渤海L 油田緩膨微球深部調驅實驗研究*

張曉冉，劉長龍，趙 鵬，苑玉靜，韓玉貴

（中海石油（中國）有限公司 天津分公司，天津 300452）

深部調驅技術作為改善在生產油田常規注水開發效果，提高未波及區及低波及區儲層采收率的重要手段之一，已在陸上及海上油田有較多成功案例[1-7]。目前，常用的深部調驅體系有弱凝膠、聚合物微球、泡沫及膨脹顆粒等，結合目標油田儲層特點、油田開發現狀和原油性質，采用不同的注入體系及注入方式[8-10]。

渤海L 油田化學驅結束后，注采井間優勢通道明顯，后續注入水竄流情況嚴重，加之儲層厚度較大、非均質性強，層間滲透率極差大，造成注入水低效、無效循環，造成資源嚴重浪費，急需開展注水剖面調整措施。本文以室內自主合成緩膨納米微球為研究對象，考察微球體系粒度、黏度及封堵性能分析，并考察體系在非均質巖心中調驅性能，為提高L油田低波及區儲層采收率提供指導依據。

1 儲層優勢通道分析

L 油田化學驅后恢復水驅開發，注采比大幅上升，全區含水率上升明顯，化學驅井組含水率迅速上升至90%，多年化學驅過程中形成的高滲竄流條帶未得到較好的控制，水驅前緣沿高滲條帶迅速突進。以5#井為例，油藏數值模擬結果表明，5#井與油藏低部位11#、34#、8#及44#四口井及高部位6#井之間均有連通，其中，與11#、34#和06#之間存在高滲透區且歷史擬合結果發現注采關系較強。以5#井為注入井開展井組井間示蹤監測，結果表明，6#井示蹤劑見劑時間21d，見劑峰值44100μg·L-1；11#井見劑時間22d，見劑峰值8203μg·L-1；34#見劑時間23d，見劑峰值18122μg·L-1；44#見劑時間21d，見劑峰值8354.828μg·L-1；8#井 見 劑 時 間25d，見 劑 峰 值3371.595μg·L-1。示蹤劑檢測結果表明，5#井組注采井間存在明顯的水竄優勢滲流通道，需進行深部調驅措施，抑制高滲帶水竄，改善吸液剖面和后續水驅階段開采效果。

2 實驗部分

2.1 材料及方法

自主合成緩膨納米微球的主要調驅機理是在控制膨脹時間的基礎上實現微球的彈性變形和物理封堵。緩膨微球在膨脹初期進入地層，吸水膨脹后粒徑變大滯留在孔喉處，產生架橋作用堵塞孔喉，造成液體流向改變，起到封堵作用。在后續注入液壓差作用下微球變形、突破、再封堵，實現不同孔喉尺寸逐級液流改向，啟動低動用儲層實現逐級逐步深部調剖。

圖1 緩膨微球在多孔介質中作用機理Fig.1 Mechanism of action of slow expansion microspheres in porous media

實驗材料 緩膨微球HPQ-1（實驗室自主合成）；聚合物部分水解聚丙烯酰胺（2000 萬分子量，大慶煉化公司）；實驗用水為配制模擬水（由NaCl、CaCl2、MgCl2和Na2SO4配制，AR，南京化學試劑公司）。

實驗儀器 NKT-N9 型激光粒度分布儀（山東耐克特分析儀器有限公司）；DV-II+PRO 型旋轉粘度計（美國博勒飛公司）；JEM-1400 Flash 型透射電子顯微鏡（日本電子公司）；鋼制填砂管模型（自主研發）。

2.2 微球膨脹粒徑及形態分析

2.2.1 微球膨脹粒徑分析 配制緩膨納米微球顆粒水溶液，隨著時間推移，微球粒度不斷變化。在55℃條件下，采用激光粒度分布儀對微球粒徑進行20d持續水化膨脹粒徑測試分析，并用透射電鏡觀察不同膨脹時間微球顆粒狀態。見圖2。

圖2 緩膨微球不同膨脹時間粒度分析Fig.2 Grain size analysis of slow expansion microspheres at different expansion times

實驗結果表明，初始狀態緩膨微球平均粒徑分布主要集中在400～600nm，粒徑分布較集中，隨著測試時間延長，微球粒徑逐漸增大，見圖2。膨脹5d 后微球粒徑增長至1～10μm，膨脹20d 后微球粒徑主要分布在10μm 左右。因此，現場實際注入過程中，初始狀態微球可順利注入地層，通過狹窄較小的孔喉，可進入儲層深部，具有良好的注入性。膨脹后微球尺寸具備封堵地層孔喉的要求。

