石油与天然气化工  2012, Vol. 41 Issue (5): 508-511
聚合物微球调驱机理及应用方法探究
张艳辉 , 戴彩丽 , 纪文娟 , 王思宇 , 杨帅 , 赵光     
中国石油大学(华东)重质油国家重点实验室
收稿日期：2012-04-26
基金项目：山东省杰出青年基金“提高采收率与采油化学”(JQ201013)；国家自然科学基金“锆冻胶分散体的制备、表征及其在多孔介质中的运移规律的研究”(51174221)；教育部新世纪优秀人才支持计划(20110226)；山东省“泰山学者”建设工程(ts20070704)
作者简介：张艳辉(1987-)，男，中国石油大学(华东)油气田开发工程专业在读硕士，主要从事油田化学及提高采收率方面的研究。地址：(266555)青岛经济开发区长江西路66号中国石油大学(华东)工科楼B座。E-mail:zhangyanhui0528@163.com.
摘要：通过室内实验，利用激光粒度分析仪和光学显微镜，测定了聚合物微球的水化膨胀规律；利用物理模拟实验，评价了聚合物微球的封堵能力，研究了聚合物微球在多孔介质中的运移规律；测定了聚合物微球体系降低油水界面张力的能力，并探究了冻胶-微球两种调驱体系的协同效应，证实了其具有更好的调驱效果。结果表明：纳米级别的聚合物微球经水化膨胀后可以达到微米级别，对于渗透率小于4000×10-3 μm2以下的地层具有较好的封堵能力；水化膨胀后的微球在多孔介质中能够实现有效封堵，压力上升后能够突破运移，实现深部调驱；聚合物微球体系具有一定的降低油水界面张力的能力；先冻胶后聚合物微球的注入方式，能够充分发挥两种调驱剂各自的优势，更好地调整吸水剖面，实现深部调驱，提高采收率。
关键词：聚合物微球    运移规律    界面张力    协同效应    深部调驱    
Profile control and flooding mechanism and application methods of polymer microsphere
Zhang Yanhui , Dai Caili , Ji Wenjuan , et al     
State Key Laboratory of Heavy Oil Processing, China University of Petroleum, Qingdao 266555, Shandong, China
Abstract: The hydration expansion law of the polymer microsphere is observed by the high power optical microscope and laser particle size analyzer in the laboratory. The plugging capacity of polymer microsphere is evaluated and the migration rule in the porous media is studied by the physical simulation experiment, and the ability of decreasing the oil-water interface tension of the microsphere system is measured. At the same time, the synergistic effect of the gel-microsphere profile control and flooding system is explored to be proved the better effect. The results indicated that the nanometer polymer microsphere can expand to micrometer grade to block the formation whose permeability is lower than 4000×10-3 μm2. The microsphere after hydration expansion could effectively block the porous media, break through when the pressure is high and finally make the deep profile control and flooding come true. The system of the polymer microsphere can also decrease the oil-water interfacial tension. If the gel is injected firstly and following the microsphere, the advantages of the two kinds of agents could be both taken and the water absorbing profile could also be adjusted better to get high recovery ratio.
Key words: polymer microsphere    migration rule    interfacial tension    synergistic effect    deep profile control    

冀东南堡陆地油田经过多年的注水开发，目前已经整体进入特高含水开发阶段。本实验针对南堡陆地油田的地质特征，利用室内实验方法，研究了聚合物微球的水化规律、封堵能力及其在地层中的运移规律。另外，结合冻胶型堵剂的特点，对冻胶与微球两种深部调驱剂之间的协同效应进行了深入探究，为冀东南堡陆地油田进行调驱作业提供有力的技术支撑。

1 实验部分
1.1 实验仪器及材料

实验仪器：激光粒度分析仪(Better size 2000)；DY-Ⅲ型多功能物理模拟装置；LB-30型平流泵；三层非均质岩心；油水分离器；岩心夹持器等。

实验材料：聚合物微球YG380；LF-1聚合物，工业品，相对分子质量为9.6×106，水解度3.62%，固含量94%；YG103酚醛树脂交联剂，有效物质量分数为40%~50%；高浅北地区产出污水和现场清水等。

