张继红 赵广 周子健 刘永

摘 要：纳微米微球作为一种新型调驱剂，由于其良好的注入性在低渗透油藏已展开应用。为了指导现场纳微米微球注入参数以达到更好的调驱效果，用纳微米微球进行了室内低渗透岩心调驱参数优化实验。以采收率的变化趋势为主要参考标准，综合考虑采油速度、成本与收益等，优选的注入参数为：最佳注入浓度为2 000 mg/L，最佳注入量为0.2 PV，最佳注入速度为0.3 mL/min，并以优选出的参数注入低渗透天然岩心进行调驱效果评价实验，采收率提高值能达到14%左右。

关 键 词：纳微米微球；低渗透油藏；注入参数；调驱效果

中图分类号：TQ 317 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）07-1467-04

Optimization Experiment of Injection Parameters

of Micro-nano Microspheres in Low-permeability Oilfield

ZHANG Ji-hong1， ZHAO Guang1， ZHOU Zi-jian2， LIU Yong1

（1. Key Laboratory for Enhancing Oil/Gas Recovery of Ministry of Education ， Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing，163318， China；

2. Daqing Oilfield Limited Company No.1 Oil Production Factory， Heilongjiang Daqing 163001， China；

3. Drilling and Production Technology Research Institute， PetroChina Qinghai Oilfield ，Gansu Dunhuang736202， China）

Abstract： As a new agent for deep profile control and displacement， the micro-nano microsphere has been widely used in low-permeability oilfield because of its good injectivity.To instruct field injection parameters to get better profile controlling displacement effect， the optimization experiment on injection parameters in low permeability core in laboratory was carried out by taking the change trend of recovery as the main standard， and considering production rate， cost and profit. The optimized parameters were obtained as follows： the best concentration of injection 2000 mg/L， the best volume 0.2 PV and the best speed of injection 0.3 ml/min. And the profile controlling displacement effect evaluation experiment in the nature cores with the optimized parameters shows that the oil recovery has been improved by about 14%.

Key words： Micro-nano microsphere； Low-permeability oilfield； Injection parameters； Profile controlling displacement effect

我国近年石油探明储量中，低渗透储量所占比例高達66%，因此，研究低渗透油田经济有效的开发方式对我国石油工业的发展有着相当重要的意义[1]。但是低渗透油藏的非均质性较严重，而水驱加剧了非均质程度[2，3]。因此，油田采用调驱剂均衡吸水剖面，进而提高原油采收率[4-6]。但由于低渗透油藏孔喉细小，结构复杂，渗流阻力大的特点，以及调驱剂本身的限制，使得常用的调驱剂如交联聚合物、水膨体聚合物等在低渗透油藏的注入性较差，调驱效果不理想[7-9]。纳微米微球调驱技术是最近几年在交联聚合物溶液调驱技术的基础上发展的一项新型调驱技术[10]。由于纳微米微球调驱剂原始尺寸较小、粘度低，因而其具有较好的注入性[11，12]。为了达到更佳调驱效果，本文进行了纳微米微球调驱剂在低渗透岩心的调驱参数优化室内实验，优选出适合葡北二断块最佳的调驱参数，并进行天然岩心调驱效果评价实验，为进一步有效开发低渗透油藏提供参考意义。

1 纳微米微球调驱机理

纳微米微球调驱剂平均尺寸只有几十到几百纳米，初始尺寸较小，在遇水的初期并无明显的体积增大现象，粘度值也很小，因此注入难度不大。经过足够长的水化时间后，纳微米微球才能膨胀达到一定体积，此时才具有粘度。微球在地层中的封堵是依靠材料的弹性和变形特性，在孔喉处聚集形成封堵，并能够在深部孔喉形成封堵-变形突破-继续运移-继续封堵的循环，对油藏内部的非均质性进行多次调整，从而扩大波及体积，以达到逐级深部调驱及提高采收率的目的。

2 调驱参数优化实验

2.1 实验条件

（1） 实验设备

恒温箱，中间容器，恒速恒压泵，手动计量泵，真空泵，产液计量管，压力表等。

（2）药剂、油水和模型

本次实验采用的药剂为浓度分别为1 500，2 000和3 000 mg/L的LHW纳微米微球，平均尺寸为几十到几百纳米，在水中可以膨胀但在油中不会膨胀。实验用油为47.5 ℃下配制的粘度为4.9 mPa·s的模拟原油，饱和模型用水为矿化度约为7 000 mg/L的人工合成盐水，岩心驱替用水为葡二联合站深度处理污水，实验温度模拟地层温度（47.5 ℃）。模型为人造三层非均质长方岩心，岩心的尺寸为45 mm×45 mm×300 mm，三层非均质岩心上、中、下三层的有效渗透率分别为30×10-3、50×10-3、70×10-3μm2。