2.2.2 微球膨脹形態分析 采用透射電子顯微鏡記錄不同膨脹時間下微球的形態變化，觀察膨脹20d后微球顆粒的水化膨脹程度，結果見圖3。

圖3 不同膨脹時間透射電鏡照片Fig.3 TEM photos of different expansion times

由圖3 可知，微球初始狀態為規則球形，如圖3（a），隨著膨脹時間的延長，水分子進入微球，粒徑增大，表面云霧狀區域逐漸擴大，如圖3（b）。膨脹后期微球核心嚴重水化，表面云狀區域顏色也相對于初、中期要更加接近核心，說明微球顆粒已膨脹較充分，有利于微球在油藏深部變形通過，實現油藏深部運移。

2.3 黏度分析

2.3.1 不同濃度體系黏度變化 微球體系黏度是衡量波及效率的重要指標之一，采用旋轉粘度計測量初始膨脹條件下，不同剪切速率下不同濃度緩膨微球體系黏度變化規律，結果見圖4。

圖4 不同濃度緩膨微球黏度變化曲線Fig.4 Viscosity variation curves of slow-expanding microspheres with different concentrations

圖4 結果表明，在相同剪切速率情況下，隨著緩膨微球體系濃度增加，表觀黏度逐漸增大；在較低的剪切速率下，不同濃度的緩膨微球分散體系的黏度隨著剪切速率的增加而上下波動，但整體黏度降低，表現出剪切變稀的假塑性流體特征；在較高的剪切速率下，緩膨微球體系黏度隨剪切速率增加而增大，表現出明顯的剪切增稠的脹流體特性，體系在高速率剪切環境下，微球和微球之間開始連成“團簇”，團簇和團簇在水環境中，彼此間摩擦力增加，流動阻力增大，在流變曲線中表現為黏度開始陡增。

2.3.2 不同膨脹時間體系黏度變化 根據實驗結果，固定體系濃度0.2%，測量不同膨脹時間下體系黏度變化規律，見圖5。

圖5 緩膨微球在不同膨脹時間下的黏度變化曲線Fig.5 Variation curves of viscosity of slow-expanding microspheres at different expansion times

由圖5 可知，在固定體系濃度下，隨著微球體系水化膨脹時間的延長，體系黏度逐漸增大，且隨著剪切速率的變化，仍然呈現低速剪切變稀和高速剪切增稠的特性。隨著膨脹時間的延長，黏度曲線逐漸上移，膨脹21d 后體系黏度增大接近80%，表現出較好的增黏性。

2.4 巖心封堵分析

2.4.1 常規巖心封堵實驗 采用1000mD 填砂管巖心測量不同注入速度下緩膨微球體系封堵情況，計算不同注入速度下阻力系數，結果見圖6。

圖6 不同注入速度緩膨微球注入阻力系數Fig.6 Injection resistance coefficient of slow-expanding microspheres with different injection speeds

由圖6 可以看出，緩膨微球的注入阻力系數隨著濃度的增加而降低。當緩膨微球注入濃度為1500mg·L-1時，由于儲層滲透率大、孔喉尺寸較大，微球封堵時間較慢，且隨著注入速度增大，微球架橋封堵幾率降低，單個微球單體快速通過孔喉，封堵能力減弱，阻力系數降低。當微球濃度為3000mg·L-1時，隨著微球濃度的增加，單位體積內微球的數量增加，在體系注入過程中更容易發生聚集和滯留，在巖心孔喉中形成有效封堵，因此，阻力系數增加，封堵效果提高。但隨著注入速度增加，阻力系數仍呈降低趨勢。

2.4.2 長巖心運移實驗 通過1000mD 多測壓點長填砂管實驗，評價緩膨微球在高滲儲層長距離運移的封堵作用。為模擬油田實際生產情況，注緩膨微球前注入聚合物段塞，并注入0.5PV 微球段塞，開展后續水驅至含水98%。注入微球水化膨脹時間為24h。實驗結果見圖7。

圖7 結果表明，在長距離巖心運移過程中，緩膨微球體系注入階段，能夠有效實現優勢滲流通道封堵，后續水驅壓差增大1.5～2 倍，且微球向地層深部運移，實現深部調驅。

圖7 長巖心緩膨微球封堵壓力曲線Fig.7 Plugging pressure curve of slow expansion microsphere in long core

3 結論

（1）自主合成緩膨微球HPQ-1 初始平均粒徑在400～600nm，水化20d 后部分微球粒徑膨脹到10μm級別，膨脹后期微球核心嚴重水化，表面云狀區域顏色也相對于初、中期要更加接近核心，說明微球顆粒已膨脹較充分，有利于微球在油藏深部變形通過，實現油藏深部運移。高剪切速率下，體系黏度隨剪切速率增加而增大，表現出明顯的剪切增稠的流體特性。

（2）巖心封堵實驗結果表明，緩膨微球體系能夠有效封堵優勢滲流通道，提高體系濃度可以提高阻力系數，增強封堵效果，長巖心運移實驗表明，注入緩膨微球體系后續水驅注入壓差增大，增大1.5～2倍，微球持續向地層深部運移，有效實現深部調驅，改變深部注入水流向。