面向长庆油田非均质储层的C14(PO)4SO3Na协同微球-微凝胶体系：合成及其提高采收率性能评价

《Gels》：A C14(PO)4SO3Na-Synergized Microsphere–Microgel System for Heterogeneous Reservoirs in the Changqing Oilfield: Evaluation of Its Synthesis and Enhanced Oil Recovery Performance

　　

摘要专业翻译 长庆油田非均质储层长期注水开发后，在低渗及超低渗孔隙中滞留大量残余油，小孔喉、强毛管力及高渗流阻力限制了水驱波及效率和残余油的启动。针对长庆油田X区块原油碳数分布宽、低渗非均质性强及裂缝窜流等突出问题，研究人员提出了一种界面改性与优势通道调控相结合的协同策略，构建了由界面改性剂TDS、微球和微凝胶颗粒组成的C14(PO)4SO3Na（TDS）协同微球-微凝胶体系。岩心驱替实验表明，TDS单独使用时的性能优于常规表面活性剂（椰油酰胺丙基甜菜碱，CAB-35）。在非均质模型中，微球/TDS体系采收率达54.45%；在裂缝模型中，微凝胶较微球表现出更优的封堵和液流转向性能。采用0.3 PV微凝胶前置段塞+0.7 PV微凝胶/TDS混合段塞的注入策略，模型II采收率达45.58%，表明在协同驱替前对优势通道进行预封堵为最优注入方案。微观可视化实验揭示，水驱易沿大孔隙、高渗通道和裂缝窜流。在微观模型中，复合体系将低渗、高渗和超低渗模型的面积波及效率分别提高至60.4%、49.8%和66.4%。相比之下，岩心驱替获得的采收率分别为54.45%（非均质基质）和45.58%（裂缝模型II）。产出液和岩心扫描电镜（SEM）结果表明，调控颗粒在孔喉中运移、滞留、架桥并可能发生再运移，增加了优势通道的渗流阻力，将后续流体转向至未波及区域。

论文解读

一、研究背景与意义

随着全球能源需求增长和常规油气资源开发难度加大，提高采收率（EOR）技术已成为保障能源安全和实现稳产增产的关键技术路径。长期水驱后，大量原油以残余油形式滞留在储层孔隙中，这一问题在低渗和超低渗储层中尤为突出——小孔喉、强非均质性、显著毛管力和高渗流阻力使常规水驱难以有效波及微观孔隙，残余油启动和运移困难，制约了采收率的进一步提高。长庆油田非均质储层面临的挑战尤为典型：原油碳数分布宽、低渗非均质性强、裂缝发育导致窜流严重。

现有研究在低矿化度/表面活性剂驱、聚合物驱、润湿性调控、碱-聚合物（AP）驱及纳米复合体系等方面取得了进展，但仍存在明显不足：研究多集中于均质或单一尺度岩心，对长庆低渗-超低渗、强非均质和裂缝性储层的适用性研究不足；界面改性与优势通道调控常被独立研究，TDS与微球/微凝胶之间的协同机制及构效关系尚不明确；颗粒尺寸、交联强度、变形能力与孔喉/裂缝结构的匹配关系缺乏系统界定，可能导致近井滞留或封堵。因此，开发结构明确、性能稳定、界面调控能力强且适用于低渗储层的驱油体系，对提高残余油动用率和推动化学驱EOR技术发展具有重要意义。

二、研究内容与主要结论

针对上述问题，研究人员提出界面改性与优势通道调控相结合的协同策略，构建了由界面改性剂TDS、微球和微凝胶颗粒组成的复合驱油体系，系统研究了其合成方法和EOR性能。主要结论如下：

