鲍文博，卢祥国，刘义刚，李彦阅，张云宝，，郐婧文

（1. 东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；

2. 中海石油（中国）有限公司 渤海石油研究院，天津 300452）

随着海上油田进入注水开发中后期，油田含水率不断升高，储层非均质性愈加严重，储层地质特性也越复杂多样，剩余油平面上主要分布在远离主流线的两翼部位，纵向上主要分布在远离注入井的中低渗透层［1-2］。此时单靠调剖难以有效动用剩余油，因此调驱复合体系受到广泛关注。聚合物微球作为一种新型深部调剖剂，克服了传统调剖剂有效期短的问题，微球通过水化膨胀形成封堵，同时可在压力升高时通过变形进行深部运移，进而实现逐级封堵作用［3-6］。高效驱油剂可降低油水界面张力，形成乳状液，降低原油黏度从而提高洗油效率［7-8］。因此聚合物微球与高效驱油剂复合体系可充分发挥二者的协同效应，既扩大波及体积，也提高洗油效率。

目前，对于调驱体系提高采收率多采用层内非均质岩心或并联岩心的方法进行评价。刘文辉等［9］采用并联高低渗岩心的方法评价了一种聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系注入方式对增油效果的影响。雷锡岳等［10］采用双管和三管并联岩心的方式对复合相调驱体系提高采收率效果进行了研究。安志杰［11］采用双管并联岩心对聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系的注入参数进行了优化。常规层内非均质岩心只能计量进出口端的注入量和采出量，无法得知各小层的吸液与产液情况，因此无法深度研究调驱体系的作用机理。而并联岩心虽能呈现各层吸液产液情况，但无法反应层间的流体交渗情况，对模拟层内非均质地层仍有差距。因此上述两种方式均不能有效模拟层内非均质性，也就不能深入研究调驱剂的作用机理。

本工作以渤海油藏地质和流体为模拟对象，建立了层内非均质岩心“分注分采”的实验方法，利用SEM、粒径分布、界面张力测试等方法评价了聚合物微球APS/高效驱油剂H1 复合体系的增油效果，分析了该复合体系的驱油机理。

1 实验部分

1.1 原料

聚合物微球APS：自制；高效驱油剂H1：中海石油天津分公司渤海研究院；实验用油：煤油与目标储层脱气原油按固定比例配制而成，黏度分别为17 mPa·s 和200 mPa·s；实验用水：QHD32-6 油田模拟注入水，水质分析见表1。

表1 水质分析Table 1 Water quality analysis

实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结层内非均质岩心［12-13］，结构见图1。从图1 可看出，岩心几何尺寸为6.0 cm×4.5 cm×30 cm，具备“分注分采”功能，可以监测吸液和产液剖面，岩心渗透率（Kg）为300×10-3μm2和900×10-3μm2。

图1 岩心结构示意图Fig.1 Diagram of core structure.

1.2 实验方法

1.2.1 性能表征

采用QHD32-6 油田模拟注入水配制3 000 mg/L APS 溶液，置于65 ℃保温箱中，定期取样，采用奥特光学仪器公司BDS400 型倒置生物显微镜测试粒径；采用FEI 公司Quanta FEG450 型场发射扫描电子显微镜观察微球形貌；采用科诺公司TX-500C 型旋滴界面张力仪测试H1 的界面张力。

界面张力测试：将不同浓度的H1 溶液用5 mL注射器缓缓注满离心管，并防止注入气泡；将已注好外相液体的离心管管口向下倾斜10°～20°，用微注射器针头插入H1 溶液中，挤出约0.5 mL 油滴，迅速撤出针头，并使离心管保持水平，以防油滴移向离心管底部或管口，二者密度差为∆ρ；将离心管装入旋转轴内，旋紧压紧帽，调节离心管水平，使管中油滴稳定，位于视窗中心位置；选取合适转速（ω），测量油滴的长度（L）和宽度（D），使L/D ≥4，利用公式γ=0.25ω2D3∆ρ 自动计算界面张力（γ）。

1.2.2 增油效果

采用岩心驱替实验装置测试调驱剂增油降水效果。实验设备和流程见图2。

1.3 方案设计

实验方案为水驱至含水80%+调驱+后续水驱至98%，调驱阶段实验方案见表2。其中，H1质量浓度为1 000 mg/L，APS 质量浓度为3 000 mg/L，方案1-2 和1-5 为APS 和H1 前后 段塞注入，方案1-3 和1-6 为APS 和H1 混合后同时注入。

图2 分注分采岩心实验设备和流程示意图Fig.2 Diagram of test equipment and procedure for separate injection and separate production core.

