海上稠油油藏聚合物微球调驱适用性研究

张运来，周海燕，缪飞飞，梁 潇，许亚南，张吉磊

(中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459)

渤海油田普遍发育为胶结疏松的砂岩油藏，具有储层物性好、非均质性强、原油黏度大的油藏特征。经过长期高速开发后，部分主力油田已进入特高含水期，采出程度超过25%，平均单井注水/采液强度达到80～100 m3/(d·m)，面临单井产能低、水窜严重、平台采出液(水)处理能力受限和油水分离成本大幅上升等问题。产生这些问题的症结主要来自长期强注强采，加剧油藏非均质性，示踪剂测试显示70%以上的注水井组存在水窜问题，注水优势渗流区域普遍发育在储层中下部、受储层沉积相及非均质性影响的高渗条带区。深部调驱技术是提高注水波及效率的重要措施，在陆上油田取得良好的应用效果[1-13]。由于海上油田油藏条件、生产环境和作业要求的特殊性，尝试在多个不同类型油田进行了氮气泡沫驱、常规凝胶、弱凝胶等调剖剂的矿场试验[14-20]。

聚合物微球作为近年来一种新型调驱剂，依靠纳/微米级遇水可膨胀微球来逐级封堵地层孔喉，实现其逐级深部调剖堵水的效果，调驱机理主要是多个微球通过“架桥”或“吸附”封堵大孔道，当封堵压差达到一定大小时，微球会发生弹性变形，通过喉道继续向油层深部运移，产生“堵塞—运移—再堵塞”逐级封堵高渗透条带孔喉的特性，实现注入水连续动态改向。该技术具有体系黏度低、可以直接污水配制、在线注入等优点，海上稠油油田关于聚合物微球调驱机理及配方体系优选方面的研究资料较少。因此，为探索海上油田高含水期深部调驱新方法，笔者以渤海Q油田为例，开展了聚合物微球室内实验研究，对聚合物微球调驱机理和效果进行评价，并进行了矿场先导试验设计与实施。

1 油藏特征

渤海Q油田储层为正韵律和复合韵律河道沉积砂体，油藏埋深浅(海拔-900～-1 600 m)；储层胶结疏松，属于高孔、高渗储层(平均孔隙度为35%，平均渗透率为3 000×10-3μm2)；渗透率变异系数为0.75～0.91，级差在3～8之间，储层非均质性强；地层原油黏度为74～260 mPa·s，地层原油密度为0.903～0.926 g/cm3；油柱高度低(小于20 m)。油藏类型主要包括构造岩性边、底水油藏、块状底水构造油藏和岩性油藏。地面脱气原油具有密度高、黏度高、胶质沥青质高、含蜡量低、凝固点低及含硫量低等特点。地层水水型为NaHCO3，总矿化度为1 367～6 068 mg/L。

2 聚合物微球室内研究

2.1 试剂与仪器

实验用油为模拟油，由渤海Q原油与煤油混合而成，在60 ℃条件下黏度为74 mPa·s。实验用水为模拟注入水，地层水矿化度为3 061 mg/L。实验温度为地层60 ℃。实验岩心为人造岩心，填砂管φ2.5 cm×30 cm。化学试剂为聚合物微球P-90，以下简称“微球”。

平流泵；岩心夹持器；压力传感器；BT-9300LD干湿法激光粒度分析仪；FEI Quanta 650 FEG场发射扫描电镜；纤维素滤膜；恒压气泵；滤膜夹持器等。

2.2 方案设计

方案设计主要考虑微球浓度、溶胀时间、岩心渗透率等参数对非均质油藏适用性影响，实验内容上包括微球溶胀实验、注入封堵实验以及三管并联岩心的驱油实验。具体方案如下：

2.2.1 微球溶胀实验

设计微球质量浓度为4 500 mg/L；设计微球溶胀时间为0、5、10、20、30、35、60 d。

2.2.2 微球注入性实验

微球对多孔介质封堵性能的测试实验包括微孔滤膜恒压过滤实验、岩心封堵实验。

(1)微孔滤膜实验流程及微孔滤膜扫描电镜图见图1。设计微孔滤膜孔径为5、10、20、40 μm；微球溶胀时间为20 d；微球质量浓度为1 500、3 000、4 500、6 000、7 500 mg/L；气泵保持恒压0.5 MPa。

