內非均質巖心只能計量進出口端的注入量和采出量，無法得知各小層的吸液與產液情況，因此無法深度研究調驅體系的作用機理。而并聯巖心雖能呈現各層吸液產液情況，但無法反應層間的流體交滲情況，對模擬層內非均質地層仍有差距。因此上述兩種方式均不能有效模擬層內非均質性，也就不能深入研究調驅劑的作用機理。

本工作以渤海油藏地質和流體為模擬對象，建立了層內非均質巖心“分注分采”的實驗方法，利用SEM、粒徑分布、界面張力測試等方法評價了聚合物微球APS/高效驅油劑H1 復合體系的增油效果，分析了該復合體系的驅油機理。

1 實驗部分

1.1 原料

聚合物微球APS：自制；高效驅油劑H1：中海石油天津分公司渤海研究院；實驗用油：煤油與目標儲層脫氣原油按固定比例配制而成，黏度分別為17 mPa·s 和200 mPa·s；實驗用水：QHD32-6 油田模擬注入水，水質分析見表1。

表1 水質分析Table 1 Water quality analysis

實驗用巖心為石英砂環氧樹脂膠結層內非均質巖心［12-13］，結構見圖1。從圖1 可看出，巖心幾何尺寸為6.0 cm×4.5 cm×30 cm，具備“分注分采”功能，可以監測吸液和產液剖面，巖心滲透率（Kg）為300×10-3μm2和900×10-3μm2。

圖1 巖心結構示意圖Fig.1 Diagram of core structure.

1.2 實驗方法

1.2.1 性能表征

采用QHD32-6 油田模擬注入水配制3 000 mg/L APS 溶液，置于65 ℃保溫箱中，定期取樣，采用奧特光學儀器公司BDS400 型倒置生物顯微鏡測試粒徑；采用FEI 公司Quanta FEG450 型場發射掃描電子顯微鏡觀察微球形貌；采用科諾公司TX-500C 型旋滴界面張力儀測試H1 的界面張力。

界面張力測試：將不同濃度的H1 溶液用5 mL注射器緩緩注滿離心管，并防止注入氣泡；將已注好外相液體的離心管管口向下傾斜10°～20°，用微注射器針頭插入H1 溶液中，擠出約0.5 mL 油滴，迅速撤出針頭，并使離心管保持水平，以防油滴移向離心管底部或管口，二者密度差為?ρ；將離心管裝入旋轉軸內，旋緊壓緊帽，調節離心管水平，使管中油滴穩定，位于視窗中心位置；選取合適轉速（ω），測量油滴的長度（L）和寬度（D），使L/D ≥4，利用公式γ=0.25ω2D3?ρ 自動計算界面張力（γ）。

1.2.2 增油效果

采用巖心驅替實驗裝置測試調驅劑增油降水效果。實驗設備和流程見圖2。

1.3 方案設計

實驗方案為水驅至含水80%+調驅+后續水驅至98%，調驅階段實驗方案見表2。其中，H1質量濃度為1 000 mg/L，APS 質量濃度為3 000 mg/L，方案1-2 和1-5 為APS 和H1 前后 段塞注入，方案1-3 和1-6 為APS 和H1 混合后同時注入。

圖2 分注分采巖心實驗設備和流程示意圖Fig.2 Diagram of test equipment and procedure for separate injection and separate production core.

表2 實驗方案Table 2 Experimental scheme

2 結果與討論

2.1 性能表征

2.1.1 微球粒徑

APS 微球的粒徑分布與水化時間關系見圖3。從圖3 可看出，微球的初始粒徑大多在2 ～6 μm范圍，中值為2 μm 左右；水化240 h 后，顆粒最大粒徑為38.7 μm。最終粒徑中值為18 μm 左右，膨脹倍數大于8，這有利于封堵儲層中的大孔道，增加高滲層滲流阻力，從而實現液流轉向，擴大波及體積［14-15］。

圖3 APS 微球粒徑分布與時間關系Fig.3 Relationship between particle size distribution of APS microspheres and time.

