史雪冬，岳湘安，凌生财，董明达，孔 彬

中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249

聚驱开发后的油藏仍有约50%的剩余油滞留储层无法采出，且分布更加分散．为此，针对聚驱后油藏，提出利用具有自组装特性的微纳米聚二乙烯基苯(divinylbenzene-co-acrylamide, DCA)微球与强乳化体系相结合的深部调驱技术．该聚合物微球在储层孔喉中具有运移、封堵、变形、再运移和再封堵的全油层运移特征，可以使后续注入流体多次转向而运移至地层深部，而表面活性剂的乳化作用可将多孔介质表面残余油分散剥离，使其利于启动并形成油墙被乳化携带，油水形成的高黏乳状液在驱替过程中优先进入高渗层，并产生封堵作用，从而启动中、低渗透层．因此，本研究以孤岛油田中一区Ng3注聚区为模拟对象，模拟实际注采井单元，建立三维非均质模型，研究在不增加现有注采井情况下，通过调整井网与自聚集DCA微球-乳化剂复合体系相结合的办法提高采收率，以期为现场应用提供理论指导．

1 自聚集DCA微球-强乳化体系性能评价

1.1 自聚集DCA微球的配置与表征

将一定量的单体丙烯酰胺与乳化剂溶于去离子水中，配置水相；将一定量的引发剂溶于二乙烯基苯中，即得油相；将油相倒入150 mL的烧杯中，打开恒温水浴锅，设定磁力搅拌速率为170 r/min，取适量的水相加入油相，搅拌至乳化后，将剩下的水相加入油相．设定温度70 ℃，开始反应至6 h后，将乳液在3 500 r/min条件下离心20 min，并将离心所得固体用无水乙醇洗涤3次之后，在50 ℃条件下抽真空干燥24 h，即得白色粉末状DCA微球固体．

将所得到干燥的DCA微球固体粉末放置FEI Quanta 200扫描电子显微镜观察．生成的微球为球状结构，尺度为微米级别，干燥状态下不聚集成团，80%以上微球尺度均一，具有相同粒径(图1)．

图1 微球扫描电镜照片Fig.1 Scanning electron micrograph of cross-linked polyacrylamide microspheres

1.2 乳化能力评价

将甜菜碱型表面活性剂(betaiue type surfactant，BS)和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(sadium alcohol ether sulphate，AES)两种表面活性剂用模拟地层水复配，两者总质量分数为0.6%，调整BS和AES的比例，复配体系质量分数共有5组，实验编号依次为：①w(BS)=0.1%和w(AES)=0.5%； ②w(BS)=0.2%和w(AES)=0.4%； ③w(BS)=0.3%和w(AES)=0.3%；④w(BS)=0.4%和w(AES)=0.2%； ⑤w(BS)=0.5%和w(AES)=0.1%． 将复配体系与地层原油按体积比为1∶1加入量筒中，总体积为10 mL，密封后放入70 ℃恒温箱中，30 min后取出量筒，放入超声波乳化体系评价装置中震荡30 min后，放入恒温箱静置不同时间，记录下析出水相体积，析出水相体积与原始体积之比即为析水率．乳化剂对原油的乳化能力可用析水率表征，析水率越小乳化稳定性越好．

图2 不同乳化体系析水率随时间的变化Fig.2 Water separation rate of emulsifier system versus time

图2为不同乳化体系析水率随时间的变化.由图2可知，复配体系与原油能形成较稳定的乳状液，具有一定的乳化能力；在盐度一定情况下，随w(BS)的增加，析水率降低，w(BS)的增加有利于乳液的稳定；但当w(BS)增至0.4%和0.5%时，质量分数对乳液稳定性的影响已没有明显的差异．复配乳化体系对调配油的乳化能力随时间的延长有相似的变化规律，即静置初期，析水率值迅速增大，而当超过一定时间后，析水率的值不再变化．这可能与乳化剂在油水界面的分配和吸附平衡有关．