图1 微孔滤膜实验流程及微孔滤膜扫描电镜图Fig.1 Experimental flow and scanning electron microscopy of microporous membrane

(2)岩心封堵实验：采用正交试验方法设计三因素五水平正交封堵实验，岩心渗透率为1 000、3 000、5 000、8 000、10 000×10-3μm2；溶胀时间为5、10、20、30、60 d；微球质量浓度为1 500、3 000、4 500、6 000、7 500 mg/L。封堵率计算式为：

F=(K水驱-K调驱)/K水驱×100

其中：F为封堵率，%；K水驱为调驱前岩心水测渗透率，10-3μm2；K调驱为调驱后岩心水测渗透率，10-3μm2。

2.2.3 驱油实验

采用三管并联驱油，所用填砂管低中高渗透率分别为1.08×10-3、4.89×10-3μm2和8.05×10-3μm2，微球质量浓度为5 000 mg/L，溶胀时间为20 d，注入体积为0.5 PV，注入速度为0.5 mL/min。

2.3 结果分析

2.3.1 溶胀实验

微球不同溶胀时间中值粒径尺寸及微球微观形貌分别如图2、图3所示。

图2 不同溶胀时间下微球中值粒径变化曲线Fig.2 Median particle size change curve of polymer microspheres at different swelling times

图3 不同溶胀时间下微球微观电镜扫描图Fig.3 SEM images of polymer microspheres at different swelling times

从图2中可以看出，微球母液中值粒径为0.99 μm，随着溶胀时间的进行，微球中值粒径逐渐增大，溶胀到20 d时达到最大值20.06 μm；之后随着时间增加，微球中值粒径减小，并在60 d后稳定在10～20 μm之间。从图3中可以看出，微球溶胀可分为3个阶段。当微球溶胀5 d时，微球溶液分散形成一定空间网状结构；溶胀20 d时，微球体系完全溶胀并均匀分散，分子间通过聚合物链条形成交联空间网状结构，平均水化直径达到最大20.06 μm；随着微球水化至30 d时，部分微球分子聚合物链条逐渐降解分散，并发生交联反应，导致不同微球交联团聚在一起；到60 d时微球分子结构发生破坏，微球形状不再饱满。从Q油田长期水驱后天然岩心孔隙结构参数看，最大孔喉半径为35.5 μm，平均孔喉半径中值为10.6 μm，与溶胀后微球尺寸处于同一水平量级，两者具有较好的匹配性。

2.3.2 注入性实验

(1) 微孔滤膜实验

微球溶胀20 d时不同孔径微孔滤膜实验结果如图4所示。

图4 微球微孔滤膜过滤曲线Fig.4 Filtration curve of polymer microsphere microporous membrane

从图4中可以看出，微球溶胀20 d时，微球对孔径5、10 μm滤膜封堵效果明显，各质量浓度下均出现封堵现象；滤膜孔径增大到20 μm时，微球质量浓度较低在1 500 mg/L时无明显封堵效果，而当微球质量浓度增大到3 000 mg/L时出现封堵效果，但效果相对较弱；当滤膜孔径为40 μm时，微球各质量浓度溶液过滤时出液量短时间内迅速增加，均未造成封堵。综合分析可以看出，微球质量浓度较高的斜率改变时间较晚，出现封堵后，过滤曲线斜率相近，证明微球注入量一定时就会形成有效封堵。

(2)岩心封堵实验

采用正交试验和方差分析方法进行岩心封堵实验分析，结果如表1、表2所示。

表1 微球封堵实验正交试验结果

表2 微球封堵实验方差分析结果

从表1可以看出，随着岩心渗透率的降低或微球质量浓度的增加，微球封堵率逐步提高，当渗透率小于3 000×10-3μm2时，微球封堵效果明显增强；随着微球溶胀时间的增长，封堵率呈现先增大后减少的变化规律，20 d封堵效果最好，之后由于微球粒径逐渐缩小，封堵效果逐渐减弱。

从表2中可以看出，影响微球封堵率大小的因素为：岩心渗透率>微球浓度>溶胀时间，其中渗透率的sig值小于显著性水平p=0.05，即改变渗透率会对封堵率造成明显差异。综合考虑，推荐调驱实验最佳微球配方为5 000 mg/L，溶胀时间为20 d。