在非均质基质模型（模型I，1 mD和5 mD并联岩心）中，TDS单独驱油采收率达46.47%，优于常规表面活性剂CAB-35（6.45%的化学驱增采幅度对比12.28%）；微球+TDS复合体系总采收率达54.45%，低渗岩心采收率提升至41.01%，表明微球可有效封堵高渗通道，迫使后续驱替液进入低渗区。在裂缝性非均质模型（模型II）中，微凝胶+TDS体系采收率达40.15%，显著优于微球+TDS（29.78%）和单独TDS（23.29%），证明微凝胶具有更优的变形运移、裂缝封堵和液流转向能力。不同注入顺序对比表明，0.3 PV微凝胶前置段塞+0.7 PV微凝胶/TDS混合段塞为最优方案，总采收率达45.58%，低渗岩心采收率提升至27.97%，证实先封堵优势通道再进行协同驱替的策略最为有效。

微观可视化实验进一步揭示，水驱易沿大孔隙、高渗通道和裂缝形成优势窜流；复合体系注入后，微凝胶颗粒在孔喉中通过吸附、变形和架桥形成局部封堵，增大优势通道渗流阻力和压力梯度，将后续流体转向未波及孔隙；TDS则显著降低油水界面张力、改善岩石润湿性并促进乳化，使簇状和膜状残余油拉伸、剥离、破碎为小油滴并被采出。复合体系将低渗、高渗和超低渗模型的面积波及效率分别提高至60.4%、49.8%和66.4%。产出液和岩心SEM分析证实，调控颗粒在孔喉中运移、滞留、架桥并可能再运移，增加优势通道流动阻力，将流体转向未波及区域。

三、关键技术方法

研究人员主要采用了以下关键技术方法：通过红外光谱（FTIR）、液相色谱-质谱联用（LC-MS）、热重分析（TGA）、核磁共振氢谱（¹H NMR）和扫描电镜（SEM）对TDS界面改性剂和微凝胶颗粒进行结构表征与形貌分析；采用非均质并联岩心驱替实验（模型I，1 mD和5 mD）和裂缝性并联岩心驱替实验（模型II，1 mD基质+5 mD裂缝）评价不同驱油体系的采收率；利用微观可视化驱替实验（平均孔喉半径5 μm、10 μm和25 μm）观测驱替过程和残余油动用特征；通过面积波及效率计算和产出液分析评价体系性能。

四、讨论与结论

讨论部分指出，微凝胶在裂缝模型中的封堵和液流转向性能优于微球，归因于微凝胶的变形运移能力和裂缝适应性；不同注入顺序显著影响驱替效果，微凝胶预封堵可优先封堵优势通道，后续混合段塞维持封堵效果并使TDS发挥界面驱油能力，协同扩大宏观波及范围并提高微观驱油效率。与文献报道的纳米颗粒/表面活性剂体系和微凝胶体系相比，本研究体系在低渗非均质和裂缝窜流条件下表现出具有竞争力的采收率水平。

研究结论如下：针对长庆油田非均质储层，研究人员开发了TDS协同微球-微凝胶体系，将界面改性与优势通道调控相结合。岩心驱替表明，TDS单独使用优于常规表面活性剂；非均质模型中微球/TDS体系采收率达54.45%，裂缝模型中微凝胶较微球表现出更优的封堵和液流转向性能；0.3 PV微凝胶前置段塞+0.7 PV微凝胶/TDS混合段塞注入策略在模型II中采收率达45.58%，证实协同驱替前预封堵优势通道为有利策略。微观可视化揭示水驱主要沿大孔隙、高渗通道和裂缝窜流；复合体系将低渗、高渗和超低渗模型的面积波及效率分别提高至60.4%、49.8%和66.4%。颗粒在孔喉中运移、滞留、架桥并可能再运移，增加优势通道流动阻力并将后续流体转向未波及区域；TDS降低油水界面张力、改善润湿性并促进乳化，增强残余油动用能力。宏观液流转向与微观驱油的协同作用同时提高了波及效率和驱油效率。未来工作将根据渗透率、孔喉尺寸、裂缝宽度和非均质性优化微球/微凝胶尺寸、交联强度和变形能力，建立颗粒-孔喉匹配关系，避免过度近井滞留或封堵，为非均质低渗储层分级封堵和EOR提供依据。