深部调驱用聚合物微球的水化性能及物理模拟研究*

黎 慧，鞠 野，代磊阳，王 楠，刘丰钢，芶 瑞

（1.中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津 300450；2.中海油田服务股份有限公司，天津 300450；3.西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500）

渤海油田是中国海上的主力油田，注水开发是渤海油田开发的主体技术。但受注入水与原油粘度差异大、地层非均质性的影响，油藏水驱波及系数低，高渗条带水窜严重，产出液含水率高，水驱采出程度低[1]。深部调驱技术是高含水非均质油藏稳油控水的重要技术。常用的调驱体系有泡沫、弱凝胶、冻胶分散体、胶态分散胶、预交联颗粒和微球[2]。泡沫具有较好的流度控制能力，增加注入压力，改善吸液剖面，气液比是影响泡沫综合性能的重要因素，必须严格控制注气速度和注液速度以获得较佳性能的泡沫体系，另外，矿场用需要大排量、高压的注气设备，所占空间大，成本较高。弱凝胶、冻胶分散体、胶态分散胶的共同特征是聚合物体系与交联剂在地层中经过几小时到几天的作用成胶，交联剂（特别是高价金属离子交联剂）对环境的污染大，采出液的后期处理成本高[3,4]。

聚合物微球是粒径在几十纳米到数百微米范围的聚合物圆形分散体，具有高度可修饰性、优异渗透性与流动性。聚合物微球深部调驱技术受到广泛关注[5]，已经在中国的渤海、胜利、大港、长庆、新疆等油田应用[6-8]。具有“注得进、堵得住、能移动”的特性，真正实现了“海上在线注入、地层深部调驱”。但随着聚合物微球在油田的应用，暴露出了微球水化膨胀时间、膨胀率、粒径和注入性、封堵性不匹配的难题；同时受一维物理模型限制，室内得到的微球大尺寸、高浓度、长段塞的微球调驱工艺对现场指导意义不强。因此，在油藏条件下，开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 实验部分

1.1 材料和仪器

微球原液（爱森（中国）絮凝剂有限公司）。脱水原油混合煤油，制备70℃下黏度为96.5mPa·s的模拟油样；现场注入水，用微孔滤膜过滤两次除去机械杂质和水不溶物，注入水的离子组成见表1，总矿化度为7403.7mg·L-1。

表1 注入水离子组成Tab.1 Ion composition of the injected water

GT10-2型高速台式离心机（北京时代北利离心机有限公司）；OLYMPUS-BX41光学显微镜（奥林巴斯科学仪器（中国）有限公司）；MS2000型激光粒度分析仪（英国马尔文有限公司）；Brookfield DV-III型黏度仪（Brookfield博勒飞中国有限公司）；高温高压多功能岩心驱替装置（常州浩岩仪器科技有限公司）；贝雷岩心；三维物理模型（尺寸350×350×30mm，压力舱最高耐压10MPa自制，图1）。

图1 定向井注-采井的三维物理模型Fig.1 3D physical model of injection well and production well

1.2 聚合物微球水化性能评价

（1）称量50g聚合物微球原液，在搅拌状态将聚合物微球原液缓慢滴入500g无水乙醇中，持续搅拌30min；抽滤，获得的产物在70℃烘箱中烘干，得固体粉末；（2）在搅拌状态用注入水配制浓度为2000mg·L-1的微球分散液，然后分成5份平行样，密封放置于70℃的恒温箱中水化1、6、14、21、40d；（3）用OLYMPUS-BX41光学显微镜测试新鲜配制和不同水化时间的微观形貌，MS2000型激光粒度分析仪测试聚合物微球的粒径。

1.3 聚合物微球的物理模拟研究

（1）采用达西实验及其计算方法测定岩心的水测渗透率；（2）采用单岩心研究聚合物微球在多孔介质的运移性及传播性，记录驱替平衡时候的压差，计算阻力系数（Ri）、残余阻力系数（RK）和封堵率（h）；（3）将岩心分别饱和30%、50%和70%的模拟油，研究不同含油饱和状态（注入时机）聚合物微球的注入性及提高原油采收率潜力；（4）采用三维物理模型模拟定向井注、水平井采方式，研究聚合物微球在两层非均质性的深部调控性能，在高含水条件量化不同注入孔隙体积的聚合物微球提高原油采收率的潜力。

2 结果与讨论

2.1 聚合物微球干粉的微观形貌与粒径

聚合物微球呈淡黄色（图2a所示），固含量为33%，密度约为1.1g·cm-3。聚合物微球干粉的微观形貌如图2b所示，聚合物微球干粉形态呈球形，聚集紧密，粒径大小不等，微球最大粒径10μm左右，最小粒径为几百纳米，聚合物微球在干燥状态的中值粒径约4.2μm。

