不同粒徑組合納米聚合物微球調驅性能研究

楊歡，黃志學 (長江大學化學與環境工程學院，湖北 荊州 434023)

張滿 (中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西 榆林 718615)

鄭力軍，馬波 (中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018)

于小榮 (長江大學化學與環境工程學院，湖北 荊州 434023)

劉銳 (西南石油大學石油工程學院，四川 成都 637001)

油田進入特高含水期后，傳統的注水開發多存在低效和無效循環，因此，油田多采用調剖堵水技術來對高滲透層進行封堵[1,2]。傳統的調剖堵水劑主要有聚合物、交聯聚合物以及顆粒型調剖堵水劑[3～5]等，但常規調剖堵水劑存在注入性能與封堵強度之間的矛盾，變形能力差，作用半徑較小，易堵塞地層，只能用于近井地帶，難以進入油藏深部，對改善油藏非均質性、提高采收率效果較差[6～9]。聚合物微球深部調驅技術一方面利用聚合物微球在巖石表面的單層吸附來降低水相滲透率[10]；另一方面通過顆粒的水化膨脹對孔隙喉道進行封堵，同時在高壓狀態下通過變形運移到深部，從而實現逐級封堵[11]。He等[12]制備了平均粒徑為1.65～2.86nm的聚丙烯酰胺-co-DVB聚合物微球，該聚合物微球在孔隙喉道中水化膨脹后與鈣、鎂離子作用形成網狀結構進行封堵，這種封堵結構可以較好地降低水相滲透率。賈玉琴等[13]采用分散聚合方法制備大粒徑核殼結構聚丙烯酰胺共聚物微球，該微球尺寸在10～30μm，膨脹倍數達20～50倍，巖心封堵率達到99.16%，具有良好的封堵效果。趙懷珍[14]等使用丙烯酰胺為主劑，采用反相微乳液聚合制備了水溶性交聯聚合物微球，該聚合物微球進入巖心后首先堵塞大孔徑通道，使注入壓力提高，隨后進入巖心深部進行封堵，具有改善高滲透率巖心(3.058D)非均質性的效果。但是上述研究大多是針對單一粒徑的聚合物微球注入性能的研究，而不同粒徑組合的聚合物微球在油藏中的應用研究較少。為了提高聚合物微球在油藏環境中的適應性，實現油藏深部調驅，筆者對不同粒徑組合的聚合物微球在油藏條件下的水化膨脹性能、流變性能、封堵性能和驅油性能進行了研究，這對豐富聚合物微球在油藏中的適應性具有理論和實際意義。

1 試驗部分

1.1 試劑與儀器

1)試劑。納米聚合物微球，工業品，粒徑數據見圖1；NaCl、CaCl2、MgCl2、Na2SO4、NaHCO3，分析純，國藥集團化學試劑有限公司；試驗用水為長慶油田模擬水，礦化度95069mg/L，具體離子組成見表1；試驗用油為長慶油田模擬油(酸值0.1mg/g，密度0.8679g/cm3(60℃)，黏度17.6mPa·s(60℃))。

表1 地層水離子組成及質量濃度

2)儀器。S-360電子顯微鏡，Leica公司；KQS-150超聲分散儀，上海向帆儀器有限公司；Microtrac S3500激光粒度分析儀，美國。Nano ZS激光粒度儀，馬爾文公司；DV3T流變儀，美國Brookfield；JHCF 常規巖心流動試驗儀，荊州現代石油科技發展有限公司。

1.2 結構表征及性能評價方法

1.2.1 SEM分析

將少量納米聚合物微球粉末置于干凈的玻片上，表面噴金處理，采用電子顯微鏡測試樣品的微觀形貌，試驗溫度20℃。

1.2.2 粒徑測試及水化膨脹率

用地層水配制2000mg/L的納米聚合物微球分散體系，在60℃下老化，用激光粒度儀測定其粒徑分布變化情況并計算其水化膨脹率[15]。入射光波長為633nm(173°背散射)，每個樣品測定3次，測量間隔15min，測量溫度20℃。水化膨脹率計算公式如下：

式中：e為水化膨脹率，%；d2為水化膨脹后納米聚合物微球的平均粒徑，nm；d1為水化膨脹前納米聚合物微球的平均粒徑，nm。

1.2.3 填砂管模型測試

首先用長慶油田模擬水對填砂管(?3.8cm×30cm)進行飽和(注入速度0.5mL/min)，測定填砂管的滲透率k1，直到驅替壓力p1達到穩定；其次，向填砂管中注入0.5PV的聚合物微球進行微球驅，記錄注入壓力p1、填砂管中間段壓力p2、p3以及填砂管后段壓力p4，模型裝置見圖2；最后，水驅至驅替壓力p1達到穩定，記錄p2、p3、p4的壓力，得到注入聚合物微球后填砂管的滲透率k2，計算殘余阻力系數Rff及封堵率η[16]:

式中：Rff為殘余阻力系數，1；p1、p2、p3、p4分別為填砂管入口、中間段2處、后段的壓力，MPa；η為封堵率，%；k1為填砂管的飽和滲透率，mD；k2為填砂管的微球驅后滲透率，mD。

