0 引言
20世纪90年代，中国大庆、胜利油田针对高含水区块率先实现了聚合物驱工业化应用，2003年渤海油田开始实施海上聚合物驱油矿场试验，随后经过几十年的技术更新迭代，发展了以聚合物为主剂的表面活性剂-聚合物二元复合驱、碱-表面活性剂-聚合物三元复合驱及非均相复合驱技术等关键化学驱技术[1-2]。传统聚合物驱存在剪切易降解、注入困难、低效循环等局限[3⇓-5]：常规聚合物在配注过程中分子链易剪切断裂，尤其是海上油田聚合物驱开发中，因井距大，要求注入速度高，经炮眼及近井地带剪切后聚合物黏度损失高达50%以上[6]；储层孔喉较小的中低渗油藏中实施聚合物驱时，聚合物高分子具有一定的回转半径，注入聚合物会产生额外的附加渗流阻力，导致注入压力急剧上升；非均质性较强的高含水油藏聚合物驱过程中，聚合物溶液会从高渗层窜流造成低效循环。以上问题严重影响了聚合物驱开发的增产效果和经济效益，有必要探索新的化学驱油方法提高原油采收率。
胶囊概念可追溯到医学领域的药物胶囊，以肠溶胶囊为例，通过在球囊鞘中加入特殊材料，使其不在胃液中溶解，只在肠道内遇碱性液体才开始融化，实现了药物的靶向输送[7]。近年来，胶囊技术逐渐应用在油气田开发领域，但主要用于调剖堵水、压裂酸化等工艺措施，包括包载表面活性剂、凝胶剂、酸化用酸等类型的胶囊[8]。借鉴前人研究成果，笔者提出了胶囊聚合物驱提高采收率方法并自主研发了胶囊聚合物，通过将高分子聚合物分子包裹在包壳层中形成微纳级胶囊，将其注入储层，在地层温度、矿化度条件下触发破裂实现靶向增黏，有效降低化学剂损耗，提高聚合物驱油效果。在此基础上，本文对胶囊聚合物进行性能表征和评价，开展油藏数值模拟及效果分析，阐释胶囊聚合物驱的渗流机制与驱油机理，以期为化学驱提高采收率提供新的思路和方法。
1 胶囊聚合物驱提高采收率方法
1.1 胶囊聚合物驱提高采收率思路
胶囊聚合物驱旨在打破传统聚合物驱理念，由“地面增黏”转变为“油藏深部增黏”，实现胶囊聚合物驱提高采收率。基本思路为：借鉴肠溶胶囊结构，地面合成微纳米级胶囊聚合物胶乳体系，地面及近井地带注入时聚合物被胶囊包裹，保持胶囊形态，聚合物分子链呈束缚状，未产生增黏作用。运移至油藏深部过程中，胶囊在地层温度、矿化度等外部因素作用下逐渐破裂，聚合物被释放，触发增黏，达到提高原油采收率的目的。
胶囊聚合物地层渗流过程具有时变性特征（见图1 ）：井筒附近，聚合物受包壳层保护，抗剪切能力强；近井地带，胶囊颗粒可以实现暂堵与变形运移；油藏中部，胶囊包壳层在地层条件作用下逐渐破裂并可控释放包裹的聚合物；油藏深部，聚合物分子链完全舒展，实现驱替液靶向增黏。非均质性较强的高渗透油藏，可在注入性允许情况下，合理设计胶囊粒径，使其发挥调驱作用，减少注入流体的低效循环。
1.2 胶囊聚合物的合成及表征
选用耐温抗盐聚合物为芯材，聚氨酯为包壳层材料，采用“反相乳液聚合+复乳化+界面缩聚”方法制备胶囊聚合物乳液[9]，产品中胶囊聚合物有效固含量为37%。胶囊粒径范围为100~1 500 nm，中值粒径为440 nm。利用透射电子显微镜（TEM Tecnai G20）观察胶囊聚合物微观形貌（见图2a ）发现，胶囊聚合物具有明显的核壳结构，图像中较暗部分为聚合物芯材，较亮部分为聚氨酯包壳层。进一步采用扫描电镜（SEM Thermo Apreo S）观察胶囊颗粒立体结构及微观形貌（见图2b ），可见胶囊为表面光滑的球体。
