聚合物微球油藏適應性評價方法及調驅機理研究

金玉寶，盧祥國，謝 坤，孫 哲，吳行才，劉義剛

（1.東北石油大學 石油工程學院 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油勘探與開發研究院采油所，北京 100083；3. 中海石油（中國）有限公司天津分公司研究院，天津 300450）

聚合物微球油藏適應性評價方法及調驅機理研究

金玉寶1，盧祥國1，謝 坤1，孫 哲1，吳行才2，劉義剛3

（1.東北石油大學 石油工程學院 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油勘探與開發研究院采油所，北京 100083；3. 中海石油（中國）有限公司天津分公司研究院，天津 300450）

以大慶油田儲層和流體物性為模擬對象，采用注入壓力、含水率和采收率等評價指標，對聚合物微球油藏適應性評價方法及調驅機理進行研究。實驗結果表明，隨著水化時間的延長，微球吸水膨脹倍數（Q）增加，初期膨脹較快，之后膨脹減緩。與SMGW相比，SMGY的Q增長較慢，Q較小。與聚合物相分子聚集體尺寸相比，SMGW和SMGY微球狀態粒徑分布范圍都較窄，具有更大的不可及孔隙體積。聚合物微球SMGW和SMGY通過巖心時，壓力達到穩定時的巖心滲透率極限值為237×10-3μm2和712×10-3μm2。聚合物微球調驅的調驅機理與聚合物驅不同，微球進入較大孔隙滯留和產生封堵作用，水進入較小孔隙發揮驅油作用。微球恒壓實驗的采收率增幅大于恒速實驗的值，聚合物微球調驅（模型Ⅳ）的增油效果要優于聚合物驅（模型Ⅱ）的增油效果。

大慶油藏；聚合物溶液；聚合物微球；粒徑分布；儲層適應性；驅油效果；機理分析

油田水驅開發是最經濟和最有效的開發方式。但由于受到油藏儲層非均質性影響，注入水會優先進入滲流阻力較小的高滲透層。隨著注水開發時間延長，一方面高滲透層含油飽和度降低會提高水相滲透率，導致吸水量增加；另一方面，受到注入水長期沖刷，巖石結構會受到破壞，造成高滲透層滲流阻力減小和吸水量進一步增加。因此，注水開發會導致低效和無效循環［1-5］。聚合物驅油技術是利用聚合物溶液在多孔介質內滯留來增加高滲透層滲流阻力，進而提高注入壓力和增加中低滲透層吸液壓差，最終達到增加中低滲透層吸液量即擴大中低滲透層波及體積的作用［6-7］。隨著聚合物驅油過程持續進行，一方面由于聚合物在中低滲透層中滯留所引起滲流阻力的增加值要遠大于在高滲透層中的增加值，于是造成中低滲透層吸液啟動壓力升高；另一方面，注入壓力因受到儲層巖石破裂壓力和設備耐壓能力限制，不可能無限制地提高。因此，中低滲透層吸液壓差（注入壓力與啟動壓力的差值）就會逐漸減小，吸液量逐漸降低，即出現所謂“剖面反轉”現象，這極大限制了聚合物驅增油降水效果，聚驅后仍有約50%儲量原油未被采出［8-11］。

近年來，聚合物微球調驅技術研究受到廣泛重視［12-15］，礦場試驗也取得明顯增油降水效果。此外，由于聚合物微球不需要熟化工藝環節，解決了長期困擾海上油田聚合物驅油技術應用效果和規模的技術難題，已經成為海上油田調驅調剖的重要措施之一。但也必須看到，與礦場試驗規模和應用效果相比較，微球調驅機理研究成果還不能滿足實際需求，目前微球性能評價仍主要沿用聚合物溶液方法和技術指標［16-18］，例如，黏度、流變性和黏彈性等，這在一定程度制約了微球調驅理論發展和技術進步。

本工作以大慶油田儲層和流體物性為模擬對象，采用注入壓力、含水率和采收率等評價指標，對聚合物微球油藏適應性評價方法及調驅機理進行研究。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

聚合物微球：SMGW和SMGY兩種，有效含量均為100%（w），中國石油勘探開發研究院采油所；聚合物（部分水解聚丙烯酰胺）干粉：相對分子質量1 900×104，固含量90%（w），中國石油大慶煉化公司；實驗用油：脫氣原油與煤油混合而成，黏度（45 ℃）為9.8 mPa·s，中國石油大慶油田第一采油廠。