表2 实验方案Table 2 Experimental scheme

2 结果与讨论

2.1 性能表征

2.1.1 微球粒径

APS 微球的粒径分布与水化时间关系见图3。从图3 可看出，微球的初始粒径大多在2 ～6 μm范围，中值为2 μm 左右；水化240 h 后，颗粒最大粒径为38.7 μm。最终粒径中值为18 μm 左右，膨胀倍数大于8，这有利于封堵储层中的大孔道，增加高渗层渗流阻力，从而实现液流转向，扩大波及体积［14-15］。

图3 APS 微球粒径分布与时间关系Fig.3 Relationship between particle size distribution of APS microspheres and time.

2.1.2 微球结构表征

APS 微球的SEM 照片见图4。从图4 可看出，APS 微球外观清晰，呈不规则球形，微观粒径尺寸为纳米级。

2.1.3 界面张力

采用注入水配制不同质量浓度的H1 溶液，它们与原油间的界面张力见表3。从表3 可看出，随H1 质量浓度的增大，H1 与原油间的界面张力呈下降趋势。较低的界面张力可使油水形成乳状液，降低原油黏度，从而提高驱油剂的洗油效率。但当H1 质量浓度超过1 000 mg/L 后，界面张力降幅减小，因此选取H1 质量浓度为1 000 mg/L。

图4 微球SEM 照片Fig.4 SEM image of APS.

表3 H1 溶液与原油间的界面张力Table 3 Interfacial tension between H1 solution and crude oil

2.2 增油效果

2.2.1 原油黏度17 mPa·s 时的增油效果

原油黏度17 mPa·s 时，在具备“分注分采”功能层内非均质岩心上开展驱替实验，采收率结果见表4，实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV 数关系见图5。从表4 以及图5 可以看出，与其他两种调驱方式相比，APS/H1 复合体系提高采收率幅度较高，可提高采收率25.8 百分点。在调驱剂注入阶段，方案1-1 和1-3 注入压力呈逐渐下降趋势，对于方案1-2，APS 注入阶段注入压力出现短暂升高，之后随着H1 注入，注入压力又呈下降趋势，这表明H1 乳化降黏减小渗流阻力的作用较大。复合体系中H1 可更好地携带APS 进入岩心，发挥调驱作用。在后续水驱阶段，方案1-3 即APS/H1复合体系注入压力最高。提高采收率机理认为，增加中低渗透层吸液压差可扩大波及体积，进而提高采收率，故APS/H1 复合体系调驱增油效果较好［16］。

表4 原油黏度17 mPa·s 时的采收率Table 4 Recovery rate at oil viscosity 17 mPa·s

图5 原油黏度17 mPa·s 时注入压力（a）、含水率（b）和采收率（c）与PV 数关系Fig.5 The relationship between injection pressure(a)，water content(b)，recovery rate(c) and PV number at oil viscosity 17 mPa·s.■ 1-1；▲ 1-2；● 1-3

实验过程中岩心入口和出口端小层分流率与注入PV 数关系见图6。从图6 可看出，调驱剂类型和段塞组合方式对岩心吸液剖面（岩心入口分流率）存在较大影响，但对产液剖面（出口端分流率）影响不大。三种调驱剂注入方式的入口分流率存在较大差异，入口分流率变化幅度顺序为：H1>APS/H1 复合体系>APS+H1 组合注入方式。动态特征和机理分析认为，由于H1 自身不具备滞留增加渗流阻力的能力，加之乳化降黏作用，它注入期间压力较低（见图5），对应高渗层入口分流率略有升高。随后续水驱进行，高渗层中H1 与剩余油乳化作用所形成水包油（O/W）乳状液增多，“贾敏效应”增加渗流阻力作用增强，同时低渗层中进入的少量H1 随后续水驱进行逐渐发挥乳化降黏效果，使低渗层入口附近剩余油饱和度及渗流阻力降低。因此在二者双重作用下，H1 的后续水驱阶段入口分流率表现为大幅变化。与此同时，岩心出口分流率未见明显变化，且采收率增幅较小，表明H1 扩大波及体积效果较差。由此可推断，H1 致使岩心入口附近区域剩余油饱和度大幅降低，高、低渗透层间渗流阻力明显减小，连通性明显提高，致使进入低渗透层的后续水很快绕流回到高渗透层，并未对低渗层形成有效的驱替，此时采收率增幅主要来自H1 提高高渗层洗油效率。