2.1.2 微球結構表征

APS 微球的SEM 照片見圖4。從圖4 可看出，APS 微球外觀清晰，呈不規則球形，微觀粒徑尺寸為納米級。

2.1.3 界面張力

采用注入水配制不同質量濃度的H1 溶液，它們與原油間的界面張力見表3。從表3 可看出，隨H1 質量濃度的增大，H1 與原油間的界面張力呈下降趨勢。較低的界面張力可使油水形成乳狀液，降低原油黏度，從而提高驅油劑的洗油效率。但當H1 質量濃度超過1 000 mg/L 后，界面張力降幅減小，因此選取H1 質量濃度為1 000 mg/L。

圖4 微球SEM 照片Fig.4 SEM image of APS.

表3 H1 溶液與原油間的界面張力Table 3 Interfacial tension between H1 solution and crude oil

2.2 增油效果

2.2.1 原油黏度17 mPa·s 時的增油效果

原油黏度17 mPa·s 時，在具備“分注分采”功能層內非均質巖心上開展驅替實驗，采收率結果見表4，實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV 數關系見圖5。從表4 以及圖5 可以看出，與其他兩種調驅方式相比，APS/H1 復合體系提高采收率幅度較高，可提高采收率25.8 百分點。在調驅劑注入階段，方案1-1 和1-3 注入壓力呈逐漸下降趨勢，對于方案1-2，APS 注入階段注入壓力出現短暫升高，之后隨著H1 注入，注入壓力又呈下降趨勢，這表明H1 乳化降黏減小滲流阻力的作用較大。復合體系中H1 可更好地攜帶APS 進入巖心，發揮調驅作用。在后續水驅階段，方案1-3 即APS/H1復合體系注入壓力最高。提高采收率機理認為，增加中低滲透層吸液壓差可擴大波及體積，進而提高采收率，故APS/H1 復合體系調驅增油效果較好［16］。

表4 原油黏度17 mPa·s 時的采收率Table 4 Recovery rate at oil viscosity 17 mPa·s

圖5 原油黏度17 mPa·s 時注入壓力（a）、含水率（b）和采收率（c）與PV 數關系Fig.5 The relationship between injection pressure(a)，water content(b)，recovery rate(c) and PV number at oil viscosity 17 mPa·s.■ 1-1；▲ 1-2；● 1-3

實驗過程中巖心入口和出口端小層分流率與注入PV 數關系見圖6。從圖6 可看出，調驅劑類型和段塞組合方式對巖心吸液剖面（巖心入口分流率）存在較大影響，但對產液剖面（出口端分流率）影響不大。三種調驅劑注入方式的入口分流率存在較大差異，入口分流率變化幅度順序為：H1>APS/H1 復合體系>APS+H1 組合注入方式。動態特征和機理分析認為，由于H1 自身不具備滯留增加滲流阻力的能力，加之乳化降黏作用，它注入期間壓力較低（見圖5），對應高滲層入口分流率略有升高。隨后續水驅進行，高滲層中H1 與剩余油乳化作用所形成水包油（O/W）乳狀液增多，“賈敏效應”增加滲流阻力作用增強，同時低滲層中進入的少量H1 隨后續水驅進行逐漸發揮乳化降黏效果，使低滲層入口附近剩余油飽和度及滲流阻力降低。因此在二者雙重作用下，H1 的后續水驅階段入口分流率表現為大幅變化。與此同時，巖心出口分流率未見明顯變化，且采收率增幅較小，表明H1 擴大波及體積效果較差。由此可推斷，H1 致使巖心入口附近區域剩余油飽和度大幅降低，高、低滲透層間滲流阻力明顯減小，連通性明顯提高，致使進入低滲透層的后續水很快繞流回到高滲透層，并未對低滲層形成有效的驅替，此時采收率增幅主要來自H1 提高高滲層洗油效率。

圖6 原油黏度17 mPa·s 時入口分流率（a）和出口分流率（b）與PV 數關系Fig.6 The relationship between entrance shunt rate(a)，outlet shunt rate(b) and PV number at oil viscosity 17 mPa·s.■ 1-1；▲ 1-2；● 1-3

