深部調(diào)驅(qū)用聚合物微球的水化性能及物理模擬研究*

黎 慧，鞠 野，代磊陽，王 楠，劉豐鋼，芶 瑞

（1.中海石油（中國）有限公司 天津分公司，天津 300450；2.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300450；3.西南石油大學 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500）

渤海油田是中國海上的主力油田，注水開發(fā)是渤海油田開發(fā)的主體技術(shù)。但受注入水與原油粘度差異大、地層非均質(zhì)性的影響，油藏水驅(qū)波及系數(shù)低，高滲條帶水竄嚴重，產(chǎn)出液含水率高，水驅(qū)采出程度低[1]。深部調(diào)驅(qū)技術(shù)是高含水非均質(zhì)油藏穩(wěn)油控水的重要技術(shù)。常用的調(diào)驅(qū)體系有泡沫、弱凝膠、凍膠分散體、膠態(tài)分散膠、預(yù)交聯(lián)顆粒和微球[2]。泡沫具有較好的流度控制能力，增加注入壓力，改善吸液剖面，氣液比是影響泡沫綜合性能的重要因素，必須嚴格控制注氣速度和注液速度以獲得較佳性能的泡沫體系，另外，礦場用需要大排量、高壓的注氣設(shè)備，所占空間大，成本較高。弱凝膠、凍膠分散體、膠態(tài)分散膠的共同特征是聚合物體系與交聯(lián)劑在地層中經(jīng)過幾小時到幾天的作用成膠，交聯(lián)劑（特別是高價金屬離子交聯(lián)劑）對環(huán)境的污染大，采出液的后期處理成本高[3,4]。

聚合物微球是粒徑在幾十納米到數(shù)百微米范圍的聚合物圓形分散體，具有高度可修飾性、優(yōu)異滲透性與流動性。聚合物微球深部調(diào)驅(qū)技術(shù)受到廣泛關(guān)注[5]，已經(jīng)在中國的渤海、勝利、大港、長慶、新疆等油田應(yīng)用[6-8]。具有“注得進、堵得住、能移動”的特性，真正實現(xiàn)了“海上在線注入、地層深部調(diào)驅(qū)”。但隨著聚合物微球在油田的應(yīng)用，暴露出了微球水化膨脹時間、膨脹率、粒徑和注入性、封堵性不匹配的難題；同時受一維物理模型限制，室內(nèi)得到的微球大尺寸、高濃度、長段塞的微球調(diào)驅(qū)工藝對現(xiàn)場指導意義不強。因此，在油藏條件下，開展聚合物微球的水化性能及其在大型物模研究十分必要。

1 實驗部分

1.1 材料和儀器

微球原液（愛森（中國）絮凝劑有限公司）。脫水原油混合煤油，制備70℃下黏度為96.5mPa·s的模擬油樣；現(xiàn)場注入水，用微孔濾膜過濾兩次除去機械雜質(zhì)和水不溶物，注入水的離子組成見表1，總礦化度為7403.7mg·L-1。

表1 注入水離子組成Tab.1 Ion composition of the injected water

GT10-2型高速臺式離心機（北京時代北利離心機有限公司）；OLYMPUS-BX41光學顯微鏡（奧林巴斯科學儀器（中國）有限公司）；MS2000型激光粒度分析儀（英國馬爾文有限公司）；Brookfield DV-III型黏度儀（Brookfield博勒飛中國有限公司）；高溫高壓多功能巖心驅(qū)替裝置（常州浩巖儀器科技有限公司）；貝雷巖心；三維物理模型（尺寸350×350×30mm，壓力艙最高耐壓10MPa自制，圖1）。

圖1 定向井注-采井的三維物理模型Fig.1 3D physical model of injection well and production well

1.2 聚合物微球水化性能評價

（1）稱量50g聚合物微球原液，在攪拌狀態(tài)將聚合物微球原液緩慢滴入500g無水乙醇中，持續(xù)攪拌30min；抽濾，獲得的產(chǎn)物在70℃烘箱中烘干，得固體粉末；（2）在攪拌狀態(tài)用注入水配制濃度為2000mg·L-1的微球分散液，然后分成5份平行樣，密封放置于70℃的恒溫箱中水化1、6、14、21、40d；（3）用OLYMPUS-BX41光學顯微鏡測試新鮮配制和不同水化時間的微觀形貌，MS2000型激光粒度分析儀測試聚合物微球的粒徑。

