不同粒径组合纳米聚合物微球调驱性能研究

2020-09-28杨欢黄志学长江大学化学与环境工程学院湖北荆州434023

长江大学学报(自科版) 2020年5期

关键词：驱油岩心微球

杨欢，黄志学 (长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434023)

张满 (中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西榆林 718615)

郑力军，马波 (中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018)

于小荣 (长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434023)

刘锐 (西南石油大学石油工程学院，四川成都 637001)

油田进入特高含水期后，传统的注水开发多存在低效和无效循环，因此，油田多采用调剖堵水技术来对高渗透层进行封堵[1,2]。传统的调剖堵水剂主要有聚合物、交联聚合物以及颗粒型调剖堵水剂[3～5]等，但常规调剖堵水剂存在注入性能与封堵强度之间的矛盾，变形能力差，作用半径较小，易堵塞地层，只能用于近井地带，难以进入油藏深部，对改善油藏非均质性、提高采收率效果较差[6～9]。聚合物微球深部调驱技术一方面利用聚合物微球在岩石表面的单层吸附来降低水相渗透率[10]；另一方面通过颗粒的水化膨胀对孔隙喉道进行封堵，同时在高压状态下通过变形运移到深部，从而实现逐级封堵[11]。He等[12]制备了平均粒径为1.65～2.86nm的聚丙烯酰胺-co-DVB聚合物微球，该聚合物微球在孔隙喉道中水化膨胀后与钙、镁离子作用形成网状结构进行封堵，这种封堵结构可以较好地降低水相渗透率。贾玉琴等[13]采用分散聚合方法制备大粒径核壳结构聚丙烯酰胺共聚物微球，该微球尺寸在10～30μm，膨胀倍数达20～50倍，岩心封堵率达到99.16%，具有良好的封堵效果。赵怀珍[14]等使用丙烯酰胺为主剂，采用反相微乳液聚合制备了水溶性交联聚合物微球，该聚合物微球进入岩心后首先堵塞大孔径通道，使注入压力提高，随后进入岩心深部进行封堵，具有改善高渗透率岩心(3.058D)非均质性的效果。但是上述研究大多是针对单一粒径的聚合物微球注入性能的研究，而不同粒径组合的聚合物微球在油藏中的应用研究较少。为了提高聚合物微球在油藏环境中的适应性，实现油藏深部调驱，笔者对不同粒径组合的聚合物微球在油藏条件下的水化膨胀性能、流变性能、封堵性能和驱油性能进行了研究，这对丰富聚合物微球在油藏中的适应性具有理论和实际意义。

1 试验部分

1.1 试剂与仪器

1)试剂。纳米聚合物微球，工业品，粒径数据见图1；NaCl、CaCl2、MgCl2、Na2SO4、NaHCO3，分析纯，国药集团化学试剂有限公司；试验用水为长庆油田模拟水，矿化度95069mg/L，具体离子组成见表1；试验用油为长庆油田模拟油(酸值0.1mg/g，密度0.8679g/cm3(60℃)，黏度17.6mPa·s(60℃))。

表1 地层水离子组成及质量浓度

2)仪器。S-360电子显微镜，Leica公司；KQS-150超声分散仪，上海向帆仪器有限公司；Microtrac S3500激光粒度分析仪，美国。Nano ZS激光粒度仪，马尔文公司；DV3T流变仪，美国Brookfield；JHCF 常规岩心流动试验仪，荆州现代石油科技发展有限公司。

1.2 结构表征及性能评价方法

1.2.1 SEM分析

将少量纳米聚合物微球粉末置于干净的玻片上，表面喷金处理，采用电子显微镜测试样品的微观形貌，试验温度20℃。

1.2.2 粒径测试及水化膨胀率

用地层水配制2000mg/L的纳米聚合物微球分散体系，在60℃下老化，用激光粒度仪测定其粒径分布变化情况并计算其水化膨胀率[15]。入射光波长为633nm(173°背散射)，每个样品测定3次，测量间隔15min，测量温度20℃。水化膨胀率计算公式如下：

式中：e为水化膨胀率，%；d2为水化膨胀后纳米聚合物微球的平均粒径，nm；d1为水化膨胀前纳米聚合物微球的平均粒径，nm。

1.2.3 填砂管模型测试

首先用长庆油田模拟水对填砂管(∅3.8cm×30cm)进行饱和(注入速度0.5mL/min)，测定填砂管的渗透率k1，直到驱替压力p1达到稳定；其次，向填砂管中注入0.5PV的聚合物微球进行微球驱，记录注入压力p1、填砂管中间段压力p2、p3以及填砂管后段压力p4，模型装置见图2；最后，水驱至驱替压力p1达到稳定，记录p2、p3、p4的压力，得到注入聚合物微球后填砂管的渗透率k2，计算残余阻力系数Rff及封堵率η[16]:

式中：Rff为残余阻力系数，1；p1、p2、p3、p4分别为填砂管入口、中间段2处、后段的压力，MPa；η为封堵率，%；k1为填砂管的饱和渗透率，mD；k2为填砂管的微球驱后渗透率，mD。

2 结果与讨论

2.1 聚合物微球微观形貌

聚合物微球的微观形貌见图3，聚合物微球呈现规则的球形结构，且表面光滑。

2.2 水化膨胀性能

用地层水配制2000mg/L的纳米聚合物微球分散体系，在60℃下老化，纳米聚合物微球水化膨胀倍数与水化时间的关系如图4所示。可以看出，50nm聚合物微球膨胀倍数为8.6，80nm聚合物微球膨胀倍数为9.1，100nm聚合物微球膨胀倍数为10.5，300nm聚合物微球膨胀倍数为11.2，均可以有效地对后续的注入剂产生阻力，适合在中低渗的油田使用。

对比单一粒径的纳米聚合物微球和不同粒径组合(质量比1∶1)的纳米聚合物微球，水化时间小于3d时，单一粒径(300nm除外)的纳米聚合物微球的水化膨胀速率均较快。第3天，80nm+100nm不同粒径组合聚合物微球膨胀速率突然加快；超过3d后，80nm+300nm不同粒径组合聚合物微球膨胀速率突然加快；超过5d后，100nm+300nm不同粒径组合聚合物微球膨胀速率突然加快。这是由于微球粒径越小，比表面积越大，越容易吸水，较小粒径的聚合物微球(如50nm)在前2～3天即可达到最大膨胀速率；而粒径较大的聚合物微球(如300nm)约需要6～7d可达到最大的膨胀速率。在实际驱油过程中，聚合物微球注入到地层后，随着注入水运移到油藏深部，水化膨胀效果好的聚合物微球可有效地对后续注入水产生水阻，使后续注入流体绕流，从而扩大波及系数，起到封堵高渗透层、启动低渗透层、降水增油的作用。从水化效果及膨胀倍数方面考虑，100nm+300nm不同粒径组合聚合物微球和300nm聚合物微球性能较好，50nm聚合物微球性能较差。

2.3 封堵性能

纳米聚合物微球在相近渗透率填砂管中的封堵试验结果如表2所示，纳米聚合物微球会在岩心的孔隙中形成卡堵作用，从而在岩心中具有一定的封堵性能。残余阻力系数反映了乳状液降低孔隙介质渗透率的能力。由表2可以看出，单一粒径纳米聚合物微球的粒径越大，封堵效果越好；在近似的条件下，不同粒径组合纳米聚合物微球的封堵效果更加显著，其中100nm+300nm不同粒径组合聚合物微球封堵效果最好，可达90.38%。

表2 聚合物微球的封堵能力

2.4 驱油性能

2.4.1 单一粒径纳米聚合物微球

不同单一粒径纳米聚合物微球分别在高、低渗透率岩心中的驱油结果如表3所示。可以看出，当填砂管渗透率较低时，粒径较小的聚合物微球采收率增值较高；当填砂管渗透率较高时，粒径为300nm的聚合物微球采收率增值可达10.7%。这是因为当填砂管渗透率较高时，纳米聚合物微球颗粒太小，不能对孔隙喉道产生封堵；而当填砂管渗透率较低时，纳米聚合物微球太大则容易堵塞地层，达不到启动低渗透层的效果。从图5中可以看出，不同粒径的纳米聚合物微球对低渗透率岩心的压力增加幅度均要高于高渗透率岩心，小粒径的纳米聚合物微球(50nm和80nm)对岩心压力的影响要大于大粒径的纳米聚合物微球(100nm和300nm)，随着纳米聚合物微球粒径的增大，岩心压力的增加幅度变化减小，这体现了纳米聚合物微球的选择性封堵能力以及改善非均质性能。

表3 单一粒径纳米聚合物微球驱油结果

2.4.2 不同粒径组合纳米聚合物微球

鉴于粒径为300nm的聚合物微球在高、低渗透层均具有较好的驱油性能，因此测试50nm+300nm、100nm+300nm不同粒径组合聚合物微球在模拟油藏条件下的驱油性能。注入速度0.5mL/min，注入体积0.5PV，从不同粒径组合纳米聚合物微球驱替压力变化(见图6)来看，聚合物微球驱后填砂管内的压力迅速上升，特别是100nm+300nm不同粒径组合聚合物微球在高、低渗透率填砂管内压力的影响较为一致。驱油试验结果如表4所示，不同粒径组合后的纳米聚合物微球不管是对高渗透率岩心还是低渗透率岩心均比其单一粒径纳米聚合物微球具有更好的驱油效果。这体现了不同粒径组合后的纳米聚合物微球具有较好的选择性封堵能力。