海上油田纳微米微球深部调驱技术的研究

蔡依娜，彭雪飞，肖 洒，靳亚军，任培培

（1.中海油田服务股份有限公司，天津 300459；2.天津市海洋石油难动用储量开采企业重点实验室，天津 300459；3.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300459）

深部调驱技术是指在水驱时，同时注入有一定流动性的化学试剂，当水压增加时，化学试剂随驱替相一起到达油藏深部，在水流进入的高渗层时产生一定的流动阻力，从而改变水流的转向，扩大波及体积[1－2]。体膨胀类颗粒是近些年新兴的一种调驱剂[3]。聚合物微球就是其中具有代表性的一类体膨胀类颗粒，具有良好的耐盐和耐高温性。聚合物微球可以随着水流进入油藏深部，在高深层或者大通道内增加流动阻力，迫使水流转向，提高波及体积[4－5]。

海上疏松砂岩油田非均质性严重并且原油的黏度远远大于水的黏度，注入水的波及体积有限，导致大量残余油无法驱出，采出液含水量上升，油藏却无法得到有效开采[6-10]。针对这种情况，常规的连续相封堵体系已经无法满足海上油田的控水稳油需求。引进非连续相调驱体系聚合物微球，能够在微观上实现液流转向，扩大微观波及体积，弥补连续相封堵体系的不足[11-14]。但是，聚合物微球与油藏储层的匹配性对调剖/调驱效果影响显著[15-16]，笔者选取三种常见的聚合物微球，测试三种微球的溶胀性能、注入性能和封堵性能，探究三种微球与不同渗透率孔喉的匹配性。通过调整微球调驱方案，得到注入性优良，封堵强度可调节的纳微米微球复合调驱体系，以实现对非均质油藏的有效调驱，扩大波及体积，提高原油采收率。

1 实验部分

1.1 实验试剂

核壳自胶结微球（中海油服），微米级聚合物微球（中海油服），纳米级聚合微球（中海油服），模拟地层水，离子组成（见表1）。

表1 模拟地层水离子组成

1.2 实验仪器

BT-9300ST 激光粒度仪（丹东百特仪器有限公司）、YKJ-1500 光学显微镜（上海永科光学仪器有限公司）、多功能复合驱替设备（海安县石油科研仪器有限公司）、UN160 恒温箱（德国美墨尔特）、FA2204 电子天平（力辰科技）等。

1.3 实验方法

1.3.1 粒径与溶胀性能测试 将聚合物微球原液滴加至正己烷中溶解并搅拌10 min，使用激光粒度仪对微球原液粒径进行测试。使用模拟水配制质量分数为2‰的微球溶液，放在55 ℃恒温环境下10 d，利用光学显微镜观察三种聚合物微球状态。

1.3.2 注入性测试 使用夯实法填制岩心砂，将预溶胀3 d 后的2‰微球溶液注入填砂管，设置岩心管温度为55 ℃，填砂管直径为2.5 cm，长度为1 m，注水速度为0.5 mL/min。测定注入过程中的压力变化。

1.3.3 封堵性测试 利用模拟水配制不同浓度的聚合物微球溶液，水化10 d 后将其注入不同渗透率的填砂管，测定注入后的阻力系数以评价聚合物微球的封堵能力和孔喉匹配度。填砂管分别间隔20 cm/25 cm/35 cm/20 cm 处安装测压点（见图1），分别编号为1～5 测压点，K12，K23，K34，K45分别表示两相邻测压点之间的渗透率。

图1 填砂管模型测压点分布

1.3.4 双管驱替实验 使用由高渗管和低渗管组成平行填砂管模拟非均质油藏，填制渗透率为200～400 mD的低渗填砂管以及渗透率为7 000～8 000 mD 的高渗填砂管，注入速度为3 mL/min。先使用模拟地层水进行水驱，驱至压力稳定后改注微球溶液，注入一定量后转水驱，记录其注入微球溶液和后续水驱的压力变化、出液量和含水率。

