多重介质聚合物微球调驱机理研究及应用

庄 建，张 维，梁 云，温 柔，王学生，张书唯，杨子浩

（1.中国石油天然气股份有限公司长庆油田第一采油厂,陕西延安716000；2.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院,北京102249）

安塞油田储层非均质性强、微裂缝发育，经过30多年注水开发，主力区块进入中高含水开发期，注入水指向推进，含水率上升速度快，水驱效率降低，导致油田产量递减加快。通过综合分析检查井取芯和生产资料,结合历年加密井矿场实践资料,认识到裂缝对安塞特低渗透油藏剩余油分布起着明显的控制作用[1],局部受沉积相及非均质性影响,裂缝侧向强水洗范围在60～80 m，孔喉半径分布在0.01～1.00 μm的岩心在同一注入系统下分别注入0.5、1.0、2.0、3.0 PV 水后，大喉道动用比例达到63%，小喉道动用比例仅为9%,实验结果显示低渗层段剩余油仍然富集。矿场试验显示高含水率区块注入聚合物微球，区块综合含水率上升速度下降明显，递减减缓。本文通过室内实验分析、矿场应用总结聚合物微球调驱机理、微球粒径与储层匹配关系，提出施工参数优化建议。

1 多重介质聚合物微球调驱机理

1.1 微球粒径与微裂缝开度匹配关系

安塞油田微裂缝发育，主要分为3种类型，一是天然裂缝，在注水开发初期注入水沿裂缝快速突进，注水6～12个月后油井快速见水；二是存在动态缝，在注水开发3～5年后，储层因注水压力产生新裂缝或原来闭合的天然裂缝重新开启；三是压裂缝，指在油水井压裂后产生的新裂缝，微地震监测结果显示压裂缝缝高6～16 m，裂缝半长80～200 m[2]。当储层存在微裂缝时，裂缝为泄压点，界面压力低导致低渗段动用程度低，因此需研究评价聚合物微球对裂缝的封堵性能[3]。

1.1.1 应用试井方法计算微裂缝开度 结合安塞油田储层渗流特征，将油水井渗流类型分为3种，即孔隙型、裂缝型、孔隙裂缝复合型[4]。选择双区模型，将压力导数对数曲线分为4个阶段（见图1）:ab续流段；b-c内区径向流段；c-过渡流段；d-e外区径向流段。

计算得到单井的裂缝半长、内驱半径、内区渗透率、外区渗透率、裂缝导流能力、裂缝开度等10项参数，油井解释渗透率在0.07～1.07 mD，平均为0.53 mD，水井解释渗透率在2.90～19.00 mD，平均为9.70 mD，油井解释裂缝半长在18～82 m，平均为44 m；水井解释裂缝半长在89～168 m，平均为134 m，孔隙裂缝型的解释裂缝开度较小，在几十微米的量级，水井裂缝开度平均约0.028 mm，油井解释裂缝开度平均约0.02 mm。

图1 试井解释模型Fig.1 Well test interpretation model

1.1.2 微球的物理化学性能 通过TEM、SEM观察及动态光散射，确定了长庆化工集团提供的4种微球的粒径分布，标注为 100、300、800 nm、5 μm的聚合物微球在25℃进行激光动态光散射测量，实测平均粒径分别为 85、220、800 nm、2.5 μm（见图2[5-8]）。图3为100、300 nm微球溶胀情况对比。图4为不同粒径的微球在地层模拟水中的溶胀情况。

图2 4种粒径聚合物微球激光动态光散射分布Fig.2 Laser dynamic light scattering distribution of four particle size polymer microspheres

图3 100、300 nm微球溶胀情况对比Fig.3 Comparison of swelling of 100，300 nm microspheres

图4 4种粒径微球溶胀对比Fig.4 Swelling contrast curves of four size microspheres

由图 3、4可见，100、300 nm微球 3～4 d溶胀至最大值，溶胀后在水中聚集，分散性较差，团聚现象明显；5 μm和800 nm微球8～12 d溶胀至最大值，随溶胀时间增加，微球均出现了团聚现象。应用1 000倍光学显微镜观察团聚现象发现粒径越小，团聚现象越明显。从图4中可以发现，100、300、800 nm和5 μm的微球分别达到最大粒径的溶胀时间为6、6、10、12 d。