图6 原油黏度17 mPa·s 时入口分流率（a）和出口分流率（b）与PV 数关系Fig.6 The relationship between entrance shunt rate(a)，outlet shunt rate(b) and PV number at oil viscosity 17 mPa·s.■ 1-1；▲ 1-2；● 1-3

APS+H1 组合注入方式的岩心入口分流率几乎未发生变化。分析认为在组合实施过程中，压力随APS 微球的注入不断升高，增加了低渗层的吸液压差和微球的吸液量，因此增大了低渗透层渗流阻力，导致后续H1 吸入压差和吸液量减小，致使岩心入口端附近区域高、低渗透层间含油饱和度未能大幅减小。后续水驱过程中，水化膨胀后的APS微球进一步增加低渗层渗流阻力，使后续水驱中难以动用低渗层，因此高渗层吸液率近乎100%。此时APS 和H1 的协同作用主要是对高渗层中剩余油进一步驱替，因此最终采收率增幅大于单独注入H1。

2.2.2 原油黏度200 mPa·s 时的增油效果

原油黏度200 mPa·s 时，在具备“分注分采”功能层内非均质岩心上开展驱替实验，采收率见表5，实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV 数关系对比见图7。从表5 和图7 可看出，在原油黏度200 mPa·s 时，APS/H1 复合体系采收率增幅远大于APS+H1 段塞组合注入方式。这可能因为，原油黏度较高时，渗流阻力较大，剩余油饱和度较大，加之APS 微球水化膨胀，使APS/H1复合体系后续水驱时压力及升幅较高，呈波动式上升，有利于APS 微球变形通过孔喉向深部运移，发挥深部调驱作用，因此最终采收率增幅较大。

表5 原油黏度200 mPa·s 时的采收率Table 5 Recovery rate at oil viscosity 200 mPa·s

实验过程中岩心入口和出口端小层分流率与注入PV 数关系见图8。对比图6 和图8 可看出，200 mPa·s 下H1 对入口分流率影响最大（高渗层分流率下降幅度最大），同时压力降幅也最大，说明H1 对高黏度原油的降黏减阻效果较显著。对于APS/H1 复合体系，H1 减弱了APS 微球对低渗层的伤害，使后续水驱过程中低渗层吸液压差增大，避免了APS+H1 段塞组合注入方式出现的后续水驱难以启动低渗层的情况。除此以外，在后续水驱过程中H1 通过高洗油效率保证高渗层中微球逐渐向深部运移，扩大波及体积，进一步动用低渗层，这也是单独注入H1 入口分流率迅速变化，而APS/H1 复合体系入口分流率逐渐降低的原因。因此APS/H1 复合体系后续水扩大波及体积效果更好，尤其在高原油黏度下，一方面渗流阻力增加，压力升幅高，有利于微球深部运移，另一方面H1 降黏减阻效果显著，增大低渗层后续水驱时吸液压差，使扩大波及体积效果更好， 因此采收率增幅较大。

图7 原油黏度200 mPa·s 时注入压力（a）、含水率（b）和采收率（c）与PV 数关系Fig.7 The relationship between injection pressure(a)，water content(b)，recovery rate(c) and PV number at oil viscosity 200 mPa·s.■ 1-4； ▲ 1-5； ● 1-6

图8 原油黏度200 mPa·s 时入口分流率（a）和出口分流率（b）与PV 数关系Fig.8 The relationship between entrance shunt rate(a)，outlet shunt rate(b) and PV number at oil viscosity 200 mPa·s.■ 1-4； ▲ 1-5； ● 1-6

3 结论

1）APS 微球水化240 h 后膨胀倍数超过8 倍，H1 质量浓度为1 000 mg/L 时，界面张力为9.15×10-2mN/m，二者性能优异，可组成APS/H1 复合体系，在调驱过程中可充分发挥各自作用，提高采收率。

2）对于层内非均质油藏，单独注入H1 会在注入端附近区域、高低渗透层间形成低阻渗流通道，致使后续进入低渗透层的驱油剂经该通道返回高渗透层，进而减小后续驱油剂波及效率。

3）APS+H1 组合注入方式在微球注入过程中，容易伤害低渗层，减小后续H1 的吸液量，同时APS 微球水化膨胀后造成低渗层启动压力升幅较大，后续水驱难以波及，提高采收率效果一般。

4）APS/H1 复合体系中二者存在协同效应，增油降水效果较好。H1 通过乳化降黏和高效洗油作用大幅降低高渗透层油相饱和度和渗流阻力，确保APS 微球能运移到高渗透深部，而且注入压力升幅较小，低渗透层吸入APS 微球量较少，启动压力升幅随之减小，后续驱油剂扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大。

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