一种聚合物微球油藏适应性评价方法与流程

技术领域：

本发明涉及一种评价方法，具体涉及一种聚合物微球油藏适应性评价方法。

背景技术：
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国内主要油藏为陆相沉积油藏，储层非均质性比较严重，造成水驱开发效果较差，这为化学驱提高采收率提供了剩余油储量。聚合物驱是一项技术相对简单、药剂费用较低和采收率增幅较大的提高采收率技术。大庆油田适合化学驱的地质储量共计23.13×10⁸t，其中一类储量为8.09×10⁸t，二类储量为15.04×10⁸t。目前，大庆聚合物投入工业化区块80个，动用地质储量9.23×10⁸t，且每年以5000×10⁴t～8000×10⁴t地质储量规模投入聚合物驱。室内实验和矿场实践表明，聚合物驱初期可以改善油藏吸液剖面，扩大波及体积。但当聚合物驱进入中后期后，会出现“吸液剖面反转”现象，这不仅进一步加剧了层间矛盾，而且降低了聚合物驱增油降水效果。

聚合物微球调驱技术是近年来发展起来的提高采收率新技术。与聚合物溶液相比较，聚合物微球溶液中微球粒径分布较窄，微球在储层岩石孔隙和喉道中呈现“运移、捕集、再运移、再捕集……”运动特征，具有“堵大不堵小”封堵特性。因此，聚合物微球可以逐级启动储层孔隙内剩余油，减缓剖面反转程度或延缓反转发生时间，进而提高油藏开发效果。

技术实现要素：
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本发明弥补和改善了上述现有技术的不足之处，建立了一种聚合物微球油藏适应性评价方法，它可以指导聚合物微球筛选，提高微球油藏适应性，进而提高微球调驱增油降水效果。

本发明采用的技术方案为：一种聚合物微球油藏适应性评价方法，该评价方法包括以下步骤：

步骤一：聚合物微球粒径及分布测量；

（1）、初步筛选几种聚合物微球产品（大于3种）；

（2）、采用目标油藏注入水配制聚合物微球溶液样品（1000mg/l～9000mg/l），取少量微球溶液滴于载玻片上，放置载玻片于显微镜上观测微球初始粒径，利用统计学原理计算粒径分布；

（3）、放置载玻片于充满注入水培养皿中，放置培养皿于油藏温度保温箱内保存；

（4）、定期取出载玻片，测量同一位置（区域）微球粒径；

（5）计算微球膨胀倍数，绘制微球粒径和膨胀倍数与时间关系曲线；

步骤二：微球渗透率极限值测量；

（1）、配制聚合物微球溶液样品（注入水，浓度1000mg/l～9000mg/l），采用驱替实验装置测量微球溶液注入岩心过程中注入压力与注入pv数关系（岩心渗透率从高到低，注入速度0.3ml/min～0.6ml/min，注入体积5pv～6pv（孔隙体积），压力记录时间间隔30min～40min）；

（2）、绘制注入压力与pv数关系曲线；

（3）、匹配关系评价：若注入压力与pv数关系曲线出现水平段时，表明微球颗粒可以通过岩心孔隙，微球粒径与岩心孔隙尺寸间相匹配。否则，表明微球在岩心孔隙内发生了堵塞，微球粒径与岩心孔隙尺寸间不匹配；

（4）、渗透率极限值确定：渗透率极限值是指微球可以通过岩心的最低渗透率值，它是注入压力与pv数关系曲线中出现水平段、且注入压力最高那条曲线所对应岩心渗透率；

步骤三：微球油藏适应性评价；

（1）、收集、整理目标油藏典型井组（井组数量大于5）储层渗透率取芯或测井资料，绘制（回归）储层累计厚度（由高渗透小层逐渐向低渗透小层累计）与该厚度内各个渗透率值中最低值关系曲线（方程）；

（2）、将微球渗透率极限值代入上述曲线（或方程），计算对应累计厚度值；

（3）、若“累计厚度值/储层厚度”值大于70%（该值为大庆油田聚合物驱经验值，可以依据油藏条件调整），则该聚合物微球溶液（粒径和浓度）与目标油藏相适应。否则，就必须重新选择聚合物微球溶液（粒径和浓度），再进行上述评价步骤，最终找到满足“累计厚度值/储层厚度”值要求的聚合物微球溶液。