图2 聚合物微球干粉（a）与聚合物微球的微观形态（b）Fig.2 Powder（a）and micromorphology（b）of polymeric microspheres

2.2 聚合物微球的水化膨胀性能

聚合物微球通过水化效应膨胀，用注入水新鲜配制的聚合物微球分散液中聚合物微球的初始水化粒径分布见图3a。聚合物微球水化粒径的分布较宽，这与光学显微镜观察的结果相一致。聚合物微球初始水化的中值粒径（MV）15.1μm是干粉中值粒径的3.6倍，表明聚合物微球的水化作用较强，初始膨胀较快。

图3 聚合物微球的粒径分布（a）与在30℃和70℃膨胀倍数随时间的变化曲线（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℃

聚合物微球在室温（30℃）和油藏温度（70℃）条件的水化膨胀MV见图3b。通过测量不同水化时间聚合物微球的MV，可以计算聚合物微球的膨胀倍数（n=（d1-d0）/d0，其中d0为微球初始平均直径，d1为膨胀后的平均直径，n为膨胀倍数）。结果显示，温度对聚合物微球的膨胀倍率影响大，在室温溶胀速度较慢，完全膨胀的中值粒径25.2μm，溶胀倍数1.67；在70℃水化膨胀速度较快，完全膨胀时间20d左右，中值粒径达46.1μm，膨胀倍数3.04。聚合物微球在70℃，不同水化时间的微观形貌见图4。

图4 聚合物微球在不同水化时间的微观形貌（光学显微放大400倍）Fig.4 Micromorphology of polymeric microspheres as a function of hydration time,×400

由图4可见，聚合物微球在水溶液中呈球形，粒径大小差别较大，随着水化时间增加，小粒径和大粒径的微球同时膨胀变大，水化膨胀20d左右膨胀达到最大，而在后续水化过程中聚合物微球的粒径和微观形貌基本没有发生改变，证明聚合物微球在油藏环境具有优异的持水稳定性，聚合物微球具备油藏深部调剖的性能。

聚合物微球是化学交联的三维网状结构高分子，存在大量的极性水分子基团，如酰胺基（-CONH2），羧基（-COO-）等，这些基团与水分子形成氢键效应，宏观表现为水化膨胀；同时聚合物微球内部有许多空腔，能有效地锁住水分子，保持水化膨胀后的稳定性[9]。

2.3 聚合物微球在多孔介质的传播性及封堵性能

为了考察渗透率对聚合物微球注入过程的影响，固定聚合物微球浓度5000mg·L-1，注入速度0.2mL·min-1，注入1.6PV，评价聚合物微球在气测渗透率分别为5000和8000mD下的注入性及封堵能力。注入压力随着聚合物微球注入孔隙体积的变化关系见图5。

由图5（a）可见，注入压力随着聚合物微球注入量的增加而逐步提升，证明聚合物微球多孔介质中有良好的注入性和传播性。注入1.6PV的聚合物微球后进行后续水驱，压力进一步提升后保持稳定，这表明，聚合物微球能在多孔介质中深部运移，实现油藏的深部调剖。由图5b可见，发现聚合物微球注入压力及后续水驱的注入压力均有所降低，这表明聚合物微球将优先进入油藏渗透率区域，从而有效调整油层吸液剖面，实现非均质性的调控。当聚合物微球的注入压力及后续水驱的注入压力达到稳定，表征聚合物微球注入性和传播性的阻力系数（Ri）、非均质性调控的残余阻力系数（RK）和封堵率（h）可由下式获得：

图5 聚合物微球在气测渗透率5000mD（a）、8000mD（b）岩心的注入性及传播性Fig.5 Seepage performance of polymeric microspheres at cores with gas permeabilities of 5000mD and 8000mD

式中 Ri：注入阻力系数，无因次量；DP1：注入地层水时达到稳定时岩心两端压力降，MPa；DP2：注入微球体系时岩心两端压力降，MPa；RK：残余阻力系数，无因次量；h：封堵率，%；DP3：第二次注入地层水时岩心两端压力降，MPa。

气测5000mD岩心的注入阻力系数1.950、封堵率69.6%，气测8000mD岩心注入阻力系数为1.936、封堵率为53.2%，实验结果表明，聚合物微球在变化的多孔介质中均具有良好的传播性以及对非均质性的调控能力。

