不同渗透率级差下聚合物微球调驱室内实验研究

张金元

1.西安石油大学 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）

2.延长油田股份有限公司 勘探开发技术研究中心（陕西 延安 716001）

油田高含水意味着产油效率低下，而产能过低将直接影响一个油田的未来[1-5]。目前调驱堵水方法中物理调驱是一种既经济又实用的手段，在油田现场应用较多[6]。实验室进行了聚合物微球在不同储层物性条件下调驱封堵特性实验研究，验证了这种聚合物微球封堵高渗透层的有效性，从而提高波及效率，提高低渗透油藏原油采收率[7-10]。

1 聚合物微球的微观形貌

采用OLYMPUS公司DSX500三维成像显微镜观测聚合物微球。观测结果如图1所示，图1（a）为初始状态的WQ5000聚合物微球，图1（b）为60℃恒温箱里放置3 d之后多个WQ5000聚合物团聚在一起的状态。这说明60℃聚合物微球更容易发生交联团聚。常温下，聚合物微球呈分散状态，注入地层之后，由于地层温度较高，交联剂产生作用，多个聚合物微球会发生交联团聚成大微球，封堵孔喉。聚合物微球在60℃实验条件下，膨胀倍数可达5～20倍。

图1 聚合物微球微观形貌观测

采用Hitachi S-700透射电子显微镜对25℃常温下WQ5000聚合物微球微观形貌进行观测，首先将聚合物微球乳液直接滴加至油性介质中分散，超声10 min，用铜网捞取后在透射电镜下观察微球的粒径，结果如图2所示。

图2 透射电子显微镜观测聚合物微球微观形貌

2 双管并联驱替实验结果与分析

2.1 渗透率级差优选

为了确定合理的渗透率级差范围，设计了不同渗透率级差的填砂管并联驱替实验。两个填砂管规格一样，长度1 m，内径为2.5 cm，采用同注分采的方式驱替，驱替流速为1 mL/min。首先进行水驱，当水驱动态含水率分别达到80%时，注入2 000 mg/L、0.3PV（孔隙体积）聚合物微球乳液驱替，之后再进行后续水驱。8组不同渗透率级差的实验结果如图3所示。调驱实验结果见表1。

表1 不同渗透率级差下调驱实验结果

图3每幅图中有5条曲线，其中有3条动态采收率曲线、1条动态压力梯度曲线和1条动态含水率曲线。注入的聚合物微球大粒径微球封堵孔喉，产生附加阻力，使得液流流向小孔径，驱替小孔径中的剩余油；注入的聚合物微球小粒径微球穿过大孔道，向储层深部运移、沉积，由于微球自身的交联剂，一部分微球和岩石避免产生吸附作用，微球就会沉积在储层孔喉壁面，使得大孔喉半径变小，亦会产生附加阻力，使得注入流体转向更小的孔喉，增大波及面积，驱替出剩余油。

图3（a）高、低渗管水相渗透率1 697.65×10-3μm2、52.24×10-3μm2，渗透率级差32.5，两根填砂管总孔隙体积为264 cm3，实验中动态含水率开始一段时间为0，然后逐渐升高，直到有一个平稳期。当含水率上升到80%时注入0.3PV聚合物微球乳液，动态含水率有一定幅度的下降，随后又慢慢升高。动态压力梯度从0开始，突然急剧升高，然后逐渐下降，当注入聚合物微球乳液时又会出现小幅度上升，停止注入微球时缓慢下降。3条采收率曲线相距较远，是因为低渗管基本不出液，渗透率级差太大，注入聚合物微球之后产生的附加阻力不足以驱替出低渗透管中的流体。调驱之后低渗与高渗采收率增加值之比为0.12，两根管最终总采收率为29.86%。

图3（b）高、低渗管水相渗透率388.48×10-3μm2、52.24×10-3μm2，渗透率级差7.44，两根填砂管总孔隙体积为259.2 cm3，注入聚合物微球之后，低渗透管出液量逐渐上升。调驱之后低渗与高渗采收率增加值之比为0.69，说明注入聚合物微球之后低渗管产油量不如高渗管，两根管最终总采收率为52.9%。图3（a）与（b）对比，渗透率级差减少，低渗透管出液量增多，调驱效果变好，渗透率级差太大，调驱没有实际意义，没必要进行调驱。

图3合理渗透率级差实验结果

图3 （c）高、低渗管水相渗透率373.03×10-3μm2、70.00×10-3μm2，渗透率级差5.32，两根填砂管总孔隙体积为259 cm3，3条采收率曲线实现了交叉，注入聚合物微球之后，动态压力梯度呈增加的趋势，产生附加阻力，使原来低渗透管中的流体流动。调驱之后低渗与高渗采收率增加值之比为4.13，两根管最终总采收率为53.37%。图3（b）与（c）对比，图3（c）中低渗管总采收率超过高渗管总采收率，很明显图3（c）调驱效果显著。