1.3 驱油效率及段塞组成优化

采用双层非均质人造岩心模型评价自聚集DCA微球-强乳化体系驱油调剖能力，优化段塞组成．岩心渗透率依据目标油藏选择为1 800和800×10-3μm2．先将非均质人造岩心模型放入岩心夹持器抽空6 h，饱和模拟地层水，测定孔隙度，饱和地层原油，计算原始含油饱和度；水驱油至含水率为98%，计算水驱采收率；注入质量浓度为2 000 mg/L，注入量为0.3倍孔隙体积(pore volume, PV)聚合物溶液，记作0.3V； 后续水驱至含水体积分数为98%(即含水率为98%，为便于表述，下文统称为含水率)；最后注入0.3V不同段塞组合的自聚集DCA聚合物微球-强乳化体系，并进行后续水驱，实验结果见表1．岩心模型尺寸为2.5 cm×2.5 cm×30.0 cm，地层水为模拟地层水，原油黏度为46 mPa·s.

表1为自聚集DAC微球-强乳化体系驱油调剖效果实验.由表1可知，4组实验在水驱与聚驱阶段采收率基本一致．聚驱后4组方案采收率均得到了进一步提高．其中，第④组采用的单一乳化剂体系聚驱后提高采收率值最低，仅为3.5%；第①组采用单一微球体系提高采收率为7.2%,说明该微球体系对聚驱后油藏具有一定的提高采收率能力；第②组和第③组为聚合物微球与乳化剂和体系调驱，相比单一微球体系，复合体系提高采收效果更好，采用0.2V微球+0.1V乳化剂提高采收率幅度可达11.2%．

研究其原因，注入微球后，微球优先进入高渗透层，对高渗层岩心进行封堵，使后续注入的乳化剂液流转向进入仍含有丰富剩余油的低渗层，在有效调整吸水剖面的同时，对低渗透率岩心有较好的洗油作用．综合分析认为，方案3调驱更有利于发挥微球的“调剖”和乳化剂的“洗油”特性．因此，建议在进行微球/乳化剂驱时，微球注完后不进行段塞注水，直接注入乳化剂效果会更理想．

表1 自聚集DAC微球-强乳化体系驱油调剖效果实验

2 油藏概况及模型设计

2.1 油藏概况及井组现场参数

实验选取井组位于孤岛油田中一区Ng3注聚区，原注采井网由4个反五点法注采井组组成，扩大试验区位于先导试验区周围，经两次调整试验区井网后，现阶段井网为300 m×270 m交错行列式注采井网(图3)．该井网形式在1992年开始聚合物驱时形成，经过聚合物驱和后续水驱，基本维持不变，流线形成固有通道，不利于进一步提高波及体积．

该区块平均有效厚度为125 m，沉积特征为河流相正韵律沉积，测定孔隙度为33%，平均气测渗透率为1.5～2.5 μm2，地质储量123×104t，油层渗透率变异系数为0.54，地下原油黏度为46.3 mPa·s，原始含油饱和度为68%．

图3 试验区调整前后井网示意图Fig.3 Schematic diagram of well pattern adjustment

2.2 物理模型相似性设计

实验室条件下模拟油藏一个井组单元生产，利用相似准则将原始油藏转化为平面非均质模型，各项生产指标以相似准则的约束关系进行一定比例的缩放．该区块开发主要以聚合物驱为主，聚驱油藏主要相似参数除了包含水驱的主要相似参数外，还要包含能体现聚驱特殊性的参数，即地层的最大渗透率降低系数、表征地层岩石吸附能力的参数及聚合物溶液的剪切速率指数．这3个额外的相似参数恰好反映出聚合物驱区别于水驱的主要特点，而其他因素，如毛管力、吸附滞留和扩散等对于模拟结果的影响相对要小．因此影响模型主要相似准则有：

π1=xR/yR;π2=yR/zR;π3=a/xR;π4=b/xR;π5=n;π6=dρawp;π7=Δp/pc;π8=pi/p;π9=Kcwo/Krow;π10=Ko/Kcwo;π11=Kw/Krow;π12=μo/μw;π13=ρwa/ρwo;π14=(Swi-Scw)/ΔS;π15=Rkmax;π16=KrowzRρoigzR/(qlμw);π17=KrowzRρwigzR/ (qlμw);π18=poiKrowzR/(qlμw);π19=pwiKrowzR/(qlμw);π20=pwfKrowzR/(Δqlμw).