2 結果與討論

2.1 聚合物微球微觀形貌

聚合物微球的微觀形貌見圖3，聚合物微球呈現規則的球形結構，且表面光滑。

2.2 水化膨脹性能

用地層水配制2000mg/L的納米聚合物微球分散體系，在60℃下老化，納米聚合物微球水化膨脹倍數與水化時間的關系如圖4所示。可以看出，50nm聚合物微球膨脹倍數為8.6，80nm聚合物微球膨脹倍數為9.1，100nm聚合物微球膨脹倍數為10.5，300nm聚合物微球膨脹倍數為11.2，均可以有效地對后續的注入劑產生阻力，適合在中低滲的油田使用。

對比單一粒徑的納米聚合物微球和不同粒徑組合(質量比1∶1)的納米聚合物微球，水化時間小于3d時，單一粒徑(300nm除外)的納米聚合物微球的水化膨脹速率均較快。第3天，80nm+100nm不同粒徑組合聚合物微球膨脹速率突然加快；超過3d后，80nm+300nm不同粒徑組合聚合物微球膨脹速率突然加快；超過5d后，100nm+300nm不同粒徑組合聚合物微球膨脹速率突然加快。這是由于微球粒徑越小，比表面積越大，越容易吸水，較小粒徑的聚合物微球(如50nm)在前2～3天即可達到最大膨脹速率；而粒徑較大的聚合物微球(如300nm)約需要6～7d可達到最大的膨脹速率。在實際驅油過程中，聚合物微球注入到地層后，隨著注入水運移到油藏深部，水化膨脹效果好的聚合物微球可有效地對后續注入水產生水阻，使后續注入流體繞流，從而擴大波及系數，起到封堵高滲透層、啟動低滲透層、降水增油的作用。從水化效果及膨脹倍數方面考慮，100nm+300nm不同粒徑組合聚合物微球和300nm聚合物微球性能較好，50nm聚合物微球性能較差。

2.3 封堵性能

納米聚合物微球在相近滲透率填砂管中的封堵試驗結果如表2所示，納米聚合物微球會在巖心的孔隙中形成卡堵作用，從而在巖心中具有一定的封堵性能。殘余阻力系數反映了乳狀液降低孔隙介質滲透率的能力。由表2可以看出，單一粒徑納米聚合物微球的粒徑越大，封堵效果越好；在近似的條件下，不同粒徑組合納米聚合物微球的封堵效果更加顯著，其中100nm+300nm不同粒徑組合聚合物微球封堵效果最好，可達90.38%。

表2 聚合物微球的封堵能力

2.4 驅油性能

2.4.1 單一粒徑納米聚合物微球

不同單一粒徑納米聚合物微球分別在高、低滲透率巖心中的驅油結果如表3所示。可以看出，當填砂管滲透率較低時，粒徑較小的聚合物微球采收率增值較高；當填砂管滲透率較高時，粒徑為300nm的聚合物微球采收率增值可達10.7%。這是因為當填砂管滲透率較高時，納米聚合物微球顆粒太小，不能對孔隙喉道產生封堵；而當填砂管滲透率較低時，納米聚合物微球太大則容易堵塞地層，達不到啟動低滲透層的效果。從圖5中可以看出，不同粒徑的納米聚合物微球對低滲透率巖心的壓力增加幅度均要高于高滲透率巖心，小粒徑的納米聚合物微球(50nm和80nm)對巖心壓力的影響要大于大粒徑的納米聚合物微球(100nm和300nm)，隨著納米聚合物微球粒徑的增大，巖心壓力的增加幅度變化減小，這體現了納米聚合物微球的選擇性封堵能力以及改善非均質性能。

表3 單一粒徑納米聚合物微球驅油結果

2.4.2 不同粒徑組合納米聚合物微球

鑒于粒徑為300nm的聚合物微球在高、低滲透層均具有較好的驅油性能，因此測試50nm+300nm、100nm+300nm不同粒徑組合聚合物微球在模擬油藏條件下的驅油性能。注入速度0.5mL/min，注入體積0.5PV，從不同粒徑組合納米聚合物微球驅替壓力變化(見圖6)來看，聚合物微球驅后填砂管內的壓力迅速上升，特別是100nm+300nm不同粒徑組合聚合物微球在高、低滲透率填砂管內壓力的影響較為一致。驅油試驗結果如表4所示，不同粒徑組合后的納米聚合物微球不管是對高滲透率巖心還是低滲透率巖心均比其單一粒徑納米聚合物微球具有更好的驅油效果。這體現了不同粒徑組合后的納米聚合物微球具有較好的選擇性封堵能力。

表4 不同粒徑組合納米聚合物微球驅油結果

3 結論

1)該系列聚合物微球具有較好的圓球度及穩定性，可以在地層水中分散并且穩定的存在。

2)納米聚合物微球的水化膨脹速率與水化時間成正比。300nm聚合物微球水化膨脹性能較好，第8天可達膨脹倍數最大值(約11.2倍)；100nm+300nm聚合物微球在第5天后水化膨脹速率加快，第7天膨脹倍數約10.8倍，第8天膨脹倍數約11倍。

3)小粒徑的納米聚合物微球(50nm和80nm)對巖心壓力的影響要大于大粒徑的聚合物微球(100nm和300nm)；不同粒徑組合納米聚合物微球在高、低滲透率巖心中的驅油效果均優于單一粒徑納米聚合物微球的效果，體現了組合后的聚合物微球具有較好的選擇性封堵能力。