WQ100型聚合物微球理化性质及注入参数优化

朱家杰，施盟泉，曹荣荣，周广卿，马 波，刘宇鹏

(1.长庆油田分公司 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；2.中国科学院 理化技术研究所，北京 100190)

引 言

随着低渗透裂缝性油藏压裂注水开采的不断进行，油井含水逐渐增高，采用调整注采比和采油强度的方法进行增油控水效果十分有限[1]。而传统的调剖堵水方法又存在封堵强度与可注入性之间的矛盾[2-3]，只能作用于低渗透油藏的近井地带，难于进入到油藏深部，整体增产效果欠佳。聚合物微球深部调驱技术是近些年发展起来的有效提高采收率的新技术[4-8]，聚合物微球具有粒径小，可沿地层水顺利进入到地层深部，对地层水矿化度不敏感，耐剪切等特性，非常适合在地层物性相对较差的低渗透油藏应用[9-11]。

目前关于聚合物微球的室内实验及现场应用主要集中在中高渗油藏[12-13]，而针对低渗透油藏开展的相关研究鲜有报道。为了使聚合物微球产品更好地适用低渗透油田现场应用，充分发挥其自身的性质特点，以期达到最佳的投入产出比，非常有必要在低渗透地质条件下，开展对微球基本理化性能的系统性测试评价，并对微球的注入浓度和段塞大小等注入参数进行优化，进而指导油田现场应用。

1 实验部分

1.1 实验材料和仪器

实验材料：WQ100型聚合物微球(长庆油田现场取样)、无水乙醇、3号工业白油(辛集市景山石油化工厂)、模拟地层水矿化度54 037 mg/L、石英砂(20～40目和200～320目两种)、亚甲基蓝。

实验仪器：Malvern Zetasizer 1000HS/300HS激光光散测粒度分析仪、HORIBA LA300激光光散射粒度分析仪、生物透射电子显微镜HT7700、BrookField DV-III型黏度计、液体密度计、电子天平(精度0.01g)、恒温烘箱(精度0.1℃)、平面填砂可视化岩心模型(自制)等。

平面填砂可视化岩心模型为上下两层透明有机玻璃板，四周采用夹持器固定，底层中间填砂区域长60 mm，宽60 mm，深3 mm，模型左下角(入口端)至右上角(出口端)沿对角线为贯穿模拟裂缝(宽2 mm，深3 mm)，采用20～40目石英砂装填，模拟地层深部次级微裂缝；裂缝两侧采用200～320目石英砂人工装填压实，模拟低渗透地层，模型整体平均渗透率13×10-3μm2。

1.2 实验方法

(1)通过液体密度计测量25℃下WQ100型聚合物微球产品密度；用BrookField DV-III型黏度计测量其黏度(1号转子，25℃，6 r/min)；用模拟地层水配制5 000 mg/L微球水分散液评价其水分散性。

(2)用无水乙醇将WQ100型产品中的聚合物微球洗涤、析出沉淀、烘干、称量，计算固体沉淀物与产品原液的质量百分比作为其可分离固形物含量。

(3)用Malvern Zetasizer1000HS/300HS激光光散测粒度仪测量微球在3号工业白油中的初始粒径分布。

(4)用模拟地层水配制2 000 mg/L的微球水分散液，通氮密闭放置于55 ℃的恒温烘箱中老化，用HORIBA LA300激光光散射粒度仪测量微球水分液初始和老化10 d、20 d、30 d后的粒度分布。

(5)取微球水分散液初始和老化10 d、20 d、30 d后的样品，在覆碳铜网上点样、染色，放置于生物透射电子显微镜HT7700中观察并拍摄微球微观形貌照片。

(6)注入参数优化实验采用平面填砂可视化驱油装置，实验流程见图1。模拟原油黏度5 mPa·s，泵速0.03 mL/min，微球水分散液在55 ℃烘箱中密闭老化5 d以上。

图1 平面填砂可视化驱油实验流程Fig.1 Flow chart of planar sand-filling visual flooding experiment

填砂模型先注水测渗透率，后饱和模拟原油，放置平衡24 h，用亚甲基蓝染色过的模拟地层水驱替至油水平衡，再分别注入1 000 mg/L，0.4 PV；2 000 mg/L，0.2 PV；5 000 mg/L，0.08 PV微球水分散液，后转持续注水0.2 PV。上述过程中采用高像素相机拍摄可视化填砂模型，最后用图像识别软件Image J对3种不同注入参数条件下的注水波及面积进行统计对比分析。