其中，π1～π20为20个相似准数；xR、yR和zR分别为油藏的长度、宽度和厚度；a和b为井位的相对坐标；n为聚合物溶液剪切速率指数；ρawp为注入井底水相中聚合物的质量浓度；Δp为生产压差；pc为毛管压力；pi为油藏原始压力；p为地层平均压力；Kcwo为束缚水条件下油相渗透率；Krow为残余油条件下水相渗透率；Ko和Kw分别为油相和水相的有效渗透率；μo和μw分别为油相和水相黏度；ρwa和ρwo分别为油相和水相密度；Swi为初始水相饱和度；Rkmax为地层最大渗透率降低系数．

对模型长度相对原始模型缩小，井组长为300 m，宽为270 m，厚度为125 m；实验室模型长度为30 cm，确定长度比尺为1 000倍，确定模型宽度为27 cm，厚度为12.5 cm．

保持流体密度和黏度不变下，若要满足π16和π17两个相似准则，则注水速度比尺应为长度比尺的平方，其值为1×106．井组注水速度以40 m/d计算，则模型注水速度为0.014 mL/min，利用高精度恒速恒压泵实现． 所用原油黏度均为46.3 mPa·s．

由注水速度求得时间比尺，即为长度比尺的立方除以注水速度比尺，其值为1 000，即模型生产1 d，对应油藏生产1 000 d．如油藏生产50年模型需要约13 d．

由π18、π19和π20可知，若要满足这3个相似准则，则模型中所有压力应缩小1 000倍．模型渗透率保持不变，低渗区域为800×10-3和600×10-3μm2，高渗区为1 800×10-3μm2．

2.3 模型制作及实验方案

模型用石英砂与环氧树脂胶结，通过调整石英砂粒度分布，改变不同粒径砂粒用量及环氧树脂用量控制渗透率．平面非均质模型尺寸为30 cm×27 cm×12.5 cm．在模型的4角边线的中点及模型的中心，各安装一口井．为保证孔隙介质的相似性，在岩心原料中加入天然岩心研磨后的砂粉．模型均匀布置32对电极测试点，测试模型各位置在不同驱替时刻的电阻率值．利用阿尔奇公式，将电阻率转化为含水饱和度并进行插值，得到整个模型含油饱和度分布，如图4．

图4 三维平面物理模型Fig.4 The three-dimensional physical model

井网调整方案如图5，其中，红色为采油井，蓝色为注入井，具体实验方案如下：

图5 井网调整方案Fig.5 The scheme of well pattern adjustment

方案1．水驱-聚合物驱-井网调整-水驱-深调．① 原始一注四采井网水驱，见图5(a)，水驱至含水率为98%～100%；② 水驱后，在原井网上进行聚合物驱0.3V； ③ 后续水驱至含水率为98%；④ 按图5(b)进行井网调整，在调整后井网水驱至含水率为98%；⑤ 深部调驱，首先注入微球段塞0.2V， 然后注入乳化剂0.1V； ⑥ 后续水驱至含水率为98%．

方案2．水驱-井网调整-聚驱-后续水驱-深调．① 原始一注四采井网水驱，如图5(a)，水驱至含水率为98%～100%；② 水驱后，在原井网上进行聚合物驱0.3V； ③ 后续水驱至含水率为98%～100%；④ 按图5(b)进行井网调整；在调整后的井网上进行水驱，水驱至含水率为98%～100%；⑤ 深部调驱，首先注入微球段塞0.2V， 然后注入乳化剂0.1V； ⑥ 后续水驱至含水率为98%～100%．