2.3.3 驱替实验

微球三管并联调驱实验前后分流率、含水率及采收率变化曲线如图5所示。

图5 微球三管并联调驱实验曲线Fig.5 Experimental curve of polymer microsphere three-tube parallel control and flooding

从图5中可以看出，水驱初始阶段，由于各管层间渗流阻力差异导致注入水主要沿高渗管突进，水驱至含水98%时，高、中、低渗管分流率分别为45.7%、31.7%和19.5%，此时各管采出程度差异明显。随着微球的注入，微球体系首先运移至高渗管优势渗流区并形成有效封堵，使得后续注入液绕流到中、低渗管，三管分流率得到明显改善，高渗管从92%降低到50%左右，中低渗管增大至30%和20%。调驱后各管含水率均有不同程度降低，表明微球在调整吸水剖面的同时提高了微观水驱波及范围和洗油效率。转水驱后中低渗管分流率相对稳定，高中低渗管采出程度分别提高了11.3%、16.3%和15.6%，说明微球体系具有较强的调堵功能。

3 矿场应用

Q油田微球调驱目标层位为南区NmⅠ3主力砂体，储层为多期河道叠置砂体，具有正韵律及复合韵律特征，油层厚度6～18 m，平均为9.8 m，平均渗透率为4 000×10-3μm2，孔隙度为35%，平面和层内非均质强，渗透率级差普遍在3以上，地层原油黏度为74 mPa·s。试验井组含水率88%～93%，采出程度28%～35%，涉及的井网类型从反9点到5点定向井与水平井联合井网，获得了较好的控水增油效果和经济效益，对复杂河流相稠油油田微球调驱适应性取得了实践性认识。根据前期室内实验成果进行了配方优选，为确保调驱体系能够进入到油藏深部实现有效封堵，采用多段塞式的复合调驱组合进行逐级封堵，即前置段塞采用高浓度短段塞，有效封堵近井大孔道和调整层内吸水状况，确保后续主体段塞进入到油藏深部实现有效封堵；主体段塞采用低浓度长段塞，在满足封堵能力的前提下尽量采用大段塞注入，微球质量浓度为3 000～6 000 mg/L，注入段塞大小为0.02～0.03 PV。由于海上平台操作空间狭小，微球调驱剂设备本身具有体积小、工作效率高的特点，从而满足海上油田能够实施规模化的调驱作业。以C21井组为例，其井位图如图6所示，该井组为定向井与水平井联合井网形式，该井注入微球前置段塞质量浓度为5 000～6 000 mg/L，主段塞质量浓度为3 000 mg/L，累计注入调驱液30 000 m3，注入井组孔隙体积为0.02 PV。调驱后井组见到明显的注采动态响应，C21井注入压力从5.0 MPa升高到9.0 MPa，压力指数PI值由1.2 MPa提高到3.8 MPa，优势渗流发育区水平井H2H产油量从30 m3/d提高到90 m3/d，含水率从92%下降到80%，有效期2年，井组累增油2.74×104m3。目前Q油田已实施微球调驱10井次，累计增油达到8.5×104m3，措施区块自然递减率从7.5%下降到5.0%，井组含水率平均下降了2.6%，减少FPSO年均水处理量12.5×104m3，平均投入产出比在1∶5。

图6 Q油田南区NmⅠ3砂体C21井组井位图Fig.6 Well location map of well group C21 of NmⅠ3 sand body in southern area of Q oilfield

4 结论

(1)微球溶胀过程中依靠聚合物分子链条交联形成分布均匀的空间网状结构，后期由于微球分子降解形成“团聚”现象，分子粒径呈现先增大后减小并趋于稳定的变化特点。

(2)岩心实验结果表明，微球具有较强的封堵多孔介质、调整层间吸水剖面、扩大微观驱油效率的能力，影响封堵性能强弱因素为：岩心渗透率>微球质量浓度>溶胀时间，与海上强非均质稠油油藏配伍关系好。

(3)微球调驱矿场试验采用“高浓度前置段塞、低浓度主段塞”组合，微球质量浓度为3 000～6 000 mg/L，注入段塞大小为0.02～0.03 PV的注入体系，能够适用海上稠油油田中后期复杂的开发条件，进一步提高老油田水驱效果和采收率。