本发明的有益效果：建立了一种聚合物微球油藏适应性评价方法，它可以指导聚合物微球筛选，提高微球油藏适应性，进而提高微球调驱增油降水效果。

附图说明：

图1是实施例步骤一中smg(w)微球初期的显微镜观测图片。

图2是实施例步骤一中smg(y)微球初期的显微镜观测图片。

图3是实施例步骤一中smg(w)微球水化72h的显微镜观测图片。

图4是实施例步骤一中smg(y)微球水化72h的显微镜观测图片。

图5是实施例步骤一中smg(w)微球水化240h的显微镜观测图片。

图6是实施例步骤一中smg(y)微球水化240h的显微镜观测图片。

图7是实施例步骤一中smg(w)和smg(y)微球的粒径与时间关系曲线图。

图8是实施例步骤一中smg(w)和smg(y)微球的膨胀倍数与时间关系曲线图。

图9是实施例步骤一中初始状态的smg(w)微球颗粒粒径分布曲线图。

图10是实施例步骤一中初始状态的smg(y)微球颗粒粒径分布曲线图。

图11是实施例步骤一中水化240h的smg(w)微球颗粒粒径分布曲线图。

图12是实施例步骤一中水化240h的smg(y)微球颗粒粒径分布曲线图。

图13是实施例步骤二中smg（w）的注入压力与pv数关系。

图14是实施例步骤二中smg(y)的注入压力与pv数关系。

具体实施方式：

聚合物微球油藏适应性评价方法的具体实施例：

步骤一：聚合物微球粒径及分布测量

（1）、微球粒径测量

聚合物微球包括smg(w)与smg(y)，有效含量100%，由中国石油勘探开发研究院采油所提供。配制微球溶液前先摇动聚合物微球母液呈样瓶，使之分散均匀，也可用玻璃棒搅拌使之分散，抽取一定量聚合物微球原液，与一定量溶剂水混合，配制成浓度为3000mg/l微球溶液，并置于磁力搅拌器上匀速搅拌15min。

抽取少量smg(w)和smg(y)溶液置于载玻片上，用显微镜观测其初期外观尺寸，将载玻片放置于培养皿内并将培养皿放置在45℃保温箱中，定期取出载玻片，观测其上微球外观形态。微球初期和不同时间粒径测试结果见图1至图6，微球粒径与时间关系见图7。

（2）、微球膨胀倍数与时间关系

膨胀倍数是聚合物微球吸水膨胀后粒径与吸水膨胀前粒径之比，它反映了微球吸水膨胀能力，其值越大，微球膨胀能力越强。

膨胀倍数计算公式为

（1）

式中，—膨胀倍数，无因次；和—分别为吸水膨胀前和吸水膨胀后微球粒径。

smg(w)和smg(y)聚合物微球的膨胀倍数与时间关系见图8，从图8可以看出，随水化时间延长，微球吸水膨胀倍数增加，初期膨胀倍数速度较快，之后膨胀速度减缓，与smg(w)相比较，smg(y)膨胀倍数增长速率较慢，而且它的最终膨胀倍数较小。

（3）、聚合物微球粒径分布

聚合物微球膨胀前后粒径分布计算方法：

①、在采用生物显微镜观测微球形态时，在载玻片上划定一个正方形区域，统计在此区域内微球数目和粒径，求出其最大值和最小值。

②、将微球粒径数据分成若干组，分组数量5～12间较为适宜，本次测试数据分为9组，分组个数称为组数，每组两个端点差值称为组距。

③、计算组距宽度，用最大值和最小值之差去除组数，求出组距宽度。

④、计算各组界限位，各组界限位可以从第一组开始依次计算，第一组下界为最小值，第一组上界为其下界值加上组距。第二组下界限位为第一组上界限值，第二组下界限值加上组距，就是第二组上界限位，依此类推。

⑤、统计各组数据出现频数，计算各组频率（频率=频数/微球总数）。

⑥、作微球粒径分布曲线图，以组距为底长，以频率为高，绘制各组粒径分布曲线。

smg(w)和smg(y)聚合物微球颗粒粒径分布见图9至图12，从图中可以看出，与聚合物溶液中聚合物分子聚集体尺寸分布相比较，smg(w)和smg(y)微球初始状态粒径分布范围都比较窄，其中smg(w)微球初始状态粒径中值在7.26μm左右，水化240h后在35.24μm左右，膨胀倍数为4.85；smg(y)微球初始状态粒径中值在25.43μm左右，水化240h后在115.83μm左右，膨胀倍数为4.55。

步骤二：微球渗透率极限值测量

（1）、阻力系数和残余阻力系数

smg（w）和smg（y）（浓度3000mg/l）阻力系数（fr）和残余阻力系数（frr）实验数据见表1。

表1阻力系数和残余阻力系数表

（2）、渗透率极限

当smg（w）和smg（y）通过不同渗透率岩心时，注入压力与pv数关系见图13和图14，从图中可知，在聚合物微球溶液注入过程中，随岩心渗透率减小，注入压力升高速度加快，压力达到稳定值较高。当渗透率低于某个值（通常称之为渗透率极限值）时，注入压力持续升高，甚至造成堵塞，表明微球与岩心孔喉尺寸间不匹配。依据上述渗透率极限值定义和注入压力曲线，确定聚合物微球smg（w）和smg（y）渗透率极限值为237×10^-3μm²和712×10^-3μm²。

步骤三：微球油藏适应性评价

大庆油田萨中地区一二三类油层“累计厚度值/储层厚度”等于70%时对应最低渗透率值见表2。

表2：累计厚度与渗透率统计关系表

从表2可以看出，萨中地区一类、二类和三类油层“累计厚度值/储层厚度”等于70%时对应最低渗透率分别为470×10^-3μm²、188×10^-3μm²和61×10^-3μm²。smg（w）和smg（y）渗透率极限值为237×10^-3μm²和712×10^-3μm²。

综上所述，smg（w）渗透率极限值为237×10^-3μm²，该值小于一类储层“累计厚度值/储层厚度”等于70%时对应最低渗透率值470×10^-3μm²，表明微球smg（w）适用于大庆油田萨中地区一类储层，而不适用于二、三类油层。smg（y）渗透率极限值712×10^-3μm²，该值大于一类储层“累计厚度值/储层厚度”等于70%时对应最低渗透率值470×10^-3μm²，表明smg（y）与大庆油田萨中地区一类、二类和三类油层都不适应。