3 结果分析

3.1 井网开采生产动态分析

监测电阻率变化，计算含油饱和度，分析两种方案各阶段的含油饱和度变化．

图6 井网水驱阶段含水饱和度分布Fig.6 Residual oil distribution in water flooding stage

图6为两组模型在原始井网水驱阶段的含油饱和度分布．在无水采油期，水驱前缘向油井方向推进，前缘突破后，波及区域略有扩大，波及区域内含油饱和度降低；在中高含水阶段，波及区域不再明显扩大，原油的采出主要是注入水在已波及的区域内驱替残余油，提高微观驱油效率．特高含水期，由注水井至油井的水流通道已经形成，原油产量的贡献主要为波及区域内的残余油．

图7为方案1在聚驱及调整井网水驱阶段的含油饱和度变化，聚合物溶液的波及面由高渗区域向外扩展，尤其是沿注入井至井1#和井4#方向的剩余油明显被驱动；后续水驱结束后，只有井1#和井4#两侧的区域未被波及，见图7(b)．由图7(c)可见，在调整井网水驱阶段，由井1#和井4#注入的水将剩余油向3口油井所在高渗区域驱动，致使原井网聚合物驱波及区域内含油饱和度降低，波及区域明显扩大，见图7(b)．由图7(d)可见，含油饱和度等值线基本上是沿采油井2#、3#和5#两侧对称分布，这表明由井1#和井4#注入的水在油井2#、3#和5#两侧均匀推进．

图7 方案1井网聚驱含水饱和度分布Fig.7 Residual oil distribution in polymer flooding stage for schemel

图8为方案2调整井网聚驱阶段含油饱和度动态分布．对比图8(a)与(b)可见，在井1#和4#注聚过程中，低渗区的剩余油被驱动，向高渗区内的3口油井运移，导致原井网水驱波及区内含油饱和度明显增高，注入井1#和4#至高渗区方向上出现新的波及区域．在后续水驱阶段，注水0.55V时，波及区域明显扩大；后续水驱结束后，井网内只有4个很小的高含油饱和度区域，其他区域均被水波及，其中的含油饱和度较低．

图8 方案2调整井网聚驱含水饱和度分布Fig.8 Residual oil distribution in polymer flooding stage after well pattern adjustment for scheme 2

两方案生产动态曲线如图9所示．由图9(a)可见，方案1的采收率曲线有两个明显的上升台阶．以原井网进行聚合物驱，在水驱基础上采收率提高约12%，调整井网后水驱阶段提高采收率将近20%；方案1的综合含水在井网调整后的水驱阶段含水降至0，约有0.3V的无水采油期；分析压力动态曲线，注聚阶段压力明显上升，后续水驱阶段的压力逐渐降低，井网调整后注水压力均明显升高．据此判断，在注聚合物溶液阶段和井网调整水驱初期均有效地启动了剩余油，明显地提高了波及效率．该方案最终采收率提高了31.8%.由图9(b)可见，井网调整后注聚初期存在无水采油期．注入0.3V聚合物溶液后，开始见水；后续水驱约0.3V， 进入高含水开采期(含水率约85%)；此后，在约为1.6V的开采期间，含水缓慢上升．分析压力动态曲线可知，井网调整后聚合物驱的注聚阶段压力上升，后续水驱阶段的压力逐渐降低．据此判断，调整井网聚合物驱有效地启动了剩余油，明显地提高了波及效率，最终采收率提高了26%．

