耐溫抗鹽高效聚合物微球性能評價與應用效果*

唐曉旭，高建崇，王秋霞，劉進祥，盧祥國，夏 歡，李彥閱，邢劍飛，何 欣

（1.海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300450；3.提高油氣采收率教育部重點實驗室（東北石油大學），黑龍江大慶 163318）

目前，國內大部分水驅油田已經進入高含水階段，“穩油控水”任務十分艱巨，亟待采取大幅度提高采收率技術措施。聚合物驅油技術提高水驅油藏采收率效果良好［1-2］，但由于聚合物分子線團分布較寬，不可避免地進入中低滲透層，從而造成中低滲層的傷害［3-4］。微球溶液為非連續相，粒徑分布較窄，注入過程中通常只進入高滲透層，在高滲透層中水化緩膨、滯留封堵，幾乎不進入低滲透層，不會對低滲透層造成傷害，具有較好的液流轉向效果，因此近年來受到廣泛重視［5-10］。唐孝芬等［10］研究了微球膨脹倍數與溫度和礦化度等因素的關系。趙帥等［11］研究了微球的非均質調控能力，發現若將調驅后的低滲巖心相對吸水量≥35%的調驅措施規定為合格的調驅，則微球能有效改善儲層非均質性的滲透率級差上限約為20。婁兆彬等［12］介紹了微球在中原油田文25東區塊的應用效果。文25東區塊微球調驅礦場試驗實施2 個層系9 個井組，共注微球276.58 t，注入井壓力有一定幅度升高，油井顯現增油降水效果。房立文等［13-15］對聚合物微球在渤海油田的膨脹性能和現場應用情況開展了研究，結果表明聚合物微球具有較好的緩膨效果。聚合物微球通常由丙烯酰胺和丙烯酸等合成，具有較好的水化性能［16-19］，但是微球的膨脹性能受地層礦化度的影響較大，尤其是較大濃度的二價陽離子會使微球的吸水膨脹性下降［20-21］。渤海油田油藏礦化度和油藏溫度較高，常規微球的水化膨脹性能有限。

渤海B 油田位于渤海南部海域，明化鎮組儲層平均孔隙度為32.5%，氣測滲透率分布為1397.6×10-3～3837.6×10-3μm2，平均滲透率1850×10-3μm2。原油在地面條件下的密度、黏度和膠質瀝青質含量中等，屬于中質常規油。油藏溫度65 ℃，注入水平均礦化度8901.9 mg/L，油藏溫度和注入水礦化度均較高。B 油田B04H 井組于2015 年7 月開始投注，2019年年初已經高含水，因此急需開展調剖調驅措施。針對B 油田的儲層特征和開發狀況，本文通過緩膨性能和封堵性能等測試評價了3 種聚合物微球，優選出合成的耐溫抗鹽聚合物微球用于礦場試驗。這對聚合物微球的現場大規模推廣具有一定的指導意義，也為耐溫抗鹽微球在其他油田的實施提供了一定的依據。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

L 油田模擬注入水，礦化度2893.7 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：Ca2+7.5、Mg2+75.1、K++Na+921.7、Cl-737.5、SO42-12.6、CO32-1077.7、HCO3-61.6；B 油田模擬注入水，礦化度8901.9 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：Ca2+684.0、Mg2+166.0、K++Na+2549.8、Cl-5340.0、SO42-0.1、CO32-162.0。3種聚合物微球：SMG 微球（主要成分為交聯聚合物），中國石油勘探開發研究院；COSL微球（主要成分為交聯聚合物），中海油田服務股份有限公司；NWKY 微球，利用丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）以及疏水單體通過乳液聚合制備的耐溫抗鹽微球。根據渤海B油田孔滲結構制作人造巖心，巖心為石英砂環氧樹脂膠結人造巖心［21-22］，配伍性實驗巖心尺寸為：直徑×長度=2.5 cm×10 cm。

BDS400型倒置生物顯微鏡，中國奧特光學儀器公司；平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。除平流泵和手搖泵外，其他部分置于65 ℃恒溫箱內。實驗設備及流程見參考文獻［23］。

1.2 實驗方法

聚合物微球與巖心的匹配關系評價實驗步驟如下。巖心抽空飽和模擬水，再注入模擬水，記錄壓差δp1；注入5 PV 聚合物微球溶液，記錄壓差δp2，切掉距注入端長度0.5 cm 的巖心，以消除端面效應；巖心在油藏溫度下放置7 d后，注入5 PV以上的后續水，記錄后續水穩定壓力δp3。計算阻力系數（δp2/δp1）和殘余阻力系數（δp3/δp1）。按β=（δp3-δp1）/δp1計算封堵率，通常當封堵率為40%～60%時，液流轉向效果較好［24-26］，在此認為封堵率≥50%為有效封堵。實驗過程的注入速度為0.9 mL/min。

