聚合物微球调驱注入参数优化室内实验研究

张金元

西安石油大学石油工程学院/陕西省油气井及储层渗流与岩石力学重点实验室 （陕西 西安 710065）

中国的很多油田进入了开发后期，水驱提高采收率是目前已开发油田补充地层能量最主要的措施[1]。由于储层的非均质性、水窜等原因，注入水沿着高渗透层渗流，低渗透层原油难以启动，水驱波及系数降低，从而影响了水驱效果[2]。聚合物微球乳液调驱技术是在交联聚合物溶液调剖技术基础上发展起来的一种新型深部调驱技术[3]，微球具有抗温性、抗盐性、黏弹性、膨胀性和封堵性[4]，可以在岩石孔道中运移和吸水膨胀，从而达到深部调驱的效果[5]。目前国内外对聚合物微球的研究主要集中在聚合物微球的制备，理化特性评价以及室内调剖封堵实验等，对现场施工的注入参数研究较少[6-9]。为了对现场施工提供参数选择，通过并联填砂管物理模型封堵试验系统对聚合物微球的注入浓度、注入量、注入方式进行了优化。能够为低渗透油藏聚合物微球调驱现场施工提供参数选择依据，对低渗透油藏聚合物微球形成技术支撑，从而提高低渗透油藏开发程度，有效提高低渗透油藏原油采收率。

1 实验部分

1.1 实验材料及装置

实验用水为模拟地层水（安塞油田王窑区块长6，CaCl2型，矿化度89 850 mg/L，Ca2+20 710 mg/L，K++Na+12 220 mg/L，Ba2+648 mg/L，Cl-56 105 mg/L，HCO3-83 mg/L），饱和填砂管时用油为工业白油（黏度11.54 mPa·s，60℃、剪切速率7.221 1/s）。填砂管所用石英砂粒径为250～380 μm、120～180 μm、75 μm（40～60目、80～120目、200目）3种类型的石英砂按照不同的比例和不同砸实程度填制。

实验所用聚合物微球为WQ100聚合物微球，采用英国马尔文公司Nano-ZS90激光粒度分布仪测量。结果表明聚合微球样品初始平均粒径为141.3 μm，Median Diameter为141.3 μm，Mean Diameter为163.4 μm，Polydispersity（聚合物多分散度）为0.358，GSD为1.739。聚合物微球在60℃恒温箱里静置3 d，再用激光纳米粒径仪测量的实验结果：Median Diameter为 728.9 μm，Mean Diameter为 856.8 μm，Polydispersity（聚合物多分散度）为0.382，GSD为1.766。在60℃恒温箱里放置3 d之后，粒径中值由141.3 μm膨胀为728.9 μm。粒径膨胀倍数为5.16倍。粒径膨胀变化如图1所示。

采用Haake RS6000旋转黏度计转子型号为C60/1°TiL锥板在7.221 1/s、60℃下测不同浓度和不同乳化时间的聚合物微球黏度，结果见表1。

图1 不同水化时间WQ100微球粒径分布

表1 聚合物微球乳液黏度（60℃）

采用ZEISS型光学显微镜对60℃条件下不同水化时间的WQ100微球乳液进行观察，显微照片如图2所示。水化初期和水化1 d，聚合物微球均匀分散在乳液中，微球大小较为均匀，没有明显差别；水化7 d后，微球明显产生交联，微球粒径增大，微球数目明显增多，发生团聚作用，出现了大粒径微球。

图2 不同水化时间WQ100微球乳液显微照片

实验装置示意图如图3所示，关键部件为填砂管2根，管长1 000 mm，内径25 mm，最大承压32 MPa；MCGS压力动态监测系统；真空泵；神州微科2PB系列平流泵（量程范围0.01～5.00 mL/min）；分析天平（精度0.001 g）；活塞式压力容器；大型恒温箱及常规玻璃器皿等。

