魏 焜，郑继龙，刘浩洋，赵 军，梁恩武，余黄杰

1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452；3.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津300452

注水开发油田储层的非均质性会导致高渗透储层形成水流优势通道。为有效封堵高渗透层水流优势通道，经过多年的研究与实践，专家学者研发了一种聚合物微球调驱体系，该体系具有诸多优良性能［1-2］。该体系具有较强的抗剪切性和形变性［3］，在一定压力作用下可发生形变，突破孔喉封堵，向油藏深部运移，提高水驱波及系数；聚合物微球具有较强的膨胀性，膨胀倍数可达到5～20，膨胀倍数可调；聚合物微球之间可发生吸附作用，从而形成聚合物微球簇，对于大孔喉或者缝隙具有一定的封堵作用。此外，该体系还具有较强的耐温、耐盐性，水溶性好［4］，注入工艺简单，仅需小型化柱塞泵即可完成，非常适合海上油田现场施工作业，而且在施工作业过程中无须搅拌罐，不受温度和时间的影响，具有长周期连续作业的特点。因此聚合物微球调驱体系得到了广泛的应用［5-6］。然而，聚合物微球调驱体系的直径与储层孔喉大小的匹配关系直接影响调驱效果，目前尚未见报道。本文针对渤海某注水开发油田，基于室内动态物理模拟装置，通过双管并联驱替实验模拟不同渗透率级差的储层［7-11］，研究实验室自制的聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限，以期为聚合物微球调驱体系在海上油田稳油控水方面的应用和研究提供技术支持。

1 实验部分

1.1 主要仪器及设备

Quizix 注入泵，皆能（亚洲）有限公司；长岩心夹持器（100 cm×2.5 cm），海安石油科研仪器有限公司；高温高压驱替系统，江苏拓创科研仪器有限公司；100 mL 中间容器，江苏远通石油有限公司；BSA423S型电子天平，赛多利斯公司；美国博勒飞Brookfield 黏度计，广州市东南科创科技有限公司；秒表、量筒等，常规市售产品。

1.2 材料及药剂

实验用水：海上某油田现场地层水（NaHCO3型，矿化度6 542 mg/L）。

实验用油：海上某油田现场脱水原油。

实验用岩心：不同粒径（270、180、150、120 和70 μm）的填 砂 模型，模型 尺寸 为Φ25 mm ×300 mm。

实验用聚合物微球：ZJL-2（粒径为300 nm），实验室自制。

实验温度：65 ℃。

驱替流速：1.0 mL/min。

1.3 实验步骤及方法

1）将每根岩心称干质量，记为m1（g）；将岩心以1.0 mL/min 的速度饱和水，记录稳定时岩心两端压差Δp，将饱和水的岩心再次称质量，记为m2（g）；计算岩心的孔隙体积V（cm3）、水相渗透率K（D），计算见式（1）～（2）。

式中：ρ水为水的密度，g/cm3；Q为流速，cm3/s；μ为水的黏度，mPa·s；L为岩心长度，cm；A为岩心横截面积，cm2；Δp为压差，atm。

2）针对岩心饱和原油，测量岩心含油饱和度，恒温老化20 h。

3）岩心渗透率级差为高渗透率岩心的渗透率与低渗透率岩心的渗透率之比，通过优选不同渗透率级差的岩心组合开展双管并联实验。首先按图1 进行实验，水驱至岩心出口含水率80%，测量出口端产油量、计算水驱采收率；转注0.3 PV 的2 000 mg/L 的聚合物微球溶液，计算该阶段采收率；关闭岩心进出口阀门10～12 h，待体系充分溶胀后转注后续水驱至岩心出口含水率达到98%时结束，读取油量并计算后续水驱采收率。

图1 岩心驱替系统流程

2 结果与讨论

2.1 岩心渗透率及级差统计结果

实验共设计了8 组不同渗透率级差的填砂管并联开展驱替实验，岩心渗透率级差如表1 所示。岩心的总孔隙体积即为两根岩心的孔隙体积之和。

表1 渗透率级差界限筛选用岩心渗透率及级差

基于上述岩心的渗透率及级差情况，结合实验研究需求，分别开展聚合物微球调驱体系渗透率级差界限实验和聚合物微球调驱体系低渗与高渗采收率增幅比实验。

2.2 聚合物微球调驱体系渗透率级差界限实验结果

实验统计每组岩心的水驱采收率、聚合物微球驱（化学驱）采收率、后续水驱采收率以及总的累积采收率，结果见图2。

由图2 可以看出：渗透率级差为27.05 的双管并联实验，低渗岩心水驱及聚合物微球梯度注入后均不出液（低渗水驱采收率为0），说明高渗岩心渗透率过大，注入的调驱体系不能进行有效封堵；渗透率级差为7.01 的双管并联实验，低渗岩心水驱出液量逐渐增加（相对于渗透率级差为27.05 的双管并联实验），注入调驱体系并且水驱后，低渗岩心中产油量增加，说明注入调驱体系后体系在高渗岩心中形成一定的封堵作用，但效果不佳；渗透率级差分别为5.21、4.05、3.43、2.44和1.62 的双管并联实验，注入调驱体系并且水驱后，低渗岩心产油量大幅增加，说明注入调驱体系后体系在高渗岩心中形成有效封堵，迫使液流转向低渗透层，大幅挖潜低渗储层剩余油；而当渗透率级差为1.45 时，由于高、低渗岩心渗透率级差较近，因此，高、低渗岩心驱替规律及趋势基本一致。

图2 聚合物微球调驱体系渗透率级差界限实验结果

2.3 聚合物微球调驱体系低渗与高渗采收率增幅比

实验统计每组岩心的水驱采收率、聚合物微球驱（化学驱）采收率、后续水驱采收率以及总的累积采收率，计算每组实验低渗岩心与高渗岩心采收率增幅比与总的采收率，结果见图3。

图3 聚合物微球调驱体系低渗与高渗采收率增幅比及总采收率

由图3 可以看出：当岩心渗透率级差为5.21、4.05、3.43 和2.44 时，低渗岩心与高渗岩心采收率增幅之比分别为4.12、5.59、8.69和4.03，驱替实验整体采收率分别为54.29%、71.54%、68.24%和69.54%，说明注入聚合物微球体系后，有效封堵高渗透层，低渗岩心得到有效挖潜，整体采收率得到提高。而当渗透率级差偏大（＞7.01）和偏小（＜1.62）时，低渗岩心采收率与高渗岩心采收率增加幅度之比均较低。因此，本实验所用的聚合物微球调驱体系的最佳渗透率级差界限为2.44～5.21（低渗岩心采收率与高渗岩心采收率增加幅度之比≥4）。

3 结论

1）聚合物微球调驱体系的调驱效果受储层渗透率级差影响较大。当储层渗透率级差偏大（＞7.01），聚合物微球调驱体系无法封堵高渗透层，在高渗储层无法形成有效的渗流阻力，因此其在渗透率级差偏大（＞7.01）的储层中，挖潜低渗储层剩余油潜力不足；当渗透率级差偏小时（＜1.62），高低渗岩心驱替规律相近，低渗岩心提高采收率不明显。

2）在一定的渗透率级差范围内，聚合物微球在双管岩心中具有一定的分流作用，能有效封堵高渗岩心，启动低渗透层，挖潜低渗岩心剩余油，室内实验结果表明，聚合物微球体系的最佳储层渗透率级差界限为2.44～5.21。