2 实验结果与讨论

2.1 基本理化性能评价

WQ100型聚合物微球产品为黄色透明流动液体，静置不分层；25℃时的密度为1.013 g/cm3，与油藏地层水密度接近；在模拟地层水中可以快速分散，形成稳定的白色不透明乳状液，无沉淀絮体。低黏度的流动液体保证了WQ100型聚合物微球产品可以沿注水管线在线注入，注入水中良好的分散性和接近地层水密度保证了微球可以顺利通过近井地带进入到油藏深部，不会由于微球团聚或沉降而在近井地带产生堆积，造成注入困难的问题。

WQ100型聚合物微球产品的可分离固形物质量分数为22%，即单吨产品中所含有的高分子微球总质量占到22%，其余都是制备过程中加入的油、表面活性剂和水，占到78%。相同初始粒径的聚合物微球产品，注入浓度一致的条件下，可分离固形物质量分数越高，注入到地层中的微球数量就越多，对地层高渗水通道的封堵作用就越强。因此，为了提高单吨聚合物微球产品所含有的微球数量，减少注入到地层中的无效组分，研发更高的可分离固形物质量分数的聚合物微球产品将是今后的方向之一。

2.2 粒径变化规律

用Malvern Zetasizer 1000HS/300HS激光光散测粒度分析仪测试了WQ100型聚合物微球产品的初始平均粒径为129.2 nm。纳米级的初始粒径可以保证聚合物微球顺利通过低渗油藏的近井地带到达地层深部，起到深部调驱的作用。

用HORIBA LA300激光光散射粒度分析仪测试了聚合物微球水分散液经过55 ℃密封老化不同时间后的微球粒径分布情况，结果如图2所示。

图2 WQ100型聚合物微球水分散液微球粒径分布随老化时间变化情况Fig.2 Variation of aqueous dispersion microphere size distribution of WQ100 polymer microspheres with aging time

如图2所示，聚合物微球在地层水温度和矿化度的作用下，平均粒径随老化时间的延长而逐渐变大，发生了水化膨胀。实际注入到地层的聚合物微球，随注入水运移到油藏深部后，可以有效地对后续注水产生水阻，使水绕流，从而扩大水波及体积，起到降水增油的作用。

2.3 微观形貌表征

对不同老化时间后的聚合物微球微观形貌进行观测，结果如图3所示。

从图3(a)可以看出，WQ100型聚合物微球初始形貌为类球形，边缘清晰，存在一定的大小分布；从图3(b)可以看出，55 ℃条件下，微球经过老化后边缘变得模糊，发生了一定程度的水化；从图3(c)可以看出，老化20 d后，微球由于水化其体积发生了膨胀，粒径变大；从图3(d)可以看出，微球经过30 d的老化，其边缘水化严重，连接成片，但中间仍存在颜色较深的未水化核心。

图3 WQ100型聚合物微球不同老化时间条件下的透射电镜照片Fig.3 TEM photographs of aqueous dispersion of WQ100 polymer microspheres in different aging time

2.4 注入参数优化

在模拟低渗透油藏贯穿型裂缝平面填砂可视化驱油实验中，保持WQ100型聚合物微球的总注入量(注入浓度×PV数)一致，采用3种不同的注入参数进行微球调驱，后转持续注水0.2 PV。对比3组实验中注水驱油平衡时和注微球调驱后注入水波及面积的变化情况，结果如图4所示(图中蓝色部分为注入水波及的部分)。

图4 不同注入参数条件下平面填砂可视化驱油模型注入水波及面积变化照片(图中左下角为进液口，右上角为出液口)Fig.4 Oil displacement process photographs in planar sand-filling visual displacement model under different injection parameters

采用图像处理软件Image J对采集到的照片进行处理，统计蓝色注入水波及面积的变化情况，结果见表1。

表1 同注入参数条件下注入水波及面积统计Tab.1 Statistics of sweep area of injected water under different injection parameters