图3 聚合物微球调驱封堵实验装置示意图

1.2 实验步骤

为了探究聚合物微球乳液对驱替效果的影响，采用同注分采的方式进行实验。考虑不同注入浓度、不同注入量以及不同注入时机对采收率的影响，具体实验步骤如下：①采用不同粒径的石英砂以不同的配比、不同的压实程度填充出不同渗透率极差填砂管，并检查气密性；②测气测渗透率，抽真空，饱和模拟地层水，计算孔隙度，连接设备，测水相渗透率，记录驱替流量、驱替压力、时间、出液量，饱和模拟油，测油相渗透率；③采用合注分采的方式驱替，对不同注入参数进行优化。开始一次水驱油，驱替速度为1 mL/min，10 min分别记录一次高渗物理模型、低渗物理模型的出油量、出水量、总液量以及入口处动态压力数据。并计算动态含水率。驱替到综合含水率80%时，开始注入一定浓度的聚合物微球乳液。注入之后等聚合物微球乳液在60℃养护24 h。后续水驱，水驱到综合含水率98%时结束。

2 结果与讨论

2.1 合理的注入浓度

为了优化合理注入浓度，进行3次并联填砂管聚合物微球调剖实验，通过采用多次填砂方法进行充填（3次填砂管极差分别为3.37、3.48和3.60）。首先进行水驱，当水驱动态含水率达到80%时，注入不同浓度（1 000 mg/L、2 000 mg/L、3 000 mg/L）的聚合物微球溶液0.3 PV，实验结果如图4所示。

由图4可以看出，在注入聚合物微球乳液0.3 PV之后，浓度为1 000 mg/L的高渗物理模型累积采收率提升了6.13%，低渗物理模型累积采收率提升了53.27%，总采收率为67.6%；浓度为2 000 mg/L的高渗物理模型累积采收率提升了14.96%，低渗物理模型累积采收率提升了45.25%，总采收率为72.99%；浓度为3 000 mg/L的高渗物理模型累积采收率提升了7.80%，低渗物理模型累积采收率提升了43.59%，总采收率为71.12%。注入聚合物微球乳液之后，微球能相互凝聚交联成团形成体积更大的微球，浓度越高，注入压力会升高，对设备要求较高，注入浓度过低，微球无法形成有效交联体，达不到预期的效果。当浓度为2 000 mg/L时，总采收率最高。综合考虑最佳注入浓度为2 000 mg/L。

图4 合理浓度优化实验结果

2.2 合理的注入量

在最佳注入浓度（2 000 mg/L）的基础上，为了确定最佳注入量，设计了渗透率极差分别是3.29、3.48、3.31的填砂管并联驱替实验。首先进行水驱，当水驱动态含水率达到80%时分别注入0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV的2 000 mg/L的聚合物微球乳液，之后再进行水驱。实验结果及3种注入量的对比结果如图5所示（0.3 PV的实验结果如图4（b）所示）。

由图5可以看出，当注入聚合物微球乳液量为0.2PV时，高渗模型采收率提高10.64%，低渗模型采收率提高36.90%，总采收率为63.82%。当注入聚合物微球乳液量为0.3 PV时，高渗模型采收率提高14.96%，低渗模型采收率提高45.75%，总采收率为72.99%。当注入聚合物微球乳液量为0.4 PV时，高渗模型采收率提高18.18%，低渗模型采收率提高52.32%，总采收率为68.46%。由此可知，聚合物微球注入量为0.4 PV时低渗模型采收率提高最多。微球乳液注入量越多低渗模型采收率提高越大。但是注入量为0.4 PV时总采收率68.46%小于注入量为0.3 PV时的总采收率72.99%。分析认为注入量大于孔隙体积时，聚合物微球乳液会从出口流出，部分微球直径小于储层喉道，从而流出的部分就起不到调驱的作用。此外当储层孔隙度在30%时，最佳注入量为0.3 PV，分析认为该注入量下聚合物微球溶液正好可以充满填砂管的孔隙空间，注入量过多会从出口流出，注入量过少达不到预期的效果。