1.3 聚合物微球的物理模擬研究

（1）采用達西實驗及其計算方法測定巖心的水測滲透率；（2）采用單巖心研究聚合物微球在多孔介質(zhì)的運移性及傳播性，記錄驅(qū)替平衡時候的壓差，計算阻力系數(shù)（Ri）、殘余阻力系數(shù)（RK）和封堵率（h）；（3）將巖心分別飽和30%、50%和70%的模擬油，研究不同含油飽和狀態(tài)（注入時機）聚合物微球的注入性及提高原油采收率潛力；（4）采用三維物理模型模擬定向井注、水平井采方式，研究聚合物微球在兩層非均質(zhì)性的深部調(diào)控性能，在高含水條件量化不同注入孔隙體積的聚合物微球提高原油采收率的潛力。

2 結(jié)果與討論

2.1 聚合物微球干粉的微觀形貌與粒徑

聚合物微球呈淡黃色（圖2a所示），固含量為33%，密度約為1.1g·cm-3。聚合物微球干粉的微觀形貌如圖2b所示，聚合物微球干粉形態(tài)呈球形，聚集緊密，粒徑大小不等，微球最大粒徑10μm左右，最小粒徑為幾百納米，聚合物微球在干燥狀態(tài)的中值粒徑約4.2μm。

圖2 聚合物微球干粉（a）與聚合物微球的微觀形態(tài)（b）Fig.2 Powder（a）and micromorphology（b）of polymeric microspheres

2.2 聚合物微球的水化膨脹性能

聚合物微球通過水化效應(yīng)膨脹，用注入水新鮮配制的聚合物微球分散液中聚合物微球的初始水化粒徑分布見圖3a。聚合物微球水化粒徑的分布較寬，這與光學顯微鏡觀察的結(jié)果相一致。聚合物微球初始水化的中值粒徑（MV）15.1μm是干粉中值粒徑的3.6倍，表明聚合物微球的水化作用較強，初始膨脹較快。

圖3 聚合物微球的粒徑分布（a）與在30℃和70℃膨脹倍數(shù)隨時間的變化曲線（b）Fig.3 Size distribution of polymeric microspheres（a）and the swelling degrees of the polymeric microspheres as functions of hydration time at 30℃and 70℃

聚合物微球在室溫（30℃）和油藏溫度（70℃）條件的水化膨脹MV見圖3b。通過測量不同水化時間聚合物微球的MV，可以計算聚合物微球的膨脹倍數(shù)（n=（d1-d0）/d0，其中d0為微球初始平均直徑，d1為膨脹后的平均直徑，n為膨脹倍數(shù)）。結(jié)果顯示，溫度對聚合物微球的膨脹倍率影響大，在室溫溶脹速度較慢，完全膨脹的中值粒徑25.2μm，溶脹倍數(shù)1.67；在70℃水化膨脹速度較快，完全膨脹時間20d左右，中值粒徑達46.1μm，膨脹倍數(shù)3.04。聚合物微球在70℃，不同水化時間的微觀形貌見圖4。

圖4 聚合物微球在不同水化時間的微觀形貌（光學顯微放大400倍）Fig.4 Micromorphology of polymeric microspheres as a function of hydration time,×400

由圖4可見，聚合物微球在水溶液中呈球形，粒徑大小差別較大，隨著水化時間增加，小粒徑和大粒徑的微球同時膨脹變大，水化膨脹20d左右膨脹達到最大，而在后續(xù)水化過程中聚合物微球的粒徑和微觀形貌基本沒有發(fā)生改變，證明聚合物微球在油藏環(huán)境具有優(yōu)異的持水穩(wěn)定性，聚合物微球具備油藏深部調(diào)剖的性能。

聚合物微球是化學交聯(lián)的三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)高分子，存在大量的極性水分子基團，如酰胺基（-CONH2），羧基（-COO-）等，這些基團與水分子形成氫鍵效應(yīng)，宏觀表現(xiàn)為水化膨脹；同時聚合物微球內(nèi)部有許多空腔，能有效地鎖住水分子，保持水化膨脹后的穩(wěn)定性[9]。

2.3 聚合物微球在多孔介質(zhì)的傳播性及封堵性能

為了考察滲透率對聚合物微球注入過程的影響，固定聚合物微球濃度5000mg·L-1，注入速度0.2mL·min-1，注入1.6PV，評價聚合物微球在氣測滲透率分別為5000和8000mD下的注入性及封堵能力。注入壓力隨著聚合物微球注入孔隙體積的變化關(guān)系見圖5。