基于原子力显微镜（AFM Bruker Multimode-8）开展胶囊聚合物纳米压痕实验，将质量浓度为50 mg/L的溶液滴在干净的云母片上，测定探针移动距离及受力大小（见图3 ）。采用Snedden模型拟合计算[10]，得到胶囊的弹性模量为7.72 GPa。说明常温下胶囊聚合物为刚性颗粒，外力作用下难以变形，具有较强的稳定性。
1.3 胶囊聚合物破裂机制及流变性能
在储层温度及矿化度条件下，胶囊聚合物包壳层性质会发生变化。利用同步热重差示扫描量热仪（DSC STA449F5 Jupiter）得到胶囊聚合物DSC曲线（见图4 ）。结果显示胶囊在48.46~52.41 ℃有一个明显的吸收峰，此时胶囊包壳层未降解，为玻璃化转变温度区间，其玻璃化转变温度为50.44 ℃。当高聚物发生玻璃化转变时，弹性模量大幅度降低，说明在地温条件下胶囊会由刚性向柔性转变，渗流过程中更易变形[11]。在地层温度、矿化度等外部因素作用下，包壳层物理结构及力学性能发生变化，进而包壳层出现裂隙或渗透性变强，地层水逐渐进入胶囊聚合物内部，内部聚合物遇水发生溶胀，进一步破坏包壳层并释放聚合物。
进一步观测微观图像（见图5 ），分析触发过程中胶囊聚合物包壳层及聚合物内核的变化发现，老化初期在温度及盐离子作用下胶囊聚合物包壳层开始变得粗糙（见图5a ），此时包壳层力学性质逐渐发生改变，在水动力学或其他力作用下包壳层出现变形褶皱（见图5b ），水进入胶囊后聚合物吸水溶胀导致胶囊破裂（见图5c ），聚合物释放，分子链逐渐舒展，由冷冻扫描电镜图像可清晰观测到释放的聚合物网络结构（见图5d ）。
取矿化度为10 000 mg/L的水（NaCl配制），与质量浓度为2 000 mg/L的胶囊聚合物溶液混合，抽真空除氧并熔封于安瓿瓶中[12]，在温度为75，85，95 ℃下开展热老化实验，在75 ℃下利用流变仪（Anton Paar MCR 302）测定不同老化温度下胶囊聚合物溶液黏度随老化时间的变化规律（见图6 ）。可以看到：①温度不同，产品完全增黏时间也不同，温度越高，增黏时间越短，在实验温度范围内，聚合物释放时间约为3~8 d。②当温度为75 ℃时，溶液增黏曲线表现为缓慢上升、快速上升、趋于稳定3个阶段；当温度为85，95 ℃时，溶液增黏曲线只有后2个阶段。③对比3种温度条件下的溶液增黏曲线发现温度越高增黏速率越快，75 ℃测试温度下溶液黏度均基本稳定在53 mPa·s左右。
分别取矿化度为20 000，35 000 mg/L的水，与质量浓度为2 000 mg/L的胶囊聚合物溶液混合，设定恒温箱温度为85 ℃，按上述方法开展热老化实验，75 ℃下利用流变仪测定不同矿化度条件下胶囊聚合物溶液黏度随老化时间的变化规律（见图7 ，包括前述水矿化度为10 000 mg/L、老化温度为85 ℃条件下的曲线）。可以看到：①随老化时间的延长，溶液黏度快速上升并达到稳定；②矿化度越高，胶囊聚合物释放后的溶液黏度越低；③在实验矿化度范围内，聚合物释放时间约为6 d，矿化度对胶囊聚合物溶液的增黏速率影响较小。
综上可知，温度对胶囊聚合物溶液增黏速率影响较大，而矿化度对增黏速率影响较小。实际油田开发过程中需要根据储层条件优化胶囊聚合物驱油剂配方，以实现油藏深部调剖与靶向增黏。