2 结果与讨论

2.1 粒径与溶胀性能

核壳型聚合物的初始粒径在100 nm～1 μm（见图2），纳米微球的初始粒径在50 nm 左右，微米级微球的初始粒径在1 μm 左右。在55 ℃烘烤10 d 之后可以发现，三种微球均出现明显的团聚现象，且团聚大小不同。核壳型微球的团聚颗粒粒径最大，纳米微球的团聚粒径最小。这说明聚合物微球的粘连作用与粒径、微球结构均有关系。核壳型微球由于其核壳结构带有相反电荷，在溶胀过程中，核心部分暴露出来，与其他微球的壳结构相互吸引，从而形成大的自胶结体。此外，图2 的实验结果表明，三种微球均具有良好的耐温耐盐性，在高温高盐环境中，仍具有良好的溶胀性能。

图2 聚合物微球初始粒径图及烘烤后光学显微镜照片（依次为核壳型自胶结微球、纳米微球、微米微球）

2.2 微球的注入性

将核壳型微球在渗透率为8 D 的填砂管中进行注入性实验，结果（见图3a）。在开始注入0.1 PV 的核壳型微球溶液后，压力有所上升，但并不明显。之后继续水驱，注入性良好。在渗透率为1 D 的填砂管中对微米级微球和纳米级微球进行注入性实验，结果（见图3b和图3c），注入过程中压力一直没有明显变化。这是由于微球还未充分溶胀，对黏度也没有明显影响，对填砂管基本没有封堵作用，具有良好的注入性。

图3 注入性实验结果（a.核壳型自胶结微球，b.微米微球，c.纳米微球）

2.3 微球的封堵性能

三种微球的封堵性能（见表2），其中纳米球在渗透率为800 mD、2 000 mD 和4 000 mD 的填砂管中，阻力系数Rf最大分别为33.61、51.91、49.18，可以看出纳米级微球和2 000 mD 的孔喉匹配性最好，封堵能力最强。核壳型自胶结微球在2 000 mD、4 000 mD、9 000 mD 的填砂管中，阻力系数Rf最大分别为55.61、57.82、25.93，可以看出核壳型微球与4 000 mD 的孔喉匹配度最好。微米级微球对2 000 mD 和4 000 mD 的孔喉匹配度良好。实验结果显示，粒径、微球结构和浓度均对聚合物微球的封堵能力影响显著。粒径越大、浓度越高，微球的吸附架桥作用越明显。核壳型微球由于其自胶结作用，更易在砂岩表面吸附粘连，具有更好的封堵性能。

表2 聚合物微球的封堵性能实验结果

2.4 聚合物微球的运移性和累加效应

将0.2%核壳型微球预溶胀1 d 后注入0.2 PV，待压力平稳后，注入0.2 PV 的0.2%微米级微球，待压力基本稳定后，再注入0.2 PV 的0.2%纳米级微球，再后续水驱8 PV，结果（见表3）。核壳型微球由于其自胶结作用，在孔喉中粘连并通过架桥封堵作用，造成了很强的封堵。从表3 中可知，在注入微球的过程中，测压点2～5 的高渗区域并没有被有效封堵。在后续水驱过程中，K23、K34、K45的封堵率逐渐上升。这充分说明在水驱过程中，粘连吸附的聚合物微球会进行二次运移，并在后续的填砂管中再次封堵。第二组实验改变填砂管的渗透率，其他实验条件与第一组相同。K12后连接高渗填砂管，结果（见表4），注入核壳型微球后，K12仍保留有1 D 的渗透率，并未像第一组实验封堵率达到99%以上。但在注入微米级微球和纳米级微球后，K12的封堵率上升到98.20%，这说明聚合物微球可以产生累加效应，从而进一步提高封堵效果。第一段核壳型微球注入后，其自身水化膨胀，相互胶结达到封堵效果，引起了注入压力显著升高。后续微米级微球和纳米级微球段塞发生成绕流现象，进而对第一段塞未波及到的区域发挥效果。在注入的过程中不同尺寸数量级的微球与相应的孔喉尺寸相匹配，不断的扩大调驱范围，从而达到扩大波及体积的效果。