1.1.3 微球溶液封堵实验 试井解释结果表明，全区裂缝开度大部分集中在0.01～0.03 mm，综合兼顾考虑可将实验裂缝开度设置为0.009 9、0.011 0、0.014 0、0.017 0、0.030 0 mm，采用天然露头岩心造缝进行实验，经气测岩心基质渗透率在0.04～0.50 mD，通过控制围压来控制裂缝开度，当入口端压力分别为 5、30、50、100、150 kPa时，所对应的裂缝开度 为 0.030 0、0.017 0、0.014 0、0.011 0、0.009 9 mm[9-10]（见表1）。

表1 不同粒径聚合物微球在3种质量浓度条件下对5种开度裂缝的封堵率Table 1 Sealing rate for five opening fractures without particle size polymer microspheres at three concentrations

通过使用油田采区的超低渗（气测渗透率0.4 mD以下）天然岩心,开展4种不同粒径的微球在3种不同微球质量浓度的情况下对5种开度裂缝的封堵共计60组正交实验，每组实验注入量1 PV,Q=0.4 mL/min，实验结果显示裂缝开度、不同粒径的微球和不同微球质量浓度对封堵率的影响。

从60组实验数据中可以得到：

（1）注入粒径、注入质量浓度相同时，裂缝开度越小，封堵率越高。

（2）相同裂缝开度岩心，注入质量浓度一定，注入聚合物微球粒径越大，封堵率越高。

（3）相同裂缝开度岩心，注入相同粒径聚合物微球，注入质量浓度与封堵率无明显关系。

将上述实验结果进行了裂缝性岩心封堵特性的图版绘制，结果见图5。

图5 不同粒径微球对不同开度裂缝的封堵情况Fig.5 Sealing effect of microsphere with different particle size on fracture with different opening

从图5可总结出：

（1）对于1 000 mg/L的微球，当裂缝开度为0.009 9、0.017 0、0.030 0 mm时，5 μm微球的封堵效果最好；当裂缝开度为0.011 0、0.014 0 mm时，800 nm微球的封堵效果最好。

（2）对于2 000 mg/L的微球，当裂缝开度为0.009 9、0.030 0 mm时，5 μm微球的封堵效果最好；当裂缝开度为 0.011 0、0.014 0、0.017 0 mm时，800 nm微球的封堵效果最好。

（3）对于3 000 mg/L的微球，当裂缝开度为0.009 9、0.011 0、0.030 0 mm 时，5 μm 微球的封堵效果最好；当裂缝开度为0.014 0、0.017 0 mm时，800 nm微球的封堵效果最好。

1.2 微球粒径与岩心孔喉的匹配关系

对空气渗透率分别为2.5、10.0、50.0 mD的人造岩心进行聚合物微球封堵实验[11-12]，结果见表2。由表2可见，不同粒径、不同质量浓度在相同渗透率岩心中的封堵率不同，无明显规律。渗透率为2.5 mD的岩心注入粒径为100 nm（3 000 mg/L）的微球溶液的综合封堵效果最好；渗透率为15.0 mD的岩心注入粒径为300 nm（3 000 mg/L）的微球溶液的综合封堵效果最好；渗透率为50.0 mD的岩心注入粒径为300 nm（3 000 mg/L）的综合封堵效果最好。

表2 不同质量浓度聚合物微球对不同渗透率的均质岩心封堵率情况Table 2 Statistical table of homogeneous core sealing rate with different permeability and different concentration of polymer microspheres