由圖5（a）可見，注入壓力隨著聚合物微球注入量的增加而逐步提升，證明聚合物微球多孔介質(zhì)中有良好的注入性和傳播性。注入1.6PV的聚合物微球后進行后續(xù)水驅(qū)，壓力進一步提升后保持穩(wěn)定，這表明，聚合物微球能在多孔介質(zhì)中深部運移，實現(xiàn)油藏的深部調(diào)剖。由圖5b可見，發(fā)現(xiàn)聚合物微球注入壓力及后續(xù)水驅(qū)的注入壓力均有所降低，這表明聚合物微球?qū)?yōu)先進入油藏滲透率區(qū)域，從而有效調(diào)整油層吸液剖面，實現(xiàn)非均質(zhì)性的調(diào)控。當聚合物微球的注入壓力及后續(xù)水驅(qū)的注入壓力達到穩(wěn)定，表征聚合物微球注入性和傳播性的阻力系數(shù)（Ri）、非均質(zhì)性調(diào)控的殘余阻力系數(shù)（RK）和封堵率（h）可由下式獲得：

圖5 聚合物微球在氣測滲透率5000mD（a）、8000mD（b）巖心的注入性及傳播性Fig.5 Seepage performance of polymeric microspheres at cores with gas permeabilities of 5000mD and 8000mD

式中 Ri：注入阻力系數(shù)，無因次量；DP1：注入地層水時達到穩(wěn)定時巖心兩端壓力降，MPa；DP2：注入微球體系時巖心兩端壓力降，MPa；RK：殘余阻力系數(shù)，無因次量；h：封堵率，%；DP3：第二次注入地層水時巖心兩端壓力降，MPa。

氣測5000mD巖心的注入阻力系數(shù)1.950、封堵率69.6%，氣測8000mD巖心注入阻力系數(shù)為1.936、封堵率為53.2%，實驗結(jié)果表明，聚合物微球在變化的多孔介質(zhì)中均具有良好的傳播性以及對非均質(zhì)性的調(diào)控能力。

2.4 聚合物微球在不同含油飽和度的注入性及采收率

巖心的基本參數(shù)見表2，不同含油飽和度條件聚合物微球在多孔介質(zhì)的注入性、傳播性及提高采收率潛力見圖6。各區(qū)域的F值均為0.2mL·min-1。

圖6 聚合物微球在不同含油飽和度巖心的注入性及采收率Fig.6 Injected performances and oil recovery efficiencies of polymeric microspheres at cores with different oil saturation

水驅(qū)過程中，隨著壓力上升巖心末端開始出油，采收率曲線隨之上升。隨著注入水的增加，巖心中純油流動區(qū)縮小，油水混合流動區(qū)增加，巖心末端開始見水。巖心見水后，采出液含水率很快上升，見水后壓力下降，采收率上升幅度減緩，一次水驅(qū)結(jié)束時，巖心剩余含油飽和度為30.61%、采收率為59.46%（圖6a），巖心剩余含油飽和度為56.12%、采收率為33.9%（圖6b），巖心剩余含油飽和度為69.76%、采收率為33.9%（圖6c）。含油飽和度75.63%的巖心沒有進行水驅(qū)，直接進行聚合物微球（圖6d）。注入1500mg·L-1的納米微球，注入速度0.2mL·min-1，注入2.1PV。在整個注入過程中，注入壓力上升，隨著巖心兩端壓力差上升，采液油也隨之上升；采出液的含水率出現(xiàn)波動下降趨勢，這是由于微球的運移，在較大孔吼道形成封堵，改善水流通道能力等，在注入微球一段時間后，延緩了含水率的上升。后續(xù)水驅(qū)，以0.2mL·min-1泵入注入水，微球封堵效果使得巖心滲透率降低，二次水驅(qū)壓力開始下降；采收率曲線呈現(xiàn)上升趨勢，但上升幅度有限，該階段含水率已經(jīng)達到95%以上，末端偶爾出油；最終當含水率到達99%時停止實驗。

不同含油飽和度條件聚合物微球的提高采收率情況見表2。含油飽和度30.6%～75.6%條件，2.1PV聚合物微球及后續(xù)水驅(qū)提高采收率為46.9%～77.8%。實驗結(jié)果表明，聚合物微球優(yōu)異的深部調(diào)剖性能及提高采收率潛力。

