多孔介质中的多相一致性控制：用于提高采收率（IOR-EOR）的新型聚合物-表面活性剂微胶囊

《Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects》：Multiphase Conformance Control in Porous Media: Novel Polymer-Surfactant Microcapsules for IOR-EOR Applications

　　摘要

在常规水驱之后，成熟油藏中仍有相当一部分原油未被采出，部分原因是优先流经高渗透通道而绕过低波及区域中的原油。聚合物驱和预成型颗粒凝胶（PPGs）被广泛研究以改善流度控制，而基于表面活性剂的方法可通过界面相互作用促进微观原油驱替。然而，将这些功能整合到一个稳定且可注入的系统中仍具挑战性。在本研究中，我们引入新型结构化聚合物-表面活性剂微胶囊（PSMs），其形成主要依靠静电相互作用并辅以疏水相互作用，作为改善和化学提高采收率（IOR-cEOR）的一种潜在多功能方法。利用非均质玻璃微观模型，在五种实验条件下研究了PSM的运移和相互作用机制：（1）空气填充、（2）表面活性剂饱和、（3）油饱和、（4）低盐度水驱油以及（5）表面活性剂驱油体系。结果表明，PSM通过四个相互关联的机制实现穿透、变形、渐进滞留和局部流场再分布：孔隙桥接、孔隙内衬、孔隙堵塞和孔隙填充。半定量图像分析显示，随着注入孔隙体积的增加，滞留PSM的面积覆盖率增大，支持了观察到的优先流动通道的渐进性改造。此外，PSM与残余油滴、油膜和表面活性剂溶液之间的相互作用表明存在原位乳化。PSM颗粒还表现出潜在的可动油收集和表面清洁特性，这可能有助于残余油的启动。这些观察表明，PSM可能在一个单一结构化系统中整合颗粒基流度控制与界面功能。共聚焦显微镜提供了结构化微胶囊架构的额外证据，显示出明显的外膜，支持了PSM颗粒柔性但结构连贯的特性及其在IOR-EOR中的潜在适用性。还分析了粒径和孔喉尺寸分布，以考察颗粒的可及性和变形能力。结果表明，PSM能够显著穿过尺寸小于未变形微胶囊直径的狭窄孔喉，凸显了颗粒可变形性在此方面相较于传统PPG运移机制的优势。与传统PPG系统不同，所提出的PSM具有在单个结构化载体系统中结合流度控制功能、界面活性和原位微乳液形成的潜力。本研究结果提供了孔隙尺度的概念验证，并为进一步的岩心驱替、储层条件表征和对比性化学驱（cEOR）研究奠定了基础。

引言

到一次采油阶段结束时，大量原油仍滞留于地下[1]。根据储层驱动机制和流体-岩石系统特征，采收率可能非常低，甚至低于原始石油地质储量（OOIP）的5%[2]。二次采油阶段主要通过水驱维持储层压力，在某些情况下还辅以气体注入[3]。另一方面，通常在一次和二次采油结束时，超过三分之二的OOIP仍以残余油形式滞留于地下[4]，[5]。水驱过程的基本挑战是早期水突破以及生产井中出现不经济的高含水率。还存在其他相关问题，如产水量过大和水的处置[6]，[7]。因此，产出的多余水可能导致环境问题和经济效益下降，进而导致油井提前关井、废弃以及进一步的产量损失[8]。在多孔介质流动的达西动量方程中，将流体速度与压力梯度联系起来的比例项定义为流度[9]。粘性指进可导致驱替前缘失稳和波及效率低下，从而产生与不利流度比M = (kw/μw)/(ko/μo) > 1相关的流度问题（其中k和μ分别为渗透率和黏度，w和o分别代表水相和油相）[4]。Muskat（1937）首次提出水驱中两种不互溶液体的流度会影响波及性能[9]。聚合物注入已被引入上游石油工业，称为“聚合物增强水驱”方法。如今，聚合物注入已成为水驱之后的常规操作[10]，[11]。为了减轻前缘不稳定性，聚合物的增粘特性有助于稳定驱替前缘并在整个过程中降低含水率严重程度[7]。另一方面，先导试验和现场研究表明，实际增产效果可能超过最初预测[12]。例如，在中国的一些现场研究中，预测采收率约为OOIP的4–5%，而报道的实际采收率可达OOIP的12–18%，甚至高达20%[13]，[14]，[15]。这些结果证实，除简单的流度控制外，还涉及额外的孔隙尺度机制[16]。此外，实验室和模拟研究已证实粘弹性效应、剪切增稠行为、润湿性改变、非比例渗透率降低（DPR）以及流场转向等机制的贡献[17]，[18]，[19]。