實驗巖心為石英砂環氧樹脂膠結人造巖心［19］，其中聚合物微球與巖心孔隙適應性評價用巖心為柱狀巖心，巖心滲透率（Kg）為（170～1 005）×10-3μm2。聚合物溶液和聚合物微球調驅效果評價采用雙管模型，該模型由2塊人造均質巖心并聯而成，單塊巖心外觀幾何尺寸為30 cm× 4.5 cm×4.5 cm，Kg= 300×10-3mm2和 Kg= 2 700×10-3mm2。

實驗用水為中國石油大慶油田第一采油廠采出污水，表1為水質離子分析結果。

表1 水質離子分析結果Table 1 Water quality ion analysis

1.2 儀器

采用德國萊卡公司DM1750m型金相顯微鏡觀測聚合物微球粒徑；美國布魯克海文公司BI-200SM型廣角動/靜態光散射儀系統測試聚合物分子聚集體尺寸和光強分布；采用布氏黏度計測量調驅劑黏度；巖心驅替實驗裝置評價聚合物微球與巖心孔隙適應性和調驅增油降水效果。

2 結果與討論

2.1 聚合物微球水化膨脹特征參數

2.1.1 聚合物微球粒徑與時間關系

取一定量SMGW和SMGY聚合物微球與水混合，配制成200 mg/L的微球溶液，磁力攪拌器上勻速攪拌15 min，再將溶液置于45 ℃保溫箱中，一定時間后取出少量試樣進行觀測。圖1為微球粒徑與水化時間關系。由圖1可知，SMGY初始粒徑較大，隨著水化時間延長，2種微球粒徑均增大。SMGY水化膨脹過程中表現為體型結構，水化過程完成后結構致密，聚集性較好。

圖1 微球粒徑與水化時間關系Fig.1 The relationship between microsphere size and hydration time.

2.1.2 聚合物微球膨脹倍數與時間關系

膨脹倍數（Q）的計算見式（1）：

式中，d1，d2分別為吸水膨脹前后的微球粒徑，μm。

圖2為SMGW和SMGY聚合物微球的Q與水化時間關系。由圖2可知，隨著水化時間的延長，微球吸水Q增加，初期膨脹速率較快，之后膨脹速率減緩。與SMGW相比，SMGY的Q增長較慢，Q較小。

圖2 Q與水化時間關系Fig.2 The relationship between expansion times(Q) and hydration time.

2.1.3 聚合物微球粒徑分布

圖3為SMGW和SMGY聚合物微球顆粒粒徑分布。

圖3 聚合物微球顆粒粒徑分布Fig.3 Particle diameter distribution of polymer microspheres.

由圖3可知，SMGW和SMGY微球初始狀態粒徑分布范圍都較窄，其中SMGW微球初始狀態粒徑中值為3.94 μm，水化240 h后為19.56 μm，Q為3.96；SMGY微球初始狀態粒徑中值為13.72 μm，水化240 h后為116.46 μm，Q為7.49。

2.2 聚合物微球與巖石孔隙配伍性

聚合物微球與孔隙配伍性可用微球與孔隙尺寸匹配關系來評價。若水化前微球能夠進入巖心孔隙并在其中發生傳輸運移，且注入壓力呈現“升高—趨于穩定”態勢，就認為它們彼此間幾何尺寸是配伍的，此時巖心滲透率稱之為微球滲透率極限值［20］。否則，微球顆粒就會在巖心孔隙入口或孔隙內發生聚并或形成橋堵，最終造成注入壓力持續升高。

聚合物微球在多孔介質內滯留量的大小可以用阻力系數（FR）和殘余阻力系數（FRR）來評價，見式（2）和式（3）：

式中，δP1為巖心水驅壓差，δP2為微球注入壓差，δP3為后續水驅壓差。上述注入過程必須保持注液速率相同，注入量4～6 PV。

2.2.1 FR和FRR

表2為SMGW和SMGY的FR和FRR。由表2可知，在聚合物微球類型和濃度相同的條件下，隨Kg增加，FR和FRR減小。而隨Kg增加，孔喉尺寸增大，微球與巖心孔喉間配伍性變好，滯留量減小，滲流阻力降低，液流轉向效果變差。在后續水驅過程中，部分聚合物微球隨注入水流出巖心，孔隙內滯留量減小，滲流阻力降低。與微球SMGW相比較，微球SMGY粒徑較大，Kg相同條件下滯留量較大。