高浅北地区水质分析数据见表 1。

表 1    地层水总矿化度及各类离子含量

1.2 物理模型
1.2.1 运移机理模型

根据冀东油田高浅北地区储层的地质状况，使用多孔测压装置(k=2000×10-3 μm2)，测定注入弱冻胶0.3 PV后模型沿程压力变化。实验温度65 ℃，实验流程如图 1。

图 1     多孔测压装置示意图

1.2.2 协同效应模型

根据冀东油田高浅北地区储层的非均质状况，使用非均质人造胶结模型，比较在不同注入时的条件下，弱冻胶调驱的采收率增值情况。实验温度65 ℃，模型基本参数见表 2，外形尺寸30 cm×4.5 cm×4.5 cm。

表 2    非均质人造胶结模型基本参数

2 实验结果与讨论
2.1 微球粒径与形态表征

使用油田清水配制质量浓度为10 000 mg/L的YG380微球，在65℃恒温箱中水化不同时间，使用激光粒度分析仪测定微球在不同水化时间后粒径的变化情况，并通过光学显微镜(400倍)观察微球的形态变化。微球粒度测定结果与形态变化见图 2和图 3。

图 2     不同水化时间后微球的粒径大小变化

图 3     不同水化时间后微球的形态变化

由图 2可以看出，微球初始粒径主要分布在纳米级别，并存在部分微米级别颗粒。随着微球水化时间的延长，纳米微球粒径逐渐增大；水化10天后，所有微球颗粒达到微米级别；15天后，微球水化完全，粒径大小维持稳定，激光粒度分析结果显示累积粒径D90达到15 μm左右。另外，由图 3光学显微镜照片可知，微球的粒径变化规律与激光粒度分析结果基本相符，从而进一步证实了微球的水化膨胀规律。

2.2 微球封堵能力研究
2.2.1 微球质量浓度的影响

填砂管中注入1 PV不同质量浓度的聚合物微球水溶液，65℃恒温水浴放置15天后，测定微球质量浓度与封堵率的关系，结果见图 4。

图 4     封堵率与微球质量浓度关系图

由图 4可知，恒温15天后，微球在地层中能够产生有效封堵，且随着微球质量浓度的增大，封堵率也越大。原因是浓度高的分散体系中，微球的个数增加，容易产生吸附、架桥和滞留作用，从而更有效地封堵地层。

2.2.2 渗透率的影响

向不同渗透率的填砂模型中注入1 PV 4000 mg/L的微球溶液，65℃下水化15天，测定渗透率与封堵率的关系，结果见图 5。

图 5     封堵率与渗透率关系图

由图 5可知，随着渗透率增加，微球的封堵率下降。这是由于渗透率增大，岩心的流动孔道和孔喉尺寸增大，微球在孔道中更容易运移，对孔道的控制能力变弱。因此，微球主要适用于渗透率小于4000×10-3 μm2的地层。

2.3 微球在多孔介质中运移规律

采用多孔测压装置研究微球在地层中运移规律，向填砂模型中注入0.4 PV 4000 mg/L的微球水溶液，65 ℃下恒温15天后，测定后续水驱过程中各测压点压力变化，结果见图 6。

图 6     多孔介质中运移规律研究

由图 6可知，后续水驱过程中，进口压力P1最先增加。随着水驱水量的继续增大，测压点P2、P3的压力也开始出现不同程度的增大，说明聚合物微球运移到地层的深部，并形成有效封堵，起到深部调驱的作用。各测压点压力趋于平稳后，在局部呈现了波动变化的现象，这说明微球在孔喉处滞留，产生封堵，随着压力的升高，封堵又被突破，发生运移。因此，聚合物微球在多孔介质中呈现封堵-运移-再封堵-再运移的过程。

2.4 微球体系降低界面张力能力研究

在65 ℃时，使用TX-500C界面张力仪测定不同质量浓度及不同水化时间的微球溶液与高浅北地区原油之间的界面张力。测定结果见图 7和图 8。

图 7     油水界面张力与微球质量浓度关系图

图 8     油水界面张力与水化时间关系图

从图 7和图 8可知，聚合物微球体系能够有效降低油水界面张力，当浓度达到4000 mg/L时，界面张力降低至10-1mN/m级别并趋于稳定，且不随水化时间的延长变化。这是由于在聚合物微球的合成过程中，Span 80和Tween 60两种表面活性剂的加入，增加了聚合物基液降低界面张力的能力。聚合物微球质量浓度越高，基液中两种表活剂的质量浓度也就越高，降低界面张力的能力也就越明显，为聚合物微球调驱提高洗油效率奠定了基础。