从表1中可以看出，模型采用3组不同注入参数进行微球调驱实验，虽然所用的聚合物微球总量(注入浓度×PV数)一致，但其注入水波及面积的变化情况却存在较大差异。采用低浓度长段塞(1 000 mg/L，0.4 PV)注入参数进行微球调驱，注入水波及面积变化最为明显，因为注入浓度相对较低的微球可以使其分布范围更广，随着微球的不断注入，新形成的注水波及通道内可以得到后续注入微球的有效补充，从而使得微球的有效利用率提高，但微球的整体注入时间较长，现场施工成本较高。而采用高浓度短段塞(5 000 mg/L，0.08PV)注入微球，短时间内注入到模型中的聚合物微球相对集中，虽然对裂缝等注水优势通道可以产生一定程度的堵塞，但微球分布范围相对较窄，注水转向驱替所形成的新渗水通道内没有后续微球的及时补充，从而使得微球的整体有效利用率降低，注入水波及面积提高十分有限，但微球的整体注入时间相对较短，现场施工成本相对较低。考虑到微球现场实施的具体情况，采用中等浓度2 000 mg/L、中等段塞0.2 PV的注入参数，可以在保证一定调驱效果的前提下有效控制施工周期，以期达到最佳的投入产出比。

3 现场应用

长庆油田侯市油藏1992年投入开发,主力油层长6，孔隙度13.3%，平均渗透率2.36×10-3μm2，平均单井产能1.5 t/d，综合含水56.1%，采出程度12.47%，月注采比1.46。随着开发年限延长，采出程度的增加，主力油层见水，含水持续上升。2016年对该油藏14口水井进行了注入聚合物微球的先导性试验，注入浓度5 000 mg/L，微球类型为微米球，单井用量2 000 m3，对应油井累积增油3 439 t，单油井日增油0.12 t，产量阶段递减从5.0%下降到3.0%，含水上升率从1.9下降到0.6，投入产出比为1∶2.0；2017年先后在该油藏不同区块进行了两批次聚合物微球调驱试验，第一批次2017年3月实施井16口，微球类型为WQ300和WQ100型，综合考虑现场施工情况，不延长施工周期，仍保持单井用量2 000 m3，而微球注入浓度从5 000 mg/L下降到2 000 mg/L，相对于1 000 mg/L的注入浓度，聚合物微球采用2 000 mg/L注入，在不增加施工成本的同时，保证了单位时间内注入到地层中的微球数量。相比2016年先导性试验聚合物微球的整体用量减少，投入更少；对应井累计增油7 194 t，单油井日增油0.34 t，产量阶段递减从4.6%降到-7.2%，阶段含水上升率从3.9下降到-0.71；第二批次2017年9月实施井11口，微球类型为WQ100型，仍采用2 000 mg/L注入，对应井累计增油2 714 t，单油井日增油0.2 t，产量阶段递减从8.4%下降到-2.4%，阶段含水上升率从2.2降到-0.1，2017年两批次微球调驱试验均实现了净增油，投入产出比可以达到1∶3.0；2018年微球调驱试验井扩大到104口，采用2 000 mg/L注入WQ100型聚合物微球，净增油效果非常稳定，仍保持较高的投入产出比。

4 结 论

(1)WQ100型聚合物微球具有良好的稳定性和流动性，密度接近于地层水，可以在地层水中快速分散并稳定存在，20%左右的可分离固形物质量分数相对较低，提高单吨聚合物微球产品所含有的微球数量，开发更高可分离固形物质量分数的聚合物微球产品是未来的发展方向之一。

(2)WQ100型聚合物微球初始粒径为纳米级，微观结构为类球形，可以顺利地通过近井地带进入到地层深部。在地层水温度和矿化度的作用下，逐渐发生水化膨胀，30 d后的平均粒径可以达到数微米，对后续注水可以产生有效阻力，非常适合在低渗透油藏应用。

(3)在低渗透裂缝性油藏地质条件下，聚合物微球注入总量(注入浓度×PV数)一致，低浓度长段塞相比高浓度短段塞注水波及效果更显著。考虑油田现场施工成本，采用中等浓度2 000 mg/L、中等段塞大小0.2 PV的注入参数，可以在保证一定调驱效果的前提下，合理控制综合增产措施成本。

(4)现场应用结果表明，保持单井2 000 m3注入量不变，不增加施工成本的前提下，在2 000 mg/L浓度下注入聚合物微球WQ100，取得了显著的降水增油效果，投入产出比可以达到1∶3。