图9 井组生产动态曲线Fig.9 The production curve of the first scheme

综合分析含油饱和度及生产动态曲线可知，原井网聚驱-调整井网最终连片型剩余油分布较低，相比调整井网聚驱扩大波及效率作用更好，最终提高采收率可达59.3%．而调整井网聚驱油井一旦见水后连片型剩余油分布下降幅度不大，最终采收率为52.2%．原井网聚驱-调整井网水驱在聚驱后的井网调整阶段进一步扩大了波及效率，在低/高含水期仍有一定的扩大波及效率的作用．

3.2 聚驱后深部调驱提高采收率效果分析

图10 聚驱-井网调整后调驱含水饱和度分布Fig.10 The distribution of remaining oil in different displacement stage

分析深部调驱阶段生产动态，由图9两方案井组综合含水动态曲线可知：方案1实施微球-强乳化体系调驱的井组综合含水最低降至65.1%左右；方案2实施微球-强乳化调驱的井组综合含水最低降至48.2%左右．分析注水压力动态曲线可知．两个方案2次强化采油方法注入压力动态规律基本相同，注入微球段塞和乳化剂段塞后的水驱阶段，注入压力均有明显的上升，这是有效封堵水流通道，启动剩余油的压力动态特征；压力达到峰值后缓慢下降至平稳；平稳压力比一次提高采收率方法结束时压力高201%和164%，这是作为二次强化采油的DCA微球-活性剂调驱对原水流通道封堵有效期较长的证据之一．分析采收率曲线可知，方案1深调阶段提高采收率8.3%；方案2深调阶段提高采收率为9.1%．由此可知，方案1最终采收率可达67.4%，效果更好，进一步分析方案1在深部调驱阶段含油饱和度分布．如图10(a)所示，经聚驱-井网调整的一次强化采油后，井组内的波及效率已达100%，因此波及区域内的残余油是二次强化采油的主要挖潜对象．高渗区域两侧的区域残余油饱和度较高，是二次强化采油的潜力区．与具有明显剩余油富集区的油藏相比，图10(a)所示的残余油储层(区域)提高采收率的难度更大，对技术的要求更高．作为这种残余油储层的二次强化采油技术必须同时满足两个要求，一是注入体系必须进入高残余油饱和区域；二是进入高残余油饱和区域的体系必须具有对其中主要类型残余油的高效驱替能力，如对孔喉油滴和油膜等的驱动，针对微观非均质残余油的微调和驱动能力．由图10(b)可见，在注DCA微球阶段，残余油饱和度分布未发生改变，这说明注入的微球几乎全部进入水流通道．对比图10(b)和(c)可见，在微球段塞后注入活性剂溶液，高渗区两侧的残余油饱和度明显降低．这说明由于DCA微球段塞对水流通道的有效封堵，起到了对后续驱油剂流动方向的调整作用，注入的活性剂几乎全部进入高残余油饱和度区域，有效驱替了其中的残余油．由图10(d)至(f)可见，在DCA微球-活性剂调驱的后续水驱阶段，微球调堵和活性剂段塞的作用长时间有效，高渗区两侧的残余油饱和度大幅度降低．DCA微球-活性剂段塞组合不仅具有很强液流方向调整能力，且具有对残余油的高效驱替能力，对于存在明显水流通道的残余油储层(区域)具有很好的适应性．

4 结 论

综上研究可知：

1)针对聚驱油藏，研制了由具有自组装特性的聚合物微球与乳化剂的复合调剖驱油体系，该体系可在聚驱后进一步提高采收率，非均质岩心驱油实验结果表明，该体系最高可提高采收率11.2%．

2)依据目标油藏设计平面三维非均质模型，通过生产动态曲线及含油饱和度分布论证自聚集DCA强乳化体系的深部调驱能力．实验证明，具有自聚集特性的聚合物微球拥有封堵-运移-再封堵-再运移的特性，可逐步进入地层深部，使后续注入流体发生绕流进入储层剩余油含量较高的部位，提高波及效率；同时乳化剂通过乳滴封堵及洗油作用提高了采收率，在聚驱后可进一步提高采收率8.3%．

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