2 結果與討論

2.1 微球的水化膨脹性能

2.1.1 微球類型對微球粒徑的影響

在65 ℃下，按3 g/L 的加量將NWKY 微球、SMG微球和COSL微球加入B油田模擬水中，采用倒置生物顯微鏡測定聚合物微球在不同時刻的膨脹粒徑，結果見圖1。NWKY微球水化72 h后，微球粒徑曲線的斜率突然變大，粒徑增速明顯加快，192 h后粒徑大小趨于平穩，粒徑在18 μm 左右時達到峰值。對比3 種微球，初始情況下，3 種微球的粒徑接近，在1.1～2.01 μm 之間。隨膨脹時間的延長，3 種微球的粒徑逐漸增大，其中NWKY 微球的增幅最大。從微球的膨脹性能考慮，3 種微球的膨脹性能從強到弱依次為NWKY＞COSL＞SMG。

圖1 微球粒徑隨膨脹時間的變化

2.1.2 微球的耐溫性能

用B 油田模擬注入水與NWKY 微球配制聚合物微球溶液，置于95 ℃恒溫箱中水化膨脹。定期取樣拍攝微球圖片，觀測微球形態，拍攝過程中需保證每張圖片的縮放率和分辨率一致，以便對比微球粒徑的變化情況。95 ℃下NWKY聚合物微球的形態和粒徑與水化時間的關系見圖2。NWKY微球的初始粒徑約3 μm。隨水化時間增加，粒徑逐漸增大。水化192 h后的最大粒徑為15.7 μm，水化240 h后的平均粒徑約15 μm。從圖2（f）中可以看出，多數微球呈陰影狀，透光效果變差，微球聚并現象明顯。綜上所述，NWKY 微球具有良好的耐溫性能，95 ℃下的形態完整。耐溫性能較好是由于AMPS龐大側基的位阻效應增加了大分子的剛性［19］。隨水化時間增加，微球粒徑緩慢增大，緩膨性能較好。

圖2 95 ℃下NWKY微球粒徑隨時間的變化

2.1.3 微球的抗鹽性能

配液水礦化度對聚合物微球粒徑的影響見表1。水化時間相同的條件下，礦化度越高，SMG 和COSL 微球的粒徑中值越小，且隨著水化時間的延長，差別越大。而礦化度增加對NWKY微球的粒徑中值和水化膨脹性能的影響不大。這主要是由于NWKY 微球中含有AMPS 功能單體，AMPS 中作為非離子基團的酰胺基受電解質的影響較小，而磺酸基團的電離平衡常數比羧酸基團大得多，在較高礦化度下仍然能保持較大程度的電離，并且AMPS 基團的空間位阻效應能有效增強分子的剛性，同時磺酸基的強電離作用也增大了分子鏈的剛性，使NWKY微球具有優良的耐溫抗鹽性能［20］。

表1 礦化度對微球粒徑中值的影響

2.2 微球滲流特性

2.2.1 阻力系數和殘余阻力系數

微球（3 g/L）在不同滲透率巖心條件下的阻力系數、殘余阻力系數和封堵率的實驗數據見表2。對于3 g/L NWKY微球，隨著巖心滲透率的增加，阻力系數逐漸降低，殘余阻力系數和封堵率先升后降。當巖心滲透率為226×10-3μm2時，阻力系數、殘余阻力系數和封堵率最大。與SMG 和COSL 微球相比，NWKY 微球的阻力系數、殘余阻力系數和封堵率較大。

表2 微球在不同巖心中的阻力系數和殘余阻力系數

2.2.2 動態特征

聚合物微球溶液的注入壓力與注入體積的關系見圖3。對于NWKY 微球，在微球濃度一定的條件下，隨巖心滲透率增加，注入壓力升高幅度逐漸減小。當巖心滲透率達到滲透率下限時，注入壓力趨于平穩。當滲透率增加達到滲透率上限時，微球與孔隙的配伍性逐漸變差，滯留和產生附加滲流阻力能力減弱，注入壓力升高幅度減小，液流轉向效果變差。在后續水驅階段，由于巖心端面滯留微球的封堵作用明顯減小，由此形成的附加滲流阻力大幅減小，此時的注入壓力升高幅度即微球在多孔介質內滯留緩膨后產生的滲流阻力。相同滲透率條件下，與SMG 和COSL 微球相比，NWKY 微球的注入壓力較高，阻力系數、殘余阻力系數和封堵率較大，具有更好的液流轉向效果。依據圖3 微球注入階段中注入壓力的上升趨勢，確定NWKY微球的滲透率下限值約為Kw=200×10-3μm2，根據表2 確定滲透率上限值約為Kw=1500×10-3μm2。