采用均质乳化机（Polytron PT 2500E）的抽吸-喷射过程模拟井筒炮眼处流体的高速剪切过程[13]，可测得不同剪切速率下溶液的黏度保留率（见图8 ）。其中常规聚合物溶液黏度在剪切后直接进行测量，而胶囊聚合物溶液黏度则在剪切后经老化完全增黏后测量。由图可知，当转速达到12 000 r/min时，常规聚合物的黏度保留率仅为36.7%，而胶囊聚合物溶液黏度保留率则达到98%以上，说明胶囊聚合物溶液具有优异的抗剪切性能。
2 胶囊聚合物驱渗流机制与驱油机理
2.1 孔喉尺度渗流机制和驱油机理
渗流及驱油实验用水的矿化度均为20 000 mg/L，其中钙、镁离子浓度分别为412 mg/L和102 mg/L；胶囊聚合物溶液质量浓度均为2 000 mg/L。
采用Dantec微通道粒子图像测速系统（PIV）观测不同增黏程度（不同老化时刻对应黏度与完全释放后的黏度之比）胶囊聚合物溶液流经孔喉时的流动行为。所用微流控芯片为单孔喉聚甲基丙烯酸甲酯（PMMA）材质，通道深度为200 μm，孔隙通道宽度500 μm，喉道宽度100 μm，喉道长度400 μm，将胶囊聚合物溶液在安瓿瓶内恒温箱中老化不同时间后注入芯片，注入速度为15 μL/min。根据流场分析结果（见图9 ）可知：①未增黏胶囊聚合物溶液流速在喉道处最大，随着增黏程度增加，高流速区域逐渐向喉道入口端和出口端扩展；②随着增黏程度增加，流体弹性逐渐增强，当增黏程度达到60%时，孔隙角隅处开始出现明显的漩涡，这有利于在驱油过程中挖潜多孔介质盲端及角隅中的剩余油[14]。
微观驱油实验采用二维刻蚀模型，模型尺寸2.5 cm× 2.5 cm，孔喉大小约为200~300 μm，刻蚀深度为60 μm；模型内饱和黏度为50 mPa·s的原油，老化6 h，初始含油饱和度为96.7%；以5 μL/min的速度注入不同驱替相流体，得到不同增黏程度与注入量条件下的流体分布图像（见图10 ）。实验结果表明：①相同注入量下，胶囊聚合物溶液增黏程度越高，驱替相波及范围越大，驱替前缘越趋于均匀。这是由于驱替相黏度增加，降低了油水黏度比，有效抑制了黏性指进现象发生。②未增黏溶液驱油效果和水驱相差甚微，但胶囊颗粒的存在使未增黏溶液的驱油效率稍有提高。③驱至含水率98%时，完全增黏的胶囊聚合物驱最终采收率为76.8%，较水驱采收率提升了24.0个百分点。
采用高温高压可视化驱油实验平台，进一步模拟胶囊聚合物溶液在地层中增黏驱油情况。实验用刻蚀模型尺寸为4.5 cm×4.5 cm，喉道直径20~80 μm，刻蚀深度50 μm，模型置于高压釜中，设置实验温度为75 ℃，围压15 MPa。将模型饱和黏度为28.6 mPa·s的原油，老化24 h，随后以0.002 mL/min的速度注入胶囊聚合物溶液0.5 PV（孔隙体积倍数）老化10 d，然后注入1.0 PV模拟地层水，利用不同颜色区分驱替相及原油，得到胶囊聚合物增黏微观驱油图像（见图11 ）。由图可知，胶囊聚合物溶液注入初期，由于注入时间短，胶囊聚合物未能释放，黏度相对较低，注入液首先沿对角线形成优势通道，波及范围较小；随着注入时间的延长，胶囊聚合物逐步释放，黏度上升，对角线优势通道渗流阻力增加，后续注水时，注入水呈树杈状分流，一部分水沿优势通道缓慢驱替，另一部分水则沿优势通道四周流动，波及面积大幅提升，波及系数由42.9%提升至77.2%。
2.2 岩心尺度渗流机制与驱油机理