1.3 微球在岩心中的运移规律

搭建带有3个测压点岩心夹持器的实验装置（见图6）对不同裂缝开度的裂缝性岩心进行微球运移实验[13-15]。

图6 测试聚合物微球运行装置Fig.6 Test polymer microsphere operation device

以封堵效果较好、质量浓度为3 000 mg/L的4种微球为例，通过测定3个测压点（P1、P2和P3）的压力变化，考察微球在裂缝开度为0.009 9 mm的裂缝性岩心中的运移情况，结果见图7。

图7 5 μm、800、300、100 nm微球在岩心中的运移情况Fig.7 Migration of 5 μm、800、300、100 nm microsphere in rock core

由图7（a）可见，随着5 μm微球的注入，P1和P2两个压力点的压力快速上升，P3压力值没有明显变化，停止注微球时压力分别达到933.69、889.68、9.00 kPa，二次水驱阶段，3个压力点的压力继续升高，P1和P2经过波动后分别平稳在3 019、2 919 kPa附近，P3平稳在192 kPa附近,阻力系数显著增大，说明微球不能很好的深入裂缝岩心。

由图 7（b）可见，随着 800 nm微球的注入，P1、P2和P3三个压力点的压力快速上升，停止注微球时压力分别达到 1 320.13、1 292.93、511.05 kPa，二次水驱阶段，三个压力点的压力继续升高然后下降，经过波动后分别平稳在1 388、1 349、557 kPa附近。P1、P2和P3比水测渗透率压力显著增高，说明微球可以深入裂缝岩心。

由图7（c）可见，随着300 nm微球的注入，P1和P2两个压力点的压力快速上升，P3压力值没有明显变化，停止注微球时压力分别达到716.87、689.66、128.01 kPa，二次水驱阶段，三个压力点的压力继续升高，经过波动后分别平稳在1 746、1 682、157 kPa附近。 P1、P2比水测渗透率压力显著增高，P3压力有一定的增高，说明微球有一定深入裂缝岩心的能力。

由图 7（d）可见，随着 100 nm微球的注入，P1、P2和P3三个压力点的压力快速上升，停止注微球时压力分别达到 714.24、705.67、158.05 kPa，二次水驱阶段，P1和P2压力点的压力继续升高后分别平稳在1 415、1 400 kPa附近，P3经过上升后经过一段波动最终平稳在140 kPa附近。P1、P2比水测渗透率压力显著增高，说明微球有一定深入裂缝岩心的能力。

通过上述实验可以发现，5 μm微球的封堵效果最好,但是在岩心中的运移效果不佳，而300、100 nm微球的封堵效果不佳，综上所述800 nm微球的运移效果和封堵效果较佳。

1.4 微球在岩心中提高采收率情况

以质量浓度为3 000 mg/L的800 nm微球为例，通过观察驱油过程中的含水率与采收率的变化来分析微球在裂缝开度为0.009 9 mm的裂缝性岩心中的提高采收率的情况。图8是长岩心驱油实验装置。

图8 长岩心驱油实验装置Fig.8 Long core oil displacement experimental device

基质岩心的水测渗透率0.6×10-3μm2，岩心饱和水后，用模拟油驱替至30 min内没有水驱出，此时岩心含油饱和度为60.61%。岩心压裂再组合存在一较大的裂缝，裂缝开度约为0.099 0 mm。造好裂缝后的岩心重新装入岩心夹持器中，进行后续驱替。裂缝岩心饱和油后用模拟油测渗透率，驱替过程系统压力保持较低水平，表明注入模拟油主要沿阻力小的裂缝驱替。油测渗透率后继续用水驱替，水驱至采出液含水率达到99.99%时，水驱采收率约为9.35%，随注水体积增加，采收率增加，但含水率也增加。水驱过程系统压力保持在较低水平，表明水驱过程水主要将裂缝中的原油驱出，基质中的原油驱出很少。

水驱结束后，注入质量浓度为3 000 mg/L的800 nm微球体系,注入量为1.0 PV，然后转注水，直至流出液含水率达99.99%。微球驱及后续水驱采收率及含水率变化见图9。

图9 岩心注入压力、采收率、含水率与注入体积关系Fig.9 Relation curve between core injection pressure,recovery rate,water content and injection volume