圖3 注入壓力與注入量的關系

2.3 現場應用

2.3.1 B油田調驅方案

B04H井組井于2015年7月1日開始投注，注水層為1040 砂體，日注水量515 m3，井口壓力7.4 MPa。2018年5月8日的注水量為600 m3/d；2018年10 月1 日將配注量調至400 m3/d，累積注水量59.04萬方。B04H 井組3 口生產井分別為B3H、B5H 和B12H。2019 年5 月28 日，B3H 井含水達到87.5%，B5H井井口含水達到90.9%，B04H井組已經高含水。

B油田調驅方案為：3000～7000 m3聚合物凝膠（3 g/L 聚合物+2 g/L 交聯劑）封竄段塞、30 000～70 000 m3聚合物微球（工業化生產的NWKY 微球，質量濃度2.5～4.5 g/L）調驅段塞。數值模擬預測結果見圖4。隨著封竄段塞的增大，增油量不斷升高，當封竄段塞用量為4000 m3時，產出投入比最大。隨著調驅段塞的增大，增油量逐漸增加，當調驅段塞用量為50 000 m3時，產出投入比最大。隨著調驅段塞聚合物微球濃度的增大，增油量逐漸增加，當聚合物微球質量濃度為3 g/L時，產出投入比最大。通過優化得到B04H 井組的推薦注入方案為：封竄段塞用量4000 m3，調驅聚合物微球用量50 000 m3，調驅聚合物微球質量濃度3 g/L。

圖4 封竄劑（a）、調驅劑用量（b）與濃度（c）對增油量和產出投入比的影響

2.3.2 調驅效果

2020 年6 月20 日對B04H 井進行調驅作業，注入2～3 g/L 工業化生產的NWKY 微球，日注入量457 m3；7月5—19日，配合調整井作業，停注；7月20日恢復調驅劑注入，日注入量450～480 m3，井口壓力逐漸上升至10.5 MPa；8 月4 日降低日注入量至300 m3左右，井口壓力為9.5 MPa，8月7日藥劑質量濃度由1 g/L 調至2 g/L；8 月26 日避臺，改注水，日注水量約300 m3；9 月6 日恢復調驅，日注入量288 m3，井口壓力為9.2 MPa。

從壓降測試結果可見，B04H井措施前（2020年6 月19 日）的充滿度（評價調剖充分程度的重要標準，為注水井壓力指數和關井前注水井注水壓力的比值）為26%；8月20日的充滿度為32%；10月10日的充滿度為51%；11 月12 日的充滿度為63%，說明調驅體系起到了封堵的作用。

綜上所述，B04H井2020年6月20日開始調驅，7 月5—19 日、8 月26 日—9 月5 日期間中斷。截至2020年9月23日，對應3口油井都見到調驅效果。9月1日前后，B3H、B5H、B12H均有含水臺階式上升現象，與油田整體含水上升的時機一致。B12H 井受調驅作用，含水率已經下降至突升前水平，B3H和B5H井有待進一步觀察。B04H井組累計增油量見表3。截至2022 年1 月，B04H 井組遞減增油（措施實施后產出的油量減去不采取措施能產出的油量）7432 m3。

表3 B04H井組累計增油量（截至2022年1月）

3 結論

在渤海油藏環境下，與SMG 和COSL 微球相比，NWKY 微球緩膨7 d 的粒徑從1.98 μm 增至18.14 μm，水化膨脹效果較好。NWKY 微球在高礦化度水和低礦化度水中的粒徑和膨脹倍數接近，耐鹽性良好；在95 ℃下，NWKY微球仍具有良好的緩膨效果，耐溫性能良好。在渤海油藏環境下，NWKY 微球適應的油藏儲層滲透率為200×10-3～1500×10-3μm2，即在該范圍內微球具有較好的封堵效果。經調剖調驅后，注入井B04H 井對應的油井B3H 和B12H 的含水率下降，對應的油井B5H 井的含水率基本不變，3口井的產油量均顯著增加，調剖調驅效果較好。