2.5 冻胶-微球调驱体系协同效应研究

本实验设计4个方案对比研究冻胶-微球两种深部调驱剂之间的协调效应。调驱效果见表 3。

表 3    不同调驱体系组合对调驱效果的影响

方案1：三层非均质性岩心中单注0.3 PV弱冻胶体系；

方案2：三层非均质性岩心中单注0.4 PV微球体系；

方案3：三层非均质性岩心中先注入0.2 PV弱冻胶体系后注入0.2 PV微球体系；

方案4：三层非均质性岩心中先注入0.2 PV微球体系后注入0.2 PV弱冻胶体系；

其中弱冻胶配方为：0.2% (w)LF-1+0.7% (w)YG103，微球配方：4 000 mg/L YG380。

由表 3可知，调驱剂的不同注入方式对调驱效果有明显差异，先注入弱冻胶后注入聚合物微球的注入方式，采收率增值最高达15.5%，明显高于其他注入方式。这是由于先注入弱冻胶后，弱冻胶优先进入高渗层，对高渗层进行有效封堵[1-2]。鉴于微球良好的注入性，后续注入的聚合物微球在进入高渗层的同时部分进入剩余油丰富的中低渗层[3-4]，从而在有效调整吸水剖面的同时，对中低渗层中的剩余油有较好的洗油作用。随着聚合物微球在油层岩石孔隙中运移，多个微球的架桥封堵中低渗油层孔道，使水绕流，进一步调整油层吸水剖面。由于冻胶有较强的封堵性能[5-6]，微球有较好的洗油性能，从而实现在大孔道中“强堵”，在中小孔道中“弱堵”的更有针对性的调堵设计，更好地发挥两种调驱剂的优势，实现两者更好的协同。同时，两种调驱剂都具有一定的运移能力，随着注入压力的升高，两种调驱剂不断地向地层深部运移，从而实现对地层深部的吸水剖面调整，在实现深部调驱的同时，又能提高洗油效率。

3 结论

(1) 纳米级别的聚合物微球具有良好的注入性，水化完全后能够达到微米级别，适用于渗透率低于4 000×10-3 μm2的地层调剖。聚合物微球在地层中经历了运移-封堵-再运移-再封堵的过程，能够有效改善地层深部吸水剖面。

(2) 聚合物微球体系能够有效降低油水界面张力，具有较好的洗油作用。对于渗透率较大的地层，先注入弱冻胶后注入聚合物微球的注入方式，能够有效发挥两种调驱剂各自的优势，更好地调整吸水剖面，提高洗油效率，实现深部调驱。

参考文献
[1]
赵光, 戴彩丽, 程明明, 等. 石南21井区低渗透油藏弱冻胶深部调剖技术[J]. 石油与天然气化工, 2011, 40(6): 594-597. DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2011.06.014
[2]
张燕, 宋吉水, 唐金星, 等. 聚合物微凝胶组合驱油效果实验研究[J]. 石油与天然气化工, 2004, 34(3): 203-207.
[3]
曹毅, 邹希光, 杨舒然, 等. JYC-1聚合物微球乳液膨胀性能及调驱适应性研究[J]. 油田化学, 2011, 28(4): 385-389.
[4]
曹毅, 张立娟, 岳湘安, 等. 非均质油藏微球乳液调驱物理模拟实验研究[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2011, 26(2): 48-55. DOI:10.3969/j.issn.1673-064X.2011.02.009
[5]
贾晓飞, 雷光伦, 贾晓宇. 注水井深部调剖技术研究现状及发展趋势[J]. 特种油气藏, 2009, 16(4): 6-11. DOI:10.3969/j.issn.1006-6535.2009.04.002
[6]
Norbert K.Weak gel formulations for selective control of water production in high-temperature production wells[R].SPE 25225.
X