APS+H1 組合注入方式的巖心入口分流率幾乎未發生變化。分析認為在組合實施過程中，壓力隨APS 微球的注入不斷升高，增加了低滲層的吸液壓差和微球的吸液量，因此增大了低滲透層滲流阻力，導致后續H1 吸入壓差和吸液量減小，致使巖心入口端附近區域高、低滲透層間含油飽和度未能大幅減小。后續水驅過程中，水化膨脹后的APS微球進一步增加低滲層滲流阻力，使后續水驅中難以動用低滲層，因此高滲層吸液率近乎100%。此時APS 和H1 的協同作用主要是對高滲層中剩余油進一步驅替，因此最終采收率增幅大于單獨注入H1。

2.2.2 原油黏度200 mPa·s 時的增油效果

原油黏度200 mPa·s 時，在具備“分注分采”功能層內非均質巖心上開展驅替實驗，采收率見表5，實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV 數關系對比見圖7。從表5 和圖7 可看出，在原油黏度200 mPa·s 時，APS/H1 復合體系采收率增幅遠大于APS+H1 段塞組合注入方式。這可能因為，原油黏度較高時，滲流阻力較大，剩余油飽和度較大，加之APS 微球水化膨脹，使APS/H1復合體系后續水驅時壓力及升幅較高，呈波動式上升，有利于APS 微球變形通過孔喉向深部運移，發揮深部調驅作用，因此最終采收率增幅較大。

表5 原油黏度200 mPa·s 時的采收率Table 5 Recovery rate at oil viscosity 200 mPa·s

實驗過程中巖心入口和出口端小層分流率與注入PV 數關系見圖8。對比圖6 和圖8 可看出，200 mPa·s 下H1 對入口分流率影響最大（高滲層分流率下降幅度最大），同時壓力降幅也最大，說明H1 對高黏度原油的降黏減阻效果較顯著。對于APS/H1 復合體系，H1 減弱了APS 微球對低滲層的傷害，使后續水驅過程中低滲層吸液壓差增大，避免了APS+H1 段塞組合注入方式出現的后續水驅難以啟動低滲層的情況。除此以外，在后續水驅過程中H1 通過高洗油效率保證高滲層中微球逐漸向深部運移，擴大波及體積，進一步動用低滲層，這也是單獨注入H1 入口分流率迅速變化，而APS/H1 復合體系入口分流率逐漸降低的原因。因此APS/H1 復合體系后續水擴大波及體積效果更好，尤其在高原油黏度下，一方面滲流阻力增加，壓力升幅高，有利于微球深部運移，另一方面H1 降黏減阻效果顯著，增大低滲層后續水驅時吸液壓差，使擴大波及體積效果更好， 因此采收率增幅較大。

圖7 原油黏度200 mPa·s 時注入壓力（a）、含水率（b）和采收率（c）與PV 數關系Fig.7 The relationship between injection pressure(a)，water content(b)，recovery rate(c) and PV number at oil viscosity 200 mPa·s.■ 1-4； ▲ 1-5； ● 1-6

圖8 原油黏度200 mPa·s 時入口分流率（a）和出口分流率（b）與PV 數關系Fig.8 The relationship between entrance shunt rate(a)，outlet shunt rate(b) and PV number at oil viscosity 200 mPa·s.■ 1-4； ▲ 1-5； ● 1-6

3 結論

1）APS 微球水化240 h 后膨脹倍數超過8 倍，H1 質量濃度為1 000 mg/L 時，界面張力為9.15×10-2mN/m，二者性能優異，可組成APS/H1 復合體系，在調驅過程中可充分發揮各自作用，提高采收率。

2）對于層內非均質油藏，單獨注入H1 會在注入端附近區域、高低滲透層間形成低阻滲流通道，致使后續進入低滲透層的驅油劑經該通道返回高滲透層，進而減小后續驅油劑波及效率。

3）APS+H1 組合注入方式在微球注入過程中，容易傷害低滲層，減小后續H1 的吸液量，同時APS 微球水化膨脹后造成低滲層啟動壓力升幅較大，后續水驅難以波及，提高采收率效果一般。

4）APS/H1 復合體系中二者存在協同效應，增油降水效果較好。H1 通過乳化降黏和高效洗油作用大幅降低高滲透層油相飽和度和滲流阻力，確保APS 微球能運移到高滲透深部，而且注入壓力升幅較小，低滲透層吸入APS 微球量較少，啟動壓力升幅隨之減小，后續驅油劑擴大波及體積效果較好，采收率增幅較大。

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