通过单管岩心驱替实验研究胶囊聚合物注入性能及渗透率适用界限。选用相同尺寸的单管岩心4根，直径2.5 cm，长度10 cm，渗透率分别为10×10−3，30× 10−3，50×10−3，130×10−3 μm2；实验用胶囊聚合物溶液质量浓度2 000 mg/L。控制流体注入速度均为0.5 mL/min，按水驱、胶囊聚合物驱、后续水驱3个步骤开展单管岩心驱替实验，得到胶囊聚合物溶液在不同渗透率岩心中的注入压力变化曲线（见图12 ）。由图可知：胶囊聚合物溶液注入压力与注水压力之差与渗透率负相关，岩心渗透率越高，注入压力差值越低，胶囊聚合物溶液越容易注入。如岩心渗透率为10×10−3 μm2的岩心，注入胶囊聚合物溶液时压力显著升高，这是由于低渗岩心孔隙半径较小，胶囊聚合物尺寸与岩心孔喉尺寸接近，胶囊间、胶囊与流体间、胶囊与岩石壁面间的相互作用显著，非连续相渗流特征明显，导致了额外的渗流阻力[15]。定义阻力系数为胶囊聚合物注入压力与注水压力之比，经计算，在岩心渗透率高于30×10−3 μm2时，胶囊聚合物驱阻力系数较低（小于2），适合开展胶囊聚合物驱，低于该渗透率界限可能面临注入性问题。采用与岩心驱替实验相同程序测试胶囊聚合物的动态吸附特征，胶囊聚合物在渗透率为170×10−3 μm2岩心中的动态吸附量为0.018 mg/g，证实胶囊聚合物吸附滞留率小，具有较好的深部运移能力。
为评价胶囊聚合物在油藏深部释放后的增阻能力，选取渗透率为30×10−3，75×10−3，130×10−3，560×10−3 μm2的4根岩心，采用与注入性能评价相同的方式注入完全增黏后的胶囊聚合物溶液，注入压力动态曲线如图13 所示。计算可知，未增黏胶囊聚合物溶液的阻力系数最大为2，而增黏后胶囊聚合物溶液的阻力系数为25~32，与未增黏胶囊聚合物溶液相比，增黏后胶囊聚合物溶液的阻力系数大幅升高，说明胶囊聚合物增黏后可在油藏深部起到良好的增黏增阻效果。后续水驱阶段注入压力迅速降低，这主要是因为岩心中聚合物占据的相对高渗区域渗流通道阻力较小，聚合物可快速被后续注入水驱走，重新形成优势渗流通道。中低渗岩心中聚合物占据区域渗流阻力仍较大，后续注入水难以将聚合物全部驱出，增阻效果仍然可以持续一段时间，残余阻力系数（后续水驱阶段压力与注水压力之比）为5~12。
进一步通过双管岩心驱替实验考察了胶囊聚合物驱的驱油效果，选取渗透率分别为300×10−3 μm2和75×10−3 μm2的两块岩心并联，设定实验温度为75 ℃，饱和黏度为230 mPa·s的原油，老化24 h，然后以0.5 mL/min注入速度水驱至含水率98%，在注入0.4 PV完全增黏胶囊聚合物溶液后进行后续水驱，得到高渗透和低渗透岩心注入压力曲线、分流率曲线和提高采收率结果对比图（见图14 ）。可以看到：①水驱阶段注入压力逐渐上升，注入水突破后下降，高渗透岩心采出程度为49.5%，低渗透岩心采出程度为8.0%。②胶囊聚合物驱阶段，由于聚合物的增黏作用注入压力重新回升且最终超过水驱阶段，高渗透岩心分流率迅速下降，产出液中含油量增加；低渗透岩心分流率则从2.4%迅速提升，最高达48.7%。③后续水驱阶段，注入压力开始回落，与胶囊聚合物驱阶段相比，高渗透岩心分流率整体升高、低渗透岩心分流率则下降，但平均分流比已经由水驱阶段的9.5∶1.0降至7.0∶3.0。④高渗透岩心最终采收率为78.5%，较水驱阶段提升29个百分点；低渗透岩心最终采收率为50.5%，较水驱阶段提升幅度高达42.5个百分点；双管岩心总体最终采收率为65.3%，相较于水驱提升了35.4个百分点。可见非均质性较强的油藏中，采用增黏后的胶囊聚合物驱，可以改善分流通道，扩大波及体积，大幅提高采收率。