聚合物注入后，生产井中的含水率可能变得极高，需要调整操作或关井。在水驱和随后的聚合物注入过程中，注入溶液优先流经流动阻力较低、渗透率较高的通道，导致非均匀波及[20]，[21]。随着油藏成熟度增加，这些流动通道可能因剪切诱导侵蚀、微粒运移以及在某些情况下的矿物溶解而演变[2]，[8]，[22]。此外，在长期水驱过程中，高渗透窜流变得更加显著[8]，[23]。换言之，驱替剂会在油藏某些区域绕过原油，并通过高渗透通道（称为窜流带）到达生产井[1]，[8]。因此，含水率可能超过98%，甚至达到100%。之后，仍会有相当比例的OOIP滞留于油藏中。为解决这一问题，在注入井和生产井中应用凝胶-聚合物处理作为流度控制或堵水策略[23]。“流度控制”一词指的是油藏整个生命周期内驱替过程中的体积波及效率[24]。根据经济约束和储层条件，可能需要关井以实施这些处理[19]。这些方法可被视为提高采收率（IOR）、强化采油（EOR）或两者的结合，具体取决于其应用场景[1]，[24]。

驱替前缘不稳定性中最重要的参数是平面和纵向非均质性，涵盖微观到宏观尺度[25]，[26]，[27]。所有储层，特别是碳酸盐岩储层，都表现出不同程度和特征的非均质性[28]。最重要的非均质性包括通道和裂缝（天然和诱导），它们是流度控制处理的关键目标[5]。凝胶-聚合物方法可大致分为原位（本体）凝胶体系和预成型颗粒凝胶（PPGs）[17]，[29]。PPGs是根据储层特征设计的工程颗粒，以实现有效的流动控制[17]，[29]，[30]，[31]。PPG系统已广泛应用于成熟油田，特别是在中国[32]，[33]，[34]。PPGs的关键优势之一是其能够深入非均质储层并将流向转向未波及区域，从而提高采收效率[23]，[35]。此外，PPGs可以有效地与其他EOR方法（如表面活性剂、聚合物、低盐度水（LowSal）和纳米颗粒）结合使用[1]，[36]，[37]，[38]，[39]，[40]，[41]。这些混合方法可通过协同效应增强微观驱替效率[42]。

另一个重要视角是通过提高毛细管数（Nca）来降低残余油饱和度（Sor）[43]。毛细管数是一个无量纲参数，定义为粘性力与毛细管力之比。将界面张力降低几个数量级可显著提高Nca，从而增强原油启动[44]，[45]。毛细管脱饱和曲线（CDC）描述了Nca与Sor之间的关系，表明Nca增加导致残余油饱和度降低[24]。然而，CDC通常是在均质多孔介质假设下推导的。在高度非均质储层中，这些假设可能不成立，预测行为可能偏离实际现场表现[46]，[47]，[48]，[49]。因此，在实际非均质储层中的表面活性剂驱常常面临严重的流度问题和较高的吸附损失，导致早期突破和效率降低[50]。

最近引入的一种方法是通过原位微乳液形成来实现流度控制，以增强高渗透孔喉网络中的波及效率，这归因于“贾敏效应”和“黏度增强”[51]。正如Pal等人提出的，这种流度控制方法包括五个步骤：表面活性剂评价、微乳液相行为研究、特征评估、物理化学相关研究以及技术方面讨论[52]。然而，如前所述，吸附损失或化学降解等挑战十分严峻，特别是在带相反电荷的表面活性剂-岩石系统中。这一问题在现场试验中也一直是棘手的问题。一种解决方案是利用纳米颗粒来减少吸附并增强表面活性剂在原位储层条件下的稳定性。这可以被视为混合表面活性剂注入中表面活性剂与纳米颗粒的协同作用[53]。虽然有效，但该方法需要进一步研究和开发。此外，表面活性剂也可用作水溶液中纳米颗粒的分散剂，无论是否添加低盐度。这些系统能够改变多孔介质的润湿性并增强CO2捕集，从而促成成功的碳捕集与封存（CCS）项目[54]，[55]。另一方面，多孔介质的润湿性特征和溶液体系的HLB值是关键因素。EOR过程中的一种常见方法是复合聚合物-表面活性剂驱，这是一种有前景的技术，可结合流度控制和界面张力降低[56]，[57]。然而，尽管具有潜力，这些系统常常遭受相行为不稳定性和在储层条件下维持最佳物理化学性质的困难[58]。

从更广阔的视角来看，化学驱提高采收率（cEOR）技术的发展从概念化到工业应用已经历了半个多世纪[59]。多种因素导致了这一延迟。首先，化学品（特别是表面活性剂）的高成本和大规模生产挑战限制了早期采用[58]。其次，替代方法如CO2注入和热采技术更为实用且被广泛实施，尤其是在北美[60]。在过去的几十年中，由于cEOR项目取得非常成功的成果，特别是在中国的一些大型油田中，这些方法已被更多国家和知名石油公司所应用[14]，[15]，[61]。然而，第三个重要且基本的因素是岩石-流体相互作用和多孔介质中多相输运现象的复杂性，这在历史上限制了对EOR过程的预测性理解，导致先导试验和现场研究充满挑战[62]，[63]，[64]，[65]。