表2 FR和FRRTable 2 Resisitance factor(FR) and residual resisitance factor(FRR)

2.2.2 巖心滲透率極限

當SMGW和SMGY通過不同Kg的巖心時，注入壓力與PV數關系見圖4。

圖4 注入壓力與PV數關系Fig.4 The relationship between injection pressure and PV.

從圖4可知，在聚合物微球溶液注入過程中，隨Kg減小，注入壓力升高速率加快，壓力達到的穩定值較高。當Kg低于某個值（通常稱之為滲透率極限值［20］）時，注入壓力持續升高，甚至造成堵塞，表明微球與巖心孔喉尺寸間不匹配。依據上述Kg極限值定義和注入壓力曲線，確定聚合物微球SMGW和SMGY的Kg極限值為237×10-3μm2和712×10-3μm2。

2.3 聚合物驅和聚合物微球調驅增油效果及其動態特征

在聚合物溶液和微球藥劑費用相同條件下，開展恒定注入速度（恒速）或恒定注入壓力（恒壓）雙管并聯巖心調驅實驗。

先水驅至含水98%（w），采用恒速方式注入0.57 PV聚合物溶液（聚合物濃度為1 000 mg/L，污水），再后續水驅至98%（w），記為實驗模型Ⅰ；改變模型Ⅰ為恒壓方式，其他條件和步驟不變記為模型Ⅱ；先水驅至含水98%（w），采用恒速方式注入0.2 PV的SMGY微球溶液和0.37 PV的SMGW微球溶液各800 mg/L，靜置7 d后，再進行后續水驅到98%（w），記為模型Ⅲ；改變模型Ⅲ為恒壓方式，其他條件和步驟不變記為模型Ⅳ。

為確保聚合物微球溶液中微球不發生聚并和沉淀，采用聚合物溶液（200 mg/L）作為攜帶液，此時聚合物微球溶液黏度為8 mPa·s。為模擬大慶油田聚合物驅注入壓力升高倍數（水驅注入壓力6～7 MPa，聚驅注入壓力12～14 MPa，升高倍數2左右），恒壓實驗所用注入壓力是巖心水驅結束時注入壓力的2倍。

2.3.1 采收率及其影響因素

表3為采收率實驗結果。由表3可知，模型Ⅱ的聚合物驅采收率增幅為15.4百分點，模型Ⅰ為21.1百分點。無論恒壓還是恒速實驗，模型低滲透層采收率增幅較大，且恒速采收率增幅要高于恒壓的值。由此可見，在恒速實驗條件下，聚合物驅擴大波及體積即液流轉向效果較好，各個小層動用程度都呈現較大幅度提高。由表3還可知，模型Ⅳ聚合物微球驅采收率增幅為18.4百分點，模型Ⅲ為10.0百分點。與模型Ⅰ和模型Ⅱ對聚合物驅增油效果影響規律相比較，模型Ⅲ和模型Ⅳ對聚合物微球調驅增油效果影響規律恰恰相反，即恒壓實驗采收率增幅大于恒速的值；在恒壓實驗條件下，聚合物微球調驅（模型Ⅳ）的增油效果要優于聚合物驅（模型Ⅱ）的增油效果。

表3 采收率實驗結果Table 3 Experimental results of oil recovery

2.3.2 注入壓力、含水率和分流率變化規律

圖5為實驗過程中模型注入壓力、含水率和采收率與PV數關系。由圖5可知，當采取恒速注入方式時，調驅劑注入過程中注入壓力都呈現持續升高態勢，其中模型Ⅰ注入壓力要遠高于模型Ⅲ注入壓力，因而聚合物驅含水率降幅較大，采收率增幅較高，表明注入壓力高低在一定程度上決定了擴大波及體積效果即增油降水效果優劣。而恒壓注入方式所采用的注入壓力較低，但注入壓力高低對聚合物溶液和聚合物微球產生了不同增油降水效果。在恒壓條件下，模型Ⅱ采收率增幅為15.4百分點，模型Ⅳ為18.4百分點。由此可見，對于聚合物微球調驅存在與聚合物驅不同的調驅機理。

圖5 注入壓力、含水率和采收率與PV數關系Fig.5 Injection pressure，moisture content，oil recovery and its relation to PV.