由图9可见，微球封堵裂缝后，压力明显上升，最高达到748 kPa左右，且后续水驱压力也明显高于之前的水驱压力，水驱压力最终稳定在718 kPa左右，与基质岩心饱和油时的压力相近（815 kPa），压力曲线的波动反应出微球体系的深部运移，表明注入的微球体系将裂缝封堵，使后续水驱压力升高。压力上升的同时，后续水驱主要进入岩心中的基质孔隙，将基质中的原油驱出，后续水驱采收率约为18.69%。即微球将裂缝封堵后，后续水驱可以在水驱基础上提高采收率18.69%。随注水体积增加，采收率增加，注入1.0 PV微球分散体系后，继续注水，压力上升的同时，含水率由99.99%降至93.06%，含水率降低了6.93%，但继续注水后含水率又很快上升。

上述实验结果表明，对于低渗透的裂缝岩心，用800 nm聚合物微球可以将裂缝封堵，使后续的注入液转入含油饱和度较高的基质中，将基质中原油驱出，从而达到液流改向、提高采收率的目的。

2 典型区块矿场试验效果评价

试井解释裂缝开度显示南L长4+5注水井储层裂缝开度在0.011～0.042 mm，南L长4+5油藏2018年分别开展粒径300 nm，质量浓度为3 000 mg/L，粒径800 nm的聚合物微球调驱，根据表1可估算出封堵率为45%～70%，H市西部长6加密区注水井储层裂缝开度为0.11～0.60 mm，粒径100 nm，质量浓度2 000、3 000 mg/L的聚合物微球实施调驱，封堵率预测小于45.0%，从实际调驱效果来看，南L西长4+5油藏实施调剖后，油井含水率下降10%，阶段递减率由12.5%下降至5.2%；H市西部长6加密调剖区域油井含水率上升速度减缓，阶段递减由4.6%下降至0。南L西长4+5实施效果明显好于H市西部加密区。

3 室内实验与现场效果对比

为了确认室内实验结果的准确性，将不同粒径微球的封堵率实验结果与现场实际调驱情况进行比对验证。同时针对两者不匹配的井组，开展二次水驱压力封堵实验，进一步分析原因。图10为现场注采井组井位示意。

图10 现场注采井组井位示意Fig.10 Schematic diagram of well location of field injection production well group

在注水井W22-15所控制的井组中，W22-15井→W22-14井具有较强的油水对应关系，结果见图11。由图11可见，注入0.3 μm微球后，W22-14井的产油量稍有抬升后便持续下降，含水率在短暂抑制后又开始上升。

由试井解释可知，W22-15井的裂缝开度为0.018 0 mm，可借鉴1.1.3中裂缝开度0.017 0 mm的实验结果（见表1），发现300 nm微球的封堵率明显低于大粒径微球，这与现场的增油降水效果不明显的现象相吻合。因此对注水井W22-15推荐使用800 nm或5 μm微球进行调驱。

图11 W22-14井采油曲线Fig.11 The production curve of W22-14 well

4 结论与建议

4.1 结论

（1）安塞油田油井裂缝开度区间为0.01～0.06 mm，当裂缝开度小于0.014 0 mm时，4种粒径微球封堵率大于50.0%，聚合物微球对储层微裂缝封堵效果有限。

（2）渗透率为2.5 mD的岩心注入粒径为100 nm（3 000 mg/L）的微球溶液的综合封堵效果最好；渗透率为15.0 mD的岩心注入粒径为300 nm（3 000 mg/L）的微球溶液的综合封堵效果最好；渗透率为50.0 mD的岩心注入粒径为300 nm（3 000 mg/L）的综合封堵效果最好。

4.2 建议

目前仅开展了单个岩心封堵实验，从实验数据可看出注入微球溶液后注入压力均有所提高，但提高的压力能新增动用什么范围的低渗透率岩心还需要进一步开展研究，建议继续开展岩心串连和并连驱替实验。