2.2 实验步骤

①将人造岩心抽空6 h，饱和人工合成盐水，测量其孔隙度和孔隙体积；②将岩心在恒温放置12 h（47.5 ℃）；③测岩心渗透率；④饱和油至岩心出口端不再出水为止，计算原始含油饱和度；⑤水驱至含水为96.3%（模拟葡北油田二断块目前的含水率），计算水驱阶段采收率；⑥进行注入参数优化实验：分别用由清水配置深度处理污水稀释的不同浓度（1 500、2 000、3 000 mg/L）纳微米微球溶液进行调驱，注入速度分别是0.25、0.3、0.35 mL/min，注入量分别是0.05、0.1、0.2 PV；⑦后续水驱至岩心出口端含水达到98%，计算最终采收率，并优选出最佳注入浓度、注入量以及注入速度。

2.3 实验方案与结果分析

实验用27块人造三层非均质岩心分析注入速度、注入浓度及注入量对调驱效果的影响，岩心基本参数见表1，各岩心所对应的实验方案和提高采收率值详见表2。

表1 非均质岩心基本参数

Table 1 Basic parameters of heterogeneous core

岩心

编号 水测渗透率

/10-3μm2 原始含油

饱和度，% 岩心

编号 水测渗透率/

10-3μm2 原始含油

飽和度，% 岩心

编号 水测渗透率

/10-3μm2 原始含油

饱和度，%

A-1 51.01 67.45 B-1 47.43 63.3 C-1 44.39 63.62

A-2 45.89 67.73 B-2 47.95 65.05 C-2 41.87 63.19

A-3 45.03 62.52 B-3 43.87 67.46 C-3 48.62 62.83

A-4 52.52 63.2 B-4 42.63 64.62 C-4 48.49 69.8

A-5 46.92 62.88 B-5 41.18 60.11 C-5 45.53 68.56

A-6 44.68 68.11 B-6 47.91 64.2 C-6 48.56 70.23

A-7 44.31 61.99 B-7 46.66 63.38 C-7 49.01 70.03

A-8 50.51 64.76 B-8 41.16 63.26 C-8 44.77 65.34

A-9 46.62 64.71 B-9 47.89 63.64 C-9 46.23 64.88

表2 不同方案下的提高采收率值

Table 2 The oil recovery of different program

注入速度/（ml·min-1） 0.25 0.3 0.35

注入浓度/（mg·L-1） 1 500 2 000 3 000 1 500 2 000 3 000 1 500 2 000 3 000

注入量 0.05 PV 8.12 9.23 10.22 7.94 8.96 9.89 1.72 3.88 5.03

0.1 PV 12.24 14.24 16.22 11.85 13.8 15.73 5.23 9.17 11.35

0.2 PV 14.7 16.38 18.42 14.25 15.88 17.85 8.76 12.1 14.89

（1）优选最佳注入浓度

图1是纳微米微球溶液的提高采收率值和纳微米微球溶液注入浓度的关系曲线（由于变化趋势相似，故以注入量为0.2 PV为例作图说明）。对比3个注入速度下的变化可得：当浓度低于2 000 mg/L时，曲线斜率较大，注入速度越大，曲线斜率就越大，说明此浓度范围内，提高采收率值随浓度的增加上升相对较快，当浓度大于2 000 mg/L后，曲线斜率逐渐变小，采收率提高幅度也变小，趋于平缓。但是由于纳微米微球浓度越大，成本越高，而室内性能评价实验认为浓度为2 000 mg/L溶液中的纳微米微球膨胀后的平均粒径最大，所以，在综合考虑提高采收率值和经济效益的前提下，浓度为2 000 mg/L更适合葡北油田二断块的油藏条件。

（2）优选最佳注入量

图2是纳微米微球溶液提高采收率值和纳微米微球注入量的关系曲线（由于变化趋势相似，故以注入浓度为2 000 mg/L为例作图说明）。由图2可得，提高采收率值随着纳微米微球注入量的增加而增大；当注入量小于0.1 PV时，曲线斜率较大，采收率提高值上升较快，当注入量大于0.1 PV时，采收率提高值的上升速度降低，但随着注入量增加，采收率提高值仍有较大幅度的增加，因此考虑其调驱效果，优选的注入量为0.2 PV。

0.2 PV

图1 非均质岩心提高采收率值和纳微米微球浓度关系

Fig.1 The relationship between concentration of micro-nano microsphere and oil recovery

2 000 mg/L

图2 非均质岩心提高采收率值和纳微米微球注入量关系

Fig.2 The relationship between injection amount of micro-nano microsphere and oil recovery

（3）优选最佳注入速度

2000mg/L

图3 非均质岩心提高采收率值和纳微米微球注入速度关系

Fig.3 The relationship between injection speed of micro-nano microsphere and oil recovery