2.4 聚合物微球在不同含油饱和度的注入性及采收率

岩心的基本参数见表2，不同含油饱和度条件聚合物微球在多孔介质的注入性、传播性及提高采收率潜力见图6。各区域的F值均为0.2mL·min-1。

图6 聚合物微球在不同含油饱和度岩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

水驱过程中，随着压力上升岩心末端开始出油，采收率曲线随之上升。随着注入水的增加，岩心中纯油流动区缩小，油水混合流动区增加，岩心末端开始见水。岩心见水后，采出液含水率很快上升，见水后压力下降，采收率上升幅度减缓，一次水驱结束时，岩心剩余含油饱和度为30.61%、采收率为59.46%（图6a），岩心剩余含油饱和度为56.12%、采收率为33.9%（图6b），岩心剩余含油饱和度为69.76%、采收率为33.9%（图6c）。含油饱和度75.63%的岩心没有进行水驱，直接进行聚合物微球（图6d）。注入1500mg·L-1的纳米微球，注入速度0.2mL·min-1，注入2.1PV。在整个注入过程中，注入压力上升，随着岩心两端压力差上升，采液油也随之上升；采出液的含水率出现波动下降趋势，这是由于微球的运移，在较大孔吼道形成封堵，改善水流通道能力等，在注入微球一段时间后，延缓了含水率的上升。后续水驱，以0.2mL·min-1泵入注入水，微球封堵效果使得岩心渗透率降低，二次水驱压力开始下降；采收率曲线呈现上升趋势，但上升幅度有限，该阶段含水率已经达到95%以上，末端偶尔出油；最终当含水率到达99%时停止实验。

不同含油饱和度条件聚合物微球的提高采收率情况见表2。含油饱和度30.6%～75.6%条件，2.1PV聚合物微球及后续水驱提高采收率为46.9%～77.8%。实验结果表明，聚合物微球优异的深部调剖性能及提高采收率潜力。

表2 不同含油饱和度条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

采用双层非均质三维物理模型模拟定向井注-采井（两注、一采）见表3。研究聚合物微球在水平井的动态调剖效果及提高采收率潜力。

表3 双层非均质三维物理模型参数Tab.3 Physical parameters of 3D heterogeneous model

500mD/1000mD、水平井注-水平井采填砂模型，在产水率90%时注入不同量聚合物微球，产油速度和产水率变化见图7。

由图7可见，注入聚合物微球调剖后，模型产水率明显下降、产油量明显增加，注入微球量越大，产水率下降和产油量增加越明显。当注入0.015PV聚合物微球，模型产水率降低了12.0%，采收率提高了12.2%。非均质模型水驱后高渗带水突进明显，注入微球调堵后高渗区水突进明显受到抑制，低渗区动用状况明显改善。注入微球调堵时，微球主要进入高渗区，低渗区阻力大，微球注入量少。在后续水驱过程中，低渗区微球会向高渗区流动，并且高渗区微球会向采出井流动，起到“可动”调驱的作用。

图7 500mD/1000mD三维物理模型不同注入量聚合物微球调剖产油速度和产水率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

进一步研究聚合物微球500mD/1500mD、水平井注-水平井采填砂模型，不同产水率时机注聚合物微球调剖产油速度和产水率变化见图8。

图8 500mD/1500mD三维物理模型不同注入量聚合物微球调剖产油速度和产水率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

由图8可见，在相同聚合物微球注入量条件下，较低产水率时注微球调剖的控水增油效果要好于高产水率。含水率85%，0.015PV的聚合物微球提高原油采收率18.3%，对比图8的实验结果表明，在含水率相对较低状态，聚合物微球调堵效果越明显，提高采收率效应越明显。

3 结论

聚合物微球干粉形态呈球形，聚集紧密，粒径大小不等，干燥状态中值粒径约4.2μm，初始水化中值粒径（MV）为15.1μm是干粉MV的3.6倍。70℃、7403.7mg·L-1油藏条件，微球水化膨胀速度较快，完全膨胀时间20d左右，中值粒径达46.1μm，膨胀倍数3.04。后续老化过程中微球粒径和形貌基本不改变，证明聚合物微球在油藏环境具有优异的持水稳定性。微球在多孔介质中均有良好注入性和传播性，与地层渗透率兼容性优异，含油饱和度30.6%～75.6%条件，微球及后续水驱提高采收率为46.9%～77.8%。双层非均质三维物理模型模拟驱替实验表明水驱后微球主要进入高渗区，后续水驱过程中，低渗区微球会向高渗区流动，并且高渗区微球会向采出井流动，起到“可动”调驱的作用。研究结果为海上油田聚合物微球深部调剖的渗透率适应性，浓度和段塞设计，以及注入时机的优选提供重要支持。