表3 不同注入阶段填砂管各段封堵率变化

表4 不同注入阶段填砂管各段封堵率变化

由于核壳型微球的封堵能力较强，在现场应用中，可能在低渗区域产生“堵死”的现象。为实现聚合物微球“注得进，堵得住”的特点，结合微球的累加效应，设计第三组实验，测试微米级微球和纳米级微球的多段塞封堵效果，结果（见表5）。在第一次注入微米级微球后，封堵率达到26.78%，在有效封堵的基础上保留了大部分渗透率。随着之后微米级微球和纳米级微球的注入，封堵率进一步上升，达到了49.57%。这说明纳微米微球的复合累加效应，既能保持良好的注入性，又能获得良好的封堵性能。

表5 不同注入阶段填砂管各段封堵率变化

2.5 双填砂管驱替实验

该实验选择高浓度短段塞的注入工艺（见图4），水驱压力稳定后，注入0.1 PV 的0.5%的未膨胀核壳型微球，压力基本没有变化，然后注入0.1 PV、0.5%的溶胀3 d的微米级微球，压力发生显著的上升，产液量增加，增油效果明显。压力稳定后，继续注入0.2 PV、0.2%的溶胀3 d 的纳米级微球，压力继续增加，采收率继续提高。高渗管的采收率由67.1%提高到81.2%，低渗管的采收率由19.3%提高到72.5%，增油效果主要由低渗管贡献。说明微球对高渗管产生了有效封堵，产生了液流转向，将低渗管中大量的残余油驱出。

图4 高浓度短段塞实验结果（a.双管驱油效率曲线图，b.注水PV 数与压力变化曲线图）

该驱替实验选择低浓度长段塞的注入方式（见图5），水驱压力稳定后，注入0.1 PV 的0.5%的未膨胀核壳型微球，压力基本没有变化，然后注入0.4 PV、0.2%的溶胀3 d 的微米级微球，压力开始逐渐上升，产液量增加，增油效果明显。压力稳定后，继续注入0.4 PV、0.2%的溶胀3 d 的纳米级微球，压力波动明显，采收率有所提高。与高浓度短段塞相比，增油效果没有那么迅速，但是一直逐渐提高，高渗管的采收率由69.9%提高到90.5%，低渗管的采收率由13.2%提高到65.5%，累积增油效果显著。

图5 低浓度长段塞实验结果（a.双管驱油效率曲线图，b.注水PV 数与压力变化曲线图）

根据上述实验结果，两种方案的增油效果都非常显著，聚合物微球复合驱油方案效果良好。从成本角度考虑，高浓度短段塞效益更高，但是高浓度短段塞的压力上升非常迅速，低浓度长段塞的上升速度比较缓慢，前者的封堵可能出现在近井地带。而后者的受效部位可以在地层深处。因此，在现场施工中，需要密切关注压力变化，适当调整方案，使其调驱效果达到最佳。

3 现场应用

纳微米微球深部调驱技术对海上强水窜油藏具有良好的增油效果，在渤海油田A 井组已经多次实施。井组内受效井平均日增油达到83 m3，含水降低11%，累计增油量超过3 000 t，平均产量增幅超过300%，控水稳油效果显著。

4 结论

海上疏松砂岩油田的非均质性严重，导致低渗储层波及体积非常低。核壳型自胶结微球、微米级微球和纳米级微球具有良好的耐盐耐温性、注入性，通过其多次运移能力和能量累加效应可以起到良好的封堵作用，从而引起液流转向，提高微观上的波及体积，弥补连续相封堵体系的不足。通过对核壳自胶结微球、微米微球和纳米微球的调驱方案设计，聚合物微球复合调驱工艺在渤海油田取得了良好的应用，对海上疏松砂岩油田的规模化调驱具有宝贵的指导意义。