图3是纳微米微球溶液的提高采收率值与纳微米微球注入速度的关系曲线（由于变化趋势相似，故以注入浓度为2 000 mg/L为例作图说明）。由图3可得，注入速度小于0.3 mL/min时，采收率提高值都较大，随着注入速度增大，采收率提高幅度下降，当注入速度大于0.3 mL/min时，采收率提高幅度下降较快，说明注入速度过大会导致后续水驱对纳微米微球快速冲刷，使封堵在大孔喉处的纳微米微球无法聚集变大，以至于不能实现逐级调驱而致使提高采收率值下降。所以，注入速度不宜过大，但是如果注入速度过小，又会导致采油速度降低，不能满足生产需要，因此优选的注入速度为0.3 mL/min。

综上所述，优选出纳微米微球在葡北二断块的注入参数分别为：注入浓度为2 000 mg/L、注入量为0.2 PV、注入速度为0.3 mL/min。

3 天然岩心调驱效果评价实验

实验用2块天然岩心（渗透率分别为48.23×10-3μm2和29×10-3μm2）进行天然岩心纳微米微球调驱效果评价实验，注入速度为0.3 mL/min、注入量为0.2 PV、注入浓度为2 000 mg/L。天然岩心基本参数见表3。

表3 天然岩心基本参数

Table 3 Basic parameters of nature cores

巖心编号 孔隙度

，% 面积

/cm2 长度

/cm 含油饱和度

，% 水测渗透率

/10-3μm2

TR-1 22.96 4.668 5.996 57.80 48.23

TR-2 23.46 4.988 6.61 55.72 29.00

岩心TR-1注入纳微米微球溶液后，后续水驱时压力增大了0.034 MPa，采收率提高值为13.33%；岩心TR-2后续水驱时压力增大了0.042 MPa，采收率提高值为14.51%。

天然岩心调驱效果实验结果见图4和图5。由图4和图5可得，岩心TR-1和TR-2在注入微球阶段的注入压力均是先上升后小幅度下降，在后续水驱阶段注入压力基本保持稳定。

含水率从注微球开始明显下降，可能的原因是天然岩心渗透率较低，能较好地发挥纳微米微球的调驱性能；采收率在后续水驱阶段明显上升，说明纳微米微球能对天然岩心中的大孔道进行有效地封堵，压力逐渐上升，后续注水进入未波及到的孔道，将这部分油驱出，同时随着后续水驱的进行，微球向岩心深部运移并发生封堵，压力开始上下波动，更进一步证明微球在岩石孔道中的封堵-突破-再封堵过程的循环往复，从而实现逐级深部调驱，不同部位岩心截面波及系数均有所提高，从而提高了原油采收率。

这说明注入的纳微米微球溶液对岩心中高渗大孔道进行了封堵，导致注入压力上升，扩大了波及体积，最终提高了采收率；在相同注入参数下，岩心渗透率越低，注入纳微米微球溶液后压力上升幅度和含水率下降幅度越大，采收率提高幅度也越大。因此，纳微米微球调驱剂在低渗透油藏中有较好的调驱效果，且在一定范围内渗透率越低，调驱效果越好。

图4 纳微米微球注入天然岩心TR-1中调驱效果

Fig.4 The profile controlling displacement effect after injecting micro-nano microsphere in core TR-1

图5 纳微米微球注入天然岩心TR-2中调驱效果

Fig.5 The profile controlling displacement effect after injecting micro-nano microsphere in core TR-2

4 结 论

（1）通过室内实验优选并确定了适合葡北二断块油藏特性的纳微米微球溶液的调驱参数：最佳注入浓度为2 000 mg/L，最佳注入量为0.2 PV，最佳注入速度为0.3 mL/min。

（2）纳微米微球在低渗透天然岩心的调驱效果较好，在水驱采收率基础上，采收率提高值能达到13%～15%，且注入压力较低，能有效降低含水率，可以作为低渗透油藏的调驱剂。

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（上接第1466页）

3 结 论

（1）2 500万分子量聚合物，不同交联剂类型配制的铬微凝胶体系成胶最低浓度界限如表2：

表2 2 500万聚合物不同交联剂最低成胶浓度界限表

Table 25 million molecular weight different polymer crosslinker minimum gel concentration limit table

交联剂型号 聚合物最低成胶浓度/（mg·L-1） 交联剂最低成胶浓度/（mg·L-1）

HD-4 350 80

HD-5 400 90

（2）對于2 500万分子量聚合物而言，尽管交联剂类型不同，但是成胶时间一般在24～36 h，可以为现场试验是选择合理的候凝时间提供参考。

（3）从三种交联剂成胶最低浓度可知，HD-4型交联剂交联效果好于HD-5，所需要的成胶浓度更低，同样效果下从节省成本角度考虑，HD-4型交联剂更利于控制成本。

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