圖6為實驗過程中模型各小層分流率和含水率與PV數關系。由圖6可知，無論是恒速還是恒壓注入方式，由于液流轉向作用，在調驅劑注入過程中高滲透層分流率呈現下降趨勢，低滲透層呈現上升趨勢，其中聚合物溶液的分流率變化幅度較大，聚合物微球變化幅度較小。進一步分析表明，與聚合物溶液相反，模型Ⅳ分流率較大，模型Ⅲ較小。由此可見，對于聚合物微球，恰當的注入速度不僅可減緩微球在孔隙內突進現象，而且有利于水相進入較小孔隙中發揮驅油作用，低滲透層含水率升高速度較低。因此，模型Ⅳ增油降水效果不僅優于模型Ⅲ，而且優于模型Ⅱ。

圖6 小層分流率和含水率與PV數關系Fig.6 Shunt fraction，moisture content of various layer and its relation to PV.

圖7為恒壓條件下，產液速率與注入PV數關系。由圖7可知，無論是各小層還是模型聚合物微球調驅過程的產液速率都要高于聚合物溶液的值。

圖7 產液速度與PV數關系Fig.7 The relationship between of rate of fluid produled and PV.

2.4 聚合物分子聚集體和微球粒徑及其分布對驅油機理的影響

2.4.1 聚合物分子聚集體和微球尺寸及其分布特征圖8為聚合物溶液中聚合物分子聚集體光強分布曲線。將圖8與圖3對比可知，聚合物微球溶液中微球分布范圍比較窄，粒徑大小相差不超過2倍。聚合物溶液中聚合物分子聚集體分布范圍比較寬［21-24］，尺寸從幾納米到數千納米都有分布，粒徑大小相差超過1 000倍。由此可見，聚合物溶液是一個極度不均勻的分散體系，可近似看作連續相體系。而聚合物微球則是一個十分均勻的分散體系，可近似看作非連續相體系。在聚合物溶液通過巖心過程中，因聚合物分子聚集體與孔喉尺寸間配伍性問題，巖心中有一部分孔隙不能被聚合物溶液波及，這部分孔隙體積稱之為不可及孔隙體積。與聚合物溶液相比較，聚合物微球粒徑分布比較窄，顆粒只能進入與其尺寸相匹配的大孔隙，并在其中發生滯留，造成孔隙過流斷面減小、滲流阻力增加和注入壓力升高，促使微球攜帶液水轉向進入小孔隙，進而提高了這部分區域的動用程度。

圖8 聚合物分子聚集體分布Fig.8 Molecular aggregates distribution of polymer.

2.4.2 聚合物微球液流轉向機理

圖9為聚合物微球在微觀可視化模型中傳輸運移和液流轉向過程。

圖9 聚合物微球調驅機理Fig.9 Profile controlling and flooding mechanism of polymer microspheres.

由圖9可知，在平面填砂微觀模型中存在孔徑大小不同的孔道。依據毛管力理論，孔徑愈大，毛管力愈小，滲流阻力愈小。因此，在水驅過程中，注入水首先進入優勢通道（孔徑較大孔道），促使其中的油發生運移，這部分孔道最終被注入水占據。在聚合物微球注入過程中，微球仍先進入原水流優勢通道，并在其中運移（見圖9a和9b）。一旦微球進入孔隙喉道，因其粒徑大于吼道尺寸，就會被喉道捕集，導致滲流阻力增加和注入壓力升高。隨注入壓力升高，微球受到外力作用逐漸增強，其外形由初期的球狀變為長條狀，最終通過喉道并繼續向前運移和發生下一次捕集（見圖9c和9d）。隨著孔隙內微球吸水膨脹和數量增大，它在部分孔隙處會發生捕集、聚并和形成橋堵，促使后續水進入孔徑較小孔道（圖9e和9f），實現液流轉向和擴大波及體積。如此不斷重復捕集—堵塞—液流轉向的過程，最終實現擴大波及體積的目的。