3 胶囊聚合物驱油藏数值模拟
3.1 胶囊聚合物可控增黏机理表征
与传统聚合物驱油藏数值模拟中主要采用黏度-浓度关系表征聚合物增黏机理不同，胶囊聚合物的触发释放与油藏温度、矿化度条件及老化时间相关，因此需要重新建立相应的增黏表征模型。本文通过建立化学反应动力学经验模型表征胶囊聚合物释放聚合物的过程，模型中的相关参数可利用数值模拟拟合胶囊聚合物性能评价、驱油实验数据确定。
胶囊聚合物释放增黏化学反应动力学模型为：
Ccp→Cp
采用阿伦尼乌斯公式表征增黏过程反应速率[16]：
${{r}_{\text{p}}}={{r}_{\text{c}}}C_{\text{cp}}^{n}\exp \left( -\frac{{{E}_{\text{a}}}}{RT} \right)$
通过实验拟合获得反应速率常数rc的表达式：
${{r}_{\text{c}}}=\frac{\ln 2.0}{{{t}_{1/2}}}=\frac{0.693\text{ }15}{{{t}_{1/2}}}$
其中
${{t}_{1/2}}=0.5\left[ a{{\left( \frac{{{T}_{\max }}-{{T}_{\min }}}{{{T}_{\max }}-T} \right)}^{-1}}+b{{\left( \frac{{{C}_{\text{s}\min }}}{{{C}_{\text{s}}}} \right)}^{m}} \right]$
胶囊聚合物增黏过程中，溶液黏度基于未增黏和完全增黏两者的黏度按照线性混合公式计算：
$\ln {{\mu }_{\text{w}}}=\sum\limits_{i=1}^{{{n}_{\text{wc}}}}{\left( {{f}_{\text{w,}i}}\ln {{\mu }_{\text{w}}}_{\text{,}i} \right)}$
3.2 胶囊聚合物驱数值模拟
以胜利孤岛油田中一区新近系馆陶组1+2小层（Ng1+2）胶囊聚合物驱试验区参数为例，建立一注四采五点法井组概念模型，开展胶囊聚合物驱深部靶向增黏与开采动态分析。模型油层面积0.076 km2，平均有效厚度12 m，地质储量为19.73×104 t。模型平均孔隙度为30%，平均渗透率为2 000×10−3 μm2，呈非均质分布，渗透率变异系数0.5。油藏原始地层压力10.0 MPa，地层温度64 ℃，地层水矿化度20 000 mg/L，原始含油饱和度为64%，地下原油黏度80 mPa·s。地质模型网格划分为23×23×5，网格步长为12.0，2.0，2.4 m，渗透率分布及井位如图15 所示。通过对胶囊聚合物物性实验结果的拟合，确定相关机理表征参数为：Tmin=60 ℃，Tmax=90 ℃，Csmin=10 000 mg/L，a=8.8，b=6.8，m=1.2。