表2 不同含油飽和度條件聚合物微球的提高采收率Tab.2 Oil recovery efficiencies of polymeric microspheres at different oil saturation

2.5 聚合物微球在定向井注-采井的注入性及采收率

采用雙層非均質(zhì)三維物理模型模擬定向井注-采井（兩注、一采）見表3。研究聚合物微球在水平井的動態(tài)調(diào)剖效果及提高采收率潛力。

表3 雙層非均質(zhì)三維物理模型參數(shù)Tab.3 Physical parameters of 3D heterogeneous model

500mD/1000mD、水平井注-水平井采填砂模型，在產(chǎn)水率90%時注入不同量聚合物微球，產(chǎn)油速度和產(chǎn)水率變化見圖7。

由圖7可見，注入聚合物微球調(diào)剖后，模型產(chǎn)水率明顯下降、產(chǎn)油量明顯增加，注入微球量越大，產(chǎn)水率下降和產(chǎn)油量增加越明顯。當注入0.015PV聚合物微球，模型產(chǎn)水率降低了12.0%，采收率提高了12.2%。非均質(zhì)模型水驅(qū)后高滲帶水突進明顯，注入微球調(diào)堵后高滲區(qū)水突進明顯受到抑制，低滲區(qū)動用狀況明顯改善。注入微球調(diào)堵時，微球主要進入高滲區(qū)，低滲區(qū)阻力大，微球注入量少。在后續(xù)水驅(qū)過程中，低滲區(qū)微球會向高滲區(qū)流動，并且高滲區(qū)微球會向采出井流動，起到“可動”調(diào)驅(qū)的作用。

圖7 500mD/1000mD三維物理模型不同注入量聚合物微球調(diào)剖產(chǎn)油速度和產(chǎn)水率Fig.7 Produced rate of oil and water cut as functions of injected pore volume of polymeric microspheres in a 3D physical model with permeability of 500mD/1000mD

進一步研究聚合物微球500mD/1500mD、水平井注-水平井采填砂模型，不同產(chǎn)水率時機注聚合物微球調(diào)剖產(chǎn)油速度和產(chǎn)水率變化見圖8。

圖8 500mD/1500mD三維物理模型不同注入量聚合物微球調(diào)剖產(chǎn)油速度和產(chǎn)水率Fig.8 Produced rate of oil and water cut as functions of injected pore volume of polymeric microspheres in a 3D physical model with permeability of 500mD/1500mD

由圖8可見，在相同聚合物微球注入量條件下，較低產(chǎn)水率時注微球調(diào)剖的控水增油效果要好于高產(chǎn)水率。含水率85%，0.015PV的聚合物微球提高原油采收率18.3%，對比圖8的實驗結(jié)果表明，在含水率相對較低狀態(tài)，聚合物微球調(diào)堵效果越明顯，提高采收率效應(yīng)越明顯。

3 結(jié)論

聚合物微球干粉形態(tài)呈球形，聚集緊密，粒徑大小不等，干燥狀態(tài)中值粒徑約4.2μm，初始水化中值粒徑（MV）為15.1μm是干粉MV的3.6倍。70℃、7403.7mg·L-1油藏條件，微球水化膨脹速度較快，完全膨脹時間20d左右，中值粒徑達46.1μm，膨脹倍數(shù)3.04。后續(xù)老化過程中微球粒徑和形貌基本不改變，證明聚合物微球在油藏環(huán)境具有優(yōu)異的持水穩(wěn)定性。微球在多孔介質(zhì)中均有良好注入性和傳播性，與地層滲透率兼容性優(yōu)異，含油飽和度30.6%～75.6%條件，微球及后續(xù)水驅(qū)提高采收率為46.9%～77.8%。雙層非均質(zhì)三維物理模型模擬驅(qū)替實驗表明水驅(qū)后微球主要進入高滲區(qū)，后續(xù)水驅(qū)過程中，低滲區(qū)微球會向高滲區(qū)流動，并且高滲區(qū)微球會向采出井流動，起到“可動”調(diào)驅(qū)的作用。研究結(jié)果為海上油田聚合物微球深部調(diào)剖的滲透率適應(yīng)性，濃度和段塞設(shè)計，以及注入時機的優(yōu)選提供重要支持。