2.3 合理的注入时机

在确定了最佳注入浓度（2 000 mg/L）和最佳注入量（0.3 PV）的基础上，为了确定最佳注入时机，设计了渗透率极差分别是3.78、3.48、6.37的填砂管并联驱替实验。首先进行水驱，当水驱动态含水率分别达到63%、81.67%、91.67%时注入2 000 mg/L、0.3 PV的聚合物微球乳液，之后再进行水驱。实验结果及3种注入量的对比结果如图6所示（动态含水率81.67%的实验结果如图4（b）所示）。

图5 合理注入量实验结果

由图6可知，注入时机为动态含水率63.00%时，高渗模型采收率提高15.35%，低渗模型采收率提高52.13%，在注入微球0.3 PV期间，低渗模型采收率提高37.88%，总采收率为57.68%；注入时机为动态含水率80%时，高渗模型采收率提高14.96%，低渗模型采收率提高45.75%，在注入微球0.3 PV期间，低渗模型采收率提高18.05%，总采收率为72.99%；注入时机为动态含水率91.67%时，高渗模型采收率提高2.71%，低渗模型采收率提高42%，在注入微球0.3 PV期间，低渗模型采收率提高6.4%，总采收率为66.08%。虽然总采收率为动态含水率80%时最高，但是在注入0.3 PV聚合物微球时，动态含水率分别为63.00%、80%、91.67%，低渗模型提高采收率37.88%＞18.05%＞6.40%。可以看出，当动态含水率到达63%时，注入聚合物微球封堵效果最明显，采收率变化最大，但是总采收率并不高。图6（a）中，当开始注入聚合物微球时，动态含水率曲线迅速降低，说明注入微球封堵了高渗模型。导致高渗模型的总采收率只有50.48%，部分油被封堵在里面采不出来，所以注入聚合物微球的最佳时机是当高渗模型出油很少或者已经不出油时，开始注入聚合物微球封堵高渗透层。

图6 合理注入时机实验结果

当动态含水率到达63%时，注入聚合物微球乳液封堵效果最佳，但也同时封堵了高渗透层，当动态含水率91.67%时，低渗模型采收率提高42%小于动态含水率80%时，低渗模型采收率提高45.75%。此外动态含水率91.67%时的总采收率66.08%也小于动态含水率80%时的72.99%。所以最佳注入时机为动态含水率80%时，提高总采收率效果最好。对高渗层而言，由于渗透率高，孔隙连通性好，因此应在水驱效果不理想时（不出油或出油量较低）改用聚合物微球调驱将有效提升驱替效果。注入微球时，由于高渗模型连通性好，所以注入的微球数量多，而低渗模型注入的则少。微球注入后，在高渗透物理模型中成团交联在一起变成大的微球，起到封堵作用，运移、深部调剖。封堵了高渗模型，从而增大入口压力，产生附加压力梯度，低渗模型中本来不流动的这一部分油，由于压力升高发生流动，向前推进。使得液流发生转向，低渗模型出油量增加，从而提高了原油采收率。实验条件下最佳注入时机是动态含水率为80%。

在7组驱替实验中，各个填沙管的基本参数及驱替实验结果见表2。

表2 非均质油藏模型驱油实验结果

3 结论

1）在实验范围内，聚合物微球浓度在2 000 mg/L时为最佳。

2）当孔隙度为30%时，注入量为0.3 PV时封堵效果最好。

3）当动态含水率在60%时，低渗模型水未突破前，注入微球效果最好；注入聚合物微球可以让动态含水率稳产期提前，尽早的采出低渗物理模型的原油。当动态含水率91.67%时，注入聚合物微球后提高采收率效果不明显。当动态含水率80%时，高渗模型出油很少，此时注入聚合物微球封堵高渗透层，可使最终总采收率最高。因此，最佳注入聚合物微球时机是动态含水率为80%。