图3（d）高、低渗管水相渗透率180.25×10-3μm2、41.15×10-3μm2，渗透率级差3.60，两根填砂管总孔隙体积272 cm3，注入聚合物微球之后低渗管产油量增加明显。调驱之后低渗与高渗采收率增加值之比为5.59，两根管最终总采收率为71.12%，是8组实验中最高值。

图3（e）高、低渗管水相渗透率575.38×10-3μm2、170.60×10-3μm2，渗透率级差3.37，两根填砂管总孔隙体积为308 cm3，调驱之后低渗与高渗采收率增加值之比为8.69，是8组中调驱比最高的一组，两根管最终采收率为67.60%，调驱效果较明显。图3（d）与（e）对比，渗透率级差相近。但是图3（e）中高渗透管的渗透率575.38×10-3μm2，是图3（d）高渗管水相渗透率180.25×10-3μm2的3.19倍；图3（e）中低渗透管的渗透率170.60×10-3μm2，是图3（d）高渗管水相渗透率41.15×10-3μm2的4.15倍；在驱替过程中，图3（d）的最高压力梯度为1.2 MPa/m，而图3（e）的最高压力梯度为0.4 MPa/m。因此得出：图3（d）的最高压力梯度是图3（e）的3倍。这说明：流速一定时，渗透率大，驱替压力小；渗透率小，驱替压力大。

图3（f）高、低渗管水相渗透率150.88×10-3μm2、67.49×10-3μm2，渗透率级差2.24，两根填砂管总孔隙体积为270 cm3，0.7PV时低渗透管总采收率超过高渗透管采收率。调驱后低渗与高渗采收率增加值之比为4.03，两根管最终总采收率为68.92%。

图3（g）高、低渗管水相渗透率191.83×10-3μm2、130.44×10-3μm2，渗透率级差1.47，两根填砂管总孔隙体积为304 cm3，1.05PV时低渗透管总采收率超过高渗透管采收率。调驱之后低渗与高渗采收率增加值之比为3.59，两根管最终总采收率为40.88%。

图3（h）高、低渗管水相渗透率900.61×10-3μm2、639.42×10-3μm2，渗透率级差1.41，两根填砂管总孔隙体积为310.7 cm3，低渗透管采收率始终未超过高渗透管采收率，低、高渗透管采收率曲线始终保持相同的趋势。调驱之后低渗与高渗采收率增加值之比为0.87，两根管最终总采收率为52.84%。

图3（c）、（d）、（e）、（f）中，注入聚合物微球乳液之后，低渗管累积采收率提高明显。调驱之后低渗与高渗采收率增加值之比均在4倍以上，说明渗透率级差在2.24～5.32，调驱效果较好。

2.2 实验结果分析

不同渗透率级差下总采收率随着注入流体孔隙体积倍数的变化如图4所示。渗透率级差越大，低渗透模型基本不出液，调驱效果越差。渗透率级差越小，说明两根管越趋于均质，类似于均质储层，注入聚合物微球之后，两根填砂管同时封堵，调驱效果依旧很差，只有在合适的渗透率级差范围内调驱效果较好。

图4 不同渗透率级差结果对比

开始注入0.3PV聚合物微球调驱之后，将不同渗透率级差下低渗透管采收率的提高值除以高渗透管采收率的提高值，得到调驱后低渗与高渗采收率增加值之比。实验数据见表2，运用调驱后低渗与高渗采收率增加值之比以及每组总采收率的数值来评价不同渗透率级差时的调驱效果。

表2 不同渗透率级差下聚合物微球调驱实验结果

将表2中不同渗透率级差调驱后低渗与高渗采收率增加值的比值及总采收率实验结果绘制成图，如图5所示。由图5可知，总采收率曲线呈现出两边低、中间高的特征。渗透率级差越大，总采收率越低，这是由于渗透率级差太大，低渗透管中毛管阻力大，而驱替压力不足以驱替出低渗管中的流体，因此总采收率表现为极低的特点，渗透率级差在一定的范围内，两根管同时出液。

图5 不同渗透率级差调驱后采收率增加值之比及总采收率

3 结论

不同渗透率级差对油田开发效果影响不同。

1）渗透率级差太大、太小，堵水调驱效果都不明显，渗透率级差大于7.44时，注入聚合物微球乳液之后，对高渗透管不能有效封堵，产生的附加阻力太小，驱替出低渗透管中很少的剩余油。

2）渗透率级差在一定范围内，在注入聚合物微球之后，由于双管并联的分流作用，聚合物微球进入高渗透管的多，进入低渗透管的少，高渗管中进入多的交联封堵效果较好，产生附加阻力，使液流发生转向，液流进入低渗管中，驱替出低渗透管中的剩余油，调驱效果较好。室内实验结果表明，调驱效果较好的渗透率级差范围在2.24～5.32。