綜上所述，與連續相聚合物溶液相比較，聚合物微球溶液為非連續相，其中微球在巖石大孔隙中發揮堵塞和液流轉向作用，水則進入中小孔隙發揮驅油作用。此外，聚合物溶液中聚合物分子聚集體尺寸分布較寬，聚合物分子聚集體不可及孔隙體積較大，微觀波及效率受到極大影響。與聚合物溶液不同，聚合物微球粒徑分布較窄，具有“堵大不堵小”性能特征，即微球進入較大孔隙滯留和產生封堵作用，水進入較小孔隙發揮驅油。

3 結論

1）SMGY水化膨脹過程中表現為體型結構，水化過程完成后結構致密，聚集性較好。

2）隨著水化時間的延長，微球吸水Q增加，初期膨脹速度較快，之后膨脹速度減緩。與SMGW相比，SMGY的Q增長較慢，Q較小。SMGW和SMGY微球初始狀態粒徑分布范圍都較窄，其中SMGW微球初始狀態粒徑中值為3.94 μm，水化240 h后為19.56 μm，Q為3.96；SMGY微球初始狀態粒徑中值為13.72 μm，水化240 h后為116.46 μm，Q為7.49。

3）與聚合物相分子聚集體尺寸相比，SMGW和SMGY微球狀態粒徑分布范圍都較窄，具有更大的不可及孔隙體積。聚合物微球SMGW和SMGY通過巖心時，壓力達到穩定時的Kg極限值為237×10-3μm2和712×10-3μm2。

4）聚合物微球調驅存在與聚合物驅不同的調驅機理，微球進入較大孔隙滯留和產生封堵作用，水進入較小孔隙發揮驅油作用。微球恒壓實驗采收率增幅大于恒速的值，在恒壓實驗條件下，聚合物微球調驅（模型Ⅳ）增油效果要優于聚合物驅（模型Ⅱ）增油效果。

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（編輯 楊天予）

Polymer microspheres reservoir adaptability evaluation method and the mechanism of oil displacement

Jin Yubao1，Lu Xiangguo1，Xie Kun1，Sun Zhe1，Wu Xingcai2，Liu Yigang3

（1. Petroleum Engineering College，Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China；2. China Petroleum Exploration and Development Research Institute Oil Production，Beijing 100083，China；3. Tianjin Branch Institute，Cnooc (China) Co.，LTD，Tianjin 300450，China）

Researches on reservoir adaptability evaluation methods of polymeric microsphere and its flooding mechanism were carried out，taking reservoir geology and fluid property of typical area in Daqing as research platform，regarding injection pressure，moisture content and oil recovery efficiency as evaluation index. Results show that，with the extension of hydration time，the expansion times(Q) increases，the early expansion rate is faster，and after inflation rate is slow. Compared with the SMGW，the Q growth of SMGYis slow and Q is small. Compared with the polymer molecule aggregate，the size distribution of microspheres is narrow，so the inaccessible pore volume of microspheres is greater than that of the polymer solution. When polymeric microsphere samples SMGWand SMGYpass core and injection pressure reaches a steady，the permeability limitation is 237× 10-3μm2and 712×10-3μm2. Microspheres flooding mechanism is different from polymer flooding，displacement move into the larger pores and the sealing action，and the water enters the smaller pores and drives the oil. Microspheres constant-pressure experiment of recovery growth is greater than constant rate experiment，microspheres (Ⅳ) model of profile modification and oil displacement effect is superior to the effect of polymer flooding (Ⅱ) model.

book=926,ebook=91

Daqing reservoir；polymer solution；polymer microsphere；size distribution；reservoir adaptability；oil displacement efficiency；mechanism analysis

1000-8144（2017）07-0925-09

TQ 016

A

10.3969/j.issn.1000-8144.2017.07.016

2017-02-20；［修改稿日期］2017-05-01。

金玉寶（1992—），男，黑龍江省綏化市人，碩士生，電話 13284598900，電郵 675508828@qq.com。聯系人：盧祥國，電話0459-6503406，電郵 luxiangg2003@aliyun.com。

國家“十三五”科技重大專項子課題（2016ZX05058-003-010）；國家自然科學基金項目（51574086）。