聚合物微球在延長油田特低滲油藏的研究與應用

李桂峰

（中國石化中原油田分公司采油二廠，河南范縣 457532）

調剖劑大致可分為六大類：凍膠類、顆粒類、樹脂類、沉淀類、泡沫、其他類調剖劑（聚硅體和疏水締合體）[1-2]。影響調剖效果的制約因素較多，大多只能封堵水井附近地帶，不能深入地層，所起的作用非常有限，無法實現深部立體調剖[3-4]，且大多數調剖都在砂巖地層中進行，而對于裂縫以及雙重介質油藏的調剖研究較少[5]。

延長油田為典型的低孔特低滲儲層，滲透率一般為0.010～0.100 μm2，開采難度大[6-7]。因此，針對延長油田低滲油藏雙重介質條件，利用微球“注得進、堵得住、能移動”的特點，通過捕集、變形、運移、再捕集、再變形、再運移起到深部調驅作用，實現注入水微觀轉向，逐步調控優勢流場，進一步擴大注入水波及體積，從而提高采收率[8-11]。通過微球影響因素及封堵及驅油性能評價，并開展現場試驗，對同類型油藏開發、提高最終采收率具有指導作用和參考價值。

1 微球制備

原料：工業品丙烯酰胺（AM）、N，N-亞甲基二丙烯酰胺（Bis-A）和失水山梨醇單油酸酯（Span-80），液體石蠟，環己烷，過硫酸鉀（KPS），氯化鈉（NaCl），去離子水。

室溫下，在裝有溫度計、攪拌器、冷凝回流裝置的三口瓶中加入預定量的分散劑和一定量的環己烷或液體石蠟，控制攪拌速度，攪拌混合均勻。將預定量的單體AM，交聯劑Bis-A溶解在去離子水中，待其溶解完全后加入預定量的引發劑，攪拌至引發劑完全溶解，將混合液加入三口瓶中，將其置于恒溫水浴鍋中升溫至預定溫度，反應至預定時間后，撤去加熱裝置，冷卻至室溫，即得產物微球。

2 微球影響因素

2.1 攪拌速度

固定各組分用量不變，采用不同的攪拌轉速分別進行聚合反應。圖1為攪拌速度對微球平均粒徑的影響，可以看出，當攪拌轉速為150～350 r/min時，隨著攪拌轉速的增大，微球粒徑呈現明顯減小的趨勢，這是因為隨著攪拌轉速的增大，剪切作用增強，單體液滴被進一步分散成更小的液滴，根據懸浮聚合的機理，液滴的大小決定最終粒徑大小，因而，微球的平均粒徑減??；當攪拌轉速超過300 r/min時，隨著攪拌轉速的增大，單體液滴不能進一步減小，微球粒徑減小的速度變慢。此外，攪拌轉速較低時，小液滴間相互聚集的幾率增加，表現為微球粒徑分布的不均勻性。采用光學顯微鏡和掃描電子顯微鏡，觀察不同攪拌轉速下微球形態、粒徑大小，顯示隨著攪拌速度的增大，微球平均粒徑減小，粒徑分布趨于均勻。

圖1 攪拌速度對微球平均粒徑的影響

2.2 反應溫度

制備微球時，燒瓶壁上粘附大量凝膠，其粘附凝膠量與反應溫度有關系（表1）?？梢钥闯?，聚合反應小于溫度50 ℃時，燒瓶壁上無粘附凝膠，幾乎無微球生成，這是由于溫度較低時，引發劑分解緩慢，單體丙烯酰胺還未發生聚合；隨著反應溫度的升高，體系中開始有微球產生，燒瓶壁上的凝膠量逐漸增多；當反應溫度達到80 ℃時，反應1 h后，燒瓶壁上粘附了大量凝膠。因此，為減少燒瓶壁上粘附凝膠量而得到更多的微球，體系反應溫度控制在60 ℃～70 ℃，且反應時間不能過長，否則燒瓶壁上粘附凝膠量將隨時間延長而增加。另外，單體丙烯酰胺反應活性強，聚合反應速率快，短時間內可釋放出大量的聚合熱，引起體系溫度急劇升高，對體系的穩定性也有影響。

2.3 交聯劑用量

改變配方中交聯劑的用量（分別占單體的0.1%，0.2%，0.5%，1.0%，2.0%），得到具有不同交聯度的微球。取1 mL產物微球置于帶有刻度的試管中，加入適量的去離子水，觀察產物體積隨時間變化情況（圖2）。從圖中可以看出，在一定范圍內，隨著體系中交聯劑用量的增加，微球吸水溶脹倍率先增大后減小。當交聯劑用量為單體的0.2%時，微球吸水速率和吸水溶脹倍率達最大值，這是由于當交聯劑用量較低時，微球的交聯網絡結構還不夠完善，部分聚丙烯酰胺大分子鏈遇水后溶于水，故微球吸水倍率增大；當交聯劑用量增加到一定程度后，微球的交聯網絡結構已基本完善，增加交聯劑的用量，微球吸水倍率不會增大，反而導致體系的交聯密度增大，交聯網絡擴張受阻。故在一定范圍內，隨體系中交聯劑用量的增加，吸水倍率出現先增大后減小的現象，因此，最佳交聯比為0.1%～0.5%。交聯比越小，微球結構越松散，微球的溶脹倍數越大。核孔膜實驗表明，粒徑適中、變形性較好的微球封堵能力強。