模型水驱至含水率95%后注入胶囊聚合物，采用不同浓度的两段段塞注入，其中第1段塞注入0.05 PV，质量浓度2 200 mg/L；第2段塞0.35 PV，质量浓度1 665 mg/L。注聚结束后转水驱开发至含水率98%。将胶囊聚合物驱与水驱、相同注入条件的传统聚合物驱进行对比（见图16 ）。从含水率曲线可以看出，与传统聚合物驱相比，胶囊聚合物驱具有更深、更宽的下降漏斗，说明开采过程中控水效果更好；水驱开发最终采收率为39.68%，传统聚合物驱最终采收率为46.89%，胶囊聚合物驱为50.14%；与水驱相比，传统聚合物驱提高采收率7.21个百分点，而胶囊聚合物驱提高采收率10.46个百分点。可见胶囊聚合物驱效果更好，较传统聚合物驱提高采收率3.25个百分点。
影响聚合物驱开发效果的主要因素是聚合物溶液的黏度。相同开发阶段下传统聚合物驱与胶囊聚合物驱的黏度场数值模拟结果对比（见图17 ）表明：①注入阶段，常规聚合物受井筒及炮眼剪切在近井地带黏度较低，而胶囊聚合物具有延迟增黏特征，黏度呈现井筒附近低、靶向区域高的特点，胶囊聚合物可更快沿高渗区方向推进，增黏后靶区水相黏度更高，对注入水的调控能力更强。②后续水驱阶段，常规聚合物沿主流线方向窜流，黏度快速降低，难以长久持续发挥调控作用，而胶囊聚合物在油藏深部增黏后，黏度保留率高，后续水驱0.2 PV后仍然能够保持较高黏度，更加有利于主流线方向的流度控制，同时促进后续水驱绕流并提高波及效率。
胶囊聚合物驱通过控制驱替液黏度场的时空分布提高原油采收率，在胶囊聚合物驱矿场应用过程中，应根据实际油藏条件进行胶囊聚合物粒径、注入方式、注入参数的设计。中低渗透油藏胶囊聚合物粒径不宜过大；大井距、注入速度高的海上油藏应注重加强包壳层强度，提高抗剪切性；非均质性强的高渗透油藏则可在保证注入性的前提下适当增加胶囊粒径以起到近井调剖的作用。此外，可根据油藏特点设计包壳层材料和聚合物内核的类型，根据剩余油分布设计合理的聚合物释放时间。
4 结论
提出胶囊聚合物驱提高采收率新方法，使聚合物具有易注入、抗剪切、地层可控释放、吸附滞留率低的优势，实现了聚合物驱由“地面溶解增黏”到“油藏深部增黏”理念的转变。
胶囊聚合物在常温下为刚性稳定的颗粒，在地层温度下受热刺激响应释放聚合物，温度越高，聚合物释放速度越快。胶囊聚合物渗流具有时变性特征，未增黏的胶囊聚合物溶液黏度与水相当，注入压力低；增黏后的胶囊聚合物溶液黏度和弹性同时增加，可有效抑制黏性指进，扩大波及系数。
胶囊聚合物驱通过聚合物的延时释放实现更加长久持续的流度调控，矿场应用时应根据油藏地质条件和注采参数优化粒径、抗剪切性能及释放时间等胶囊聚合物参数，确保驱替液在油藏深部的靶向增黏效果，进而大幅度提高原油采收率。
符号注释：
a，b——实验拟合待定系数，无因次；Ccp——未增黏胶囊质量分数，%；Cp——完全增黏后聚合物质量分数，%；Cs——矿化度，mg/L；Csmin——参考最低矿化度，mg/L；Ea——活化能，J/mol；fw,i——水相中第i组分的摩尔分数，无因次；i——组分编号；m——实验拟合待定系数，无因次；n——反应级数，无因次；nwc——水相中的组分数；rc——反应速率常数，d−1；R——通用气体常数，J/（mol·K）；rp——反应速率，d−1；So——含油饱和度，%；T——温度，K；Tmax——最高参考温度，K；Tmin——最低参考温度，K；t1/2——胶囊聚合物增黏半衰期，d；X，Y——横、纵坐标，mm；μw——水相黏度，mPa·s；μw,i——水相中第i组分的黏度，mPa·s。