渤海L 油田缓膨微球深部调驱实验研究*

张晓冉，刘长龙，赵 鹏，苑玉静，韩玉贵

（中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津 300452）

深部调驱技术作为改善在生产油田常规注水开发效果，提高未波及区及低波及区储层采收率的重要手段之一，已在陆上及海上油田有较多成功案例[1-7]。目前，常用的深部调驱体系有弱凝胶、聚合物微球、泡沫及膨胀颗粒等，结合目标油田储层特点、油田开发现状和原油性质，采用不同的注入体系及注入方式[8-10]。

渤海L 油田化学驱结束后，注采井间优势通道明显，后续注入水窜流情况严重，加之储层厚度较大、非均质性强，层间渗透率极差大，造成注入水低效、无效循环，造成资源严重浪费，急需开展注水剖面调整措施。本文以室内自主合成缓膨纳米微球为研究对象，考察微球体系粒度、黏度及封堵性能分析，并考察体系在非均质岩心中调驱性能，为提高L油田低波及区储层采收率提供指导依据。

1 储层优势通道分析

L 油田化学驱后恢复水驱开发，注采比大幅上升，全区含水率上升明显，化学驱井组含水率迅速上升至90%，多年化学驱过程中形成的高渗窜流条带未得到较好的控制，水驱前缘沿高渗条带迅速突进。以5#井为例，油藏数值模拟结果表明，5#井与油藏低部位11#、34#、8#及44#四口井及高部位6#井之间均有连通，其中，与11#、34#和06#之间存在高渗透区且历史拟合结果发现注采关系较强。以5#井为注入井开展井组井间示踪监测，结果表明，6#井示踪剂见剂时间21d，见剂峰值44100μg·L-1；11#井见剂时间22d，见剂峰值8203μg·L-1；34#见剂时间23d，见剂峰值18122μg·L-1；44#见剂时间21d，见剂峰值8354.828μg·L-1；8#井 见 剂 时 间25d，见 剂 峰 值3371.595μg·L-1。示踪剂检测结果表明，5#井组注采井间存在明显的水窜优势渗流通道，需进行深部调驱措施，抑制高渗带水窜，改善吸液剖面和后续水驱阶段开采效果。

2 实验部分

2.1 材料及方法

自主合成缓膨纳米微球的主要调驱机理是在控制膨胀时间的基础上实现微球的弹性变形和物理封堵。缓膨微球在膨胀初期进入地层，吸水膨胀后粒径变大滞留在孔喉处，产生架桥作用堵塞孔喉，造成液体流向改变，起到封堵作用。在后续注入液压差作用下微球变形、突破、再封堵，实现不同孔喉尺寸逐级液流改向，启动低动用储层实现逐级逐步深部调剖。

图1 缓膨微球在多孔介质中作用机理Fig.1 Mechanism of action of slow expansion microspheres in porous media

实验材料 缓膨微球HPQ-1（实验室自主合成）；聚合物部分水解聚丙烯酰胺（2000 万分子量，大庆炼化公司）；实验用水为配制模拟水（由NaCl、CaCl2、MgCl2和Na2SO4配制，AR，南京化学试剂公司）。

实验仪器 NKT-N9 型激光粒度分布仪（山东耐克特分析仪器有限公司）；DV-II+PRO 型旋转粘度计（美国博勒飞公司）；JEM-1400 Flash 型透射电子显微镜（日本电子公司）；钢制填砂管模型（自主研发）。

2.2 微球膨胀粒径及形态分析

2.2.1 微球膨胀粒径分析 配制缓膨纳米微球颗粒水溶液，随着时间推移，微球粒度不断变化。在55℃条件下，采用激光粒度分布仪对微球粒径进行20d持续水化膨胀粒径测试分析，并用透射电镜观察不同膨胀时间微球颗粒状态。见图2。

图2 缓膨微球不同膨胀时间粒度分析Fig.2 Grain size analysis of slow expansion microspheres at different expansion times

实验结果表明，初始状态缓膨微球平均粒径分布主要集中在400～600nm，粒径分布较集中，随着测试时间延长，微球粒径逐渐增大，见图2。膨胀5d 后微球粒径增长至1～10μm，膨胀20d 后微球粒径主要分布在10μm 左右。因此，现场实际注入过程中，初始状态微球可顺利注入地层，通过狭窄较小的孔喉，可进入储层深部，具有良好的注入性。膨胀后微球尺寸具备封堵地层孔喉的要求。