碱-表面活性剂-聚合物（ASP）方法代表了另一种先进的cEOR方法，具有高采收潜力，于20世纪80年代在美国首次应用[66]，随后于1992年在中国应用[67]。碱的存在可减少表面活性剂在岩石表面的吸附并提高整体效率[68]，[69]。然而，ASP驱涉及显著的操作挑战，包括稳定乳液形成、注入能力降低、结垢和腐蚀[62]，[70]。另一方面，聚合物-表面活性剂系统因复杂的物理化学相互作用而产生额外挑战，如聚合物-表面活性剂络合、“部分塌陷点”以及在高温高盐（HTHS）条件下（特别是在碳酸盐岩储层中）的不稳定性[42]，[58]，[71]，[72]。因此，聚合物-表面活性剂注入方法已进一步发展为针对原位储层条件的优化cEOR方法[58]，[62]，[70]。这些方法还可结合低盐度（LowSal）和纳米颗粒等策略，通过涉及的协同现象进一步优化[73]，[74]，[75]，[76]。

因此，尽管取得了显著进展，但开发一个稳定系统，同时提供聚合物基流度控制和界面活性以实现多孔介质中油的有效运移，仍是一个关键挑战。在本研究中，我们引入新型结构化聚合物-表面活性剂微胶囊（PSMs）作为一种混合型智能方法，在一个单一系统中集成有利的功能性和可变形性，这建立在我们之前的科学研究基础上[77]，[78]，以及我们关于聚合物-表面活性剂膜封装技术的国际专利申请[79]和后续技术发展（进一步专利申请）之上。我们的PSMs通过带相反电荷的聚电解质-表面活性剂复合物（PESCs）凝聚形成，在数秒内形成外膜层，随后发展内部多孔结构，正如我们之前工作中通过共聚焦显微镜和Hele-Shaw细胞实验所探索的那样。该膜主要由PESC沉淀产生，部分疏水化的黄原胶（XG）分子形成壳状结构，而PSM内部结构通过纳米和微米尺度上聚合物-表面活性剂复合物之间的静电和疏水相互作用发展而成[77]。在后续工作中，通过测量外膜两侧的压差和共聚焦显微镜对已形成的膜进行了研究，为包封过程中膜的变异和压力演化提供了更深入的见解[78]。与常规聚合物-表面活性剂和PPG系统相比，柔性、结构化的PSMs可能提供额外的EOR机制，如下文各节所讨论。这种新型EOR方法有潜力通过针对不同储层条件设计的更适应性配方来补充传统方法，这与化学EOR技术的持续发展和挑战相一致[58], [64], [66]。在本研究中，重点不是直接量化采收率，而是利用微观模型实验在各种条件下对底层孔隙尺度机制进行可视化研究，包括：（1）空气填充、（2）表面活性剂饱和、（3）油饱和、（4）低盐度水驱油和（5）表面活性剂驱油系统。这种方法能够更深入地理解PSMs对孔隙尺度运移现象、流改道和界面相互作用的影响，这些对于设计更高效的岩心驱替实验和评估潜在的储层尺度应用至关重要。在cEOR应用中引入结构化PSM概念的主要动机是将基于颗粒的流控行为与聚合物-表面活性剂界面功能整合到结构连贯且灵活的微胶囊中。预结构化的聚合物-表面活性剂架构也可能减少自由溶解的聚合物和表面活性剂组分与多孔岩石基质的相互作用，可能降低化学剂消耗；然而，这一提出的优势需要直接的吸附和化学剂消耗测量。

章节片段

材料与方法

阴离子黄原胶（XG）生物聚合物、阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠（SDS）和非离子表面活性剂Triton-X100，以及阳离子表面活性剂烷基二甲基苄基氯化铵（ADBAC）是制备微胶囊的主要化学试剂。合成海水中提出的盐组分和浓度如表1所示。微胶囊的平均尺寸及其特性已根据相关浓度进行了优化。

微胶囊注入空气填充微观模型

在第一批实验中，我们以0.5 cc/min的速率研究了微胶囊注入空气填充微观模型的情况。首先，微胶囊体系的表面活性剂溶液通过微观模型过滤（图3），而微胶囊则被截留在入口端口。通过继续以0.5 cc/min的速率将微胶囊溶液注入微观模型多孔介质约1 PV，颗粒开始向入口流量分配器传播。这样的

结论

在本研究中，我们引入了新型聚合物-表面活性剂结构化微胶囊（PSMs）作为一种潜在的多功能体系，用于提高及化学强化采油（IOR-cEOR）。实验在非均质玻璃微观模型中进行，环境为实验室条件，包括空气填充、表面活性剂饱和、油饱和、低盐度水驱油和表面活性剂驱油等情景。主要目标是可视化和表征PSM在多孔介质中的注入性，

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