2.4 水解度

微球的水化膨脹，主要是AM單體中的CONH2基團水解成COOH基團，從圖3可以看出，當CONH2基團摩爾比0.01時，微球體積膨脹6.93倍；當CONH2基團摩爾比0.09時，微球體積膨脹40.09倍。因此，CONH2基團摩爾比越高，微球體積膨脹倍數越大。

圖3 微球水化后膨脹倍數

3 微球性能室內實驗評價

3.1 封堵性能

（1）實驗原料。巖心充填砂為河北承德河砂（篩分），主要粒徑 20～40、40～60、60～80、80～100、100～120、120～160目，實驗用水為目標區塊產出水，微球，試劑石油醚、丙酮、乙醇等。

（2）實驗模型。柱狀巖心管，尺寸φ25 mm×50 cm，巖心滲透率 1.200 μm2，測壓點P注、P1、P2、P34個點，點P1、P2、P3將巖心管等分成4段。

（3）實驗主要儀器設備。多功能巖心驅替裝置主要有：平流泵、真空泵、巖心模型管、回壓控制系統、壓力計量系統、恒溫系統、抽空飽和系統，壓力數據自動采集系統等，其中，溫度控制精度±1 ℃，分析天平感量±0.0l g，離心機0～5000 r/min；玻璃儀器有試管、量筒、燒杯等。

（4）實驗主要步驟。①按照滲透率要求填制巖心管模型；②巖心先稱干重，抽空飽和地層水后再稱濕重，然后測孔隙體積，計算孔隙度；③進行水相滲透率測定，根據達西定律計算滲透率；④將巖心模型接入實驗流程（圖4），進行水驅；⑤將0.5 PV微球（注入濃度3000 mg/L）注入巖心模型后，轉后續水驅至壓力平穩，實驗結束。

圖4 巖心驅替實驗流程

（5）實驗結果及分析。注入濃度3000 mg/L微球后，后續水驅壓力上升幅度較大（圖5），表明微球有效地封堵了部分孔道，減小了有效過留端面面積，提高了水驅注入壓力，達到調驅目的。計算巖心封堵率和殘余阻力系數得到，后續水驅1.0 PV時，封堵率 79.60%，殘余阻力系數 4.97；后續水驅 5.0 PV時，封堵率85.60%，殘余阻力系數7.02；后續水驅10.0 PV時，封堵率80.74%，殘余阻力系數5.24，可見微球在0.129 μm2的巖心上，產生良好的封堵性能。

圖5 注入濃度3000 mg/L微球壓力分布曲線

3.2 驅油性能

（1）實驗材料、儀器、步驟。與封堵性能評價實驗類似，采用標準驅油實驗流程飽和水、飽和油、老化、水驅至含水98.0%以后注入0.5 PV微球；在油藏溫度下恒溫24 h，轉后續水驅至含水大于98.0%，結束實驗。

（2）實驗結果及分析。從采收率和含水率變化曲線來看（圖6），注入復合封堵段塞后，含水率從95.0%下降至66.2%，最大下降幅度28.8%；最終采收率69.5%，提高22.7%。后續水驅3.0 PV時，復合體系在0.106 μm2的巖心上，封堵率為92.45%，殘余阻力系數為12.13。

4 礦場試驗

試驗區長2油層埋藏深度相對較淺，埋深788～1106 m，油層組平均地層溫度36 ℃，平均原始地層壓力9.00 MPa，原油密度為0.865 g/cm3，黏度17.69×103mPa·s，飽和壓力0.71 MPa。

圖6 注微球后含水率、采收率分布曲線

2015年9月，采用PI（壓力指數）決策技術在試驗區優選了 7口注入井[12]，用攪拌法制備的聚合物微球進行調剖。以王82井為例，2015年9月至11月，油壓由3.00 MPa上升至6.40 MPa左，累計注入微球調驅劑587.00 m3，調剖前PI值0.07 MPa，調剖后PI值上升至4.02 MPa，水井指標明顯改善，油井增油615.90 t，投入產出比1.00∶1.21。對應生產井王82-2井調剖前日產液3.38 m3，日產油1.58 t，調剖后日產液4.32 m3，日產油1.79 t，呈現出產液量和產油量均增加趨勢，含水穩定，調剖半年累計增油238.90 t。

5 結論與認識

（1）隨著攪拌轉速的提高，微球粒徑呈現明顯減小的趨勢，當攪拌轉速大于300 r/min時，增大攪拌轉速，難以使單體液滴進一步減小，微球粒徑無明顯減小趨勢，粒徑分布趨于均勻。

（2）實驗中應控制反應時間及溫度，當溫度較低時，不能形成大量的微球，隨反應溫度的升高，反應時間的增加，微球量及燒瓶壁上粘附的凝膠也隨之增多。

（3）在一定范圍內，隨著體系中交聯劑用量的增加，微球吸水溶脹倍率先增大后減小；微球中CONH2基團摩爾比越高，微球體積膨脹倍數越大。

（4）注入微球濃度3000 mg/L，注入倍數0.5 PV后，后續水驅壓力上升，含水率最大下降28.8%，采收率提高22.7%，產生了良好的封堵能力。