2.2.2 微球膨胀形态分析 采用透射电子显微镜记录不同膨胀时间下微球的形态变化，观察膨胀20d后微球颗粒的水化膨胀程度，结果见图3。

图3 不同膨胀时间透射电镜照片Fig.3 TEM photos of different expansion times

由图3 可知，微球初始状态为规则球形，如图3（a），随着膨胀时间的延长，水分子进入微球，粒径增大，表面云雾状区域逐渐扩大，如图3（b）。膨胀后期微球核心严重水化，表面云状区域颜色也相对于初、中期要更加接近核心，说明微球颗粒已膨胀较充分，有利于微球在油藏深部变形通过，实现油藏深部运移。

2.3 黏度分析

2.3.1 不同浓度体系黏度变化 微球体系黏度是衡量波及效率的重要指标之一，采用旋转粘度计测量初始膨胀条件下，不同剪切速率下不同浓度缓膨微球体系黏度变化规律，结果见图4。

图4 不同浓度缓膨微球黏度变化曲线Fig.4 Viscosity variation curves of slow-expanding microspheres with different concentrations

图4 结果表明，在相同剪切速率情况下，随着缓膨微球体系浓度增加，表观黏度逐渐增大；在较低的剪切速率下，不同浓度的缓膨微球分散体系的黏度随着剪切速率的增加而上下波动，但整体黏度降低，表现出剪切变稀的假塑性流体特征；在较高的剪切速率下，缓膨微球体系黏度随剪切速率增加而增大，表现出明显的剪切增稠的胀流体特性，体系在高速率剪切环境下，微球和微球之间开始连成“团簇”，团簇和团簇在水环境中，彼此间摩擦力增加，流动阻力增大，在流变曲线中表现为黏度开始陡增。

2.3.2 不同膨胀时间体系黏度变化 根据实验结果，固定体系浓度0.2%，测量不同膨胀时间下体系黏度变化规律，见图5。

图5 缓膨微球在不同膨胀时间下的黏度变化曲线Fig.5 Variation curves of viscosity of slow-expanding microspheres at different expansion times

由图5 可知，在固定体系浓度下，随着微球体系水化膨胀时间的延长，体系黏度逐渐增大，且随着剪切速率的变化，仍然呈现低速剪切变稀和高速剪切增稠的特性。随着膨胀时间的延长，黏度曲线逐渐上移，膨胀21d 后体系黏度增大接近80%，表现出较好的增黏性。

2.4 岩心封堵分析

2.4.1 常规岩心封堵实验 采用1000mD 填砂管岩心测量不同注入速度下缓膨微球体系封堵情况，计算不同注入速度下阻力系数，结果见图6。

图6 不同注入速度缓膨微球注入阻力系数Fig.6 Injection resistance coefficient of slow-expanding microspheres with different injection speeds

由图6 可以看出，缓膨微球的注入阻力系数随着浓度的增加而降低。当缓膨微球注入浓度为1500mg·L-1时，由于储层渗透率大、孔喉尺寸较大，微球封堵时间较慢，且随着注入速度增大，微球架桥封堵几率降低，单个微球单体快速通过孔喉，封堵能力减弱，阻力系数降低。当微球浓度为3000mg·L-1时，随着微球浓度的增加，单位体积内微球的数量增加，在体系注入过程中更容易发生聚集和滞留，在岩心孔喉中形成有效封堵，因此，阻力系数增加，封堵效果提高。但随着注入速度增加，阻力系数仍呈降低趋势。

2.4.2 长岩心运移实验 通过1000mD 多测压点长填砂管实验，评价缓膨微球在高渗储层长距离运移的封堵作用。为模拟油田实际生产情况，注缓膨微球前注入聚合物段塞，并注入0.5PV 微球段塞，开展后续水驱至含水98%。注入微球水化膨胀时间为24h。实验结果见图7。

图7 结果表明，在长距离岩心运移过程中，缓膨微球体系注入阶段，能够有效实现优势渗流通道封堵，后续水驱压差增大1.5～2 倍，且微球向地层深部运移，实现深部调驱。

图7 长岩心缓膨微球封堵压力曲线Fig.7 Plugging pressure curve of slow expansion microsphere in long core

3 结论

（1）自主合成缓膨微球HPQ-1 初始平均粒径在400～600nm，水化20d 后部分微球粒径膨胀到10μm级别，膨胀后期微球核心严重水化，表面云状区域颜色也相对于初、中期要更加接近核心，说明微球颗粒已膨胀较充分，有利于微球在油藏深部变形通过，实现油藏深部运移。高剪切速率下，体系黏度随剪切速率增加而增大，表现出明显的剪切增稠的流体特性。

（2）岩心封堵实验结果表明，缓膨微球体系能够有效封堵优势渗流通道，提高体系浓度可以提高阻力系数，增强封堵效果，长岩心运移实验表明，注入缓膨微球体系后续水驱注入压差增大，增大1.5～2倍，微球持续向地层深部运移，有效实现深部调驱，改变深部注入水流向。