高6－38井聚合物微球調(diào)驅(qū)研究與應(yīng)用

錢志鴻，姚文鴻，鄧秀模，崔永亮

(1.中國石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院;2.中國石化江蘇油田分公司檔案館:江蘇揚州 225009)

聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)是近幾年在交聯(lián)聚合物溶液調(diào)剖技術(shù)基礎(chǔ)上發(fā)展起來的新型深部調(diào)驅(qū)技術(shù)，是一種新的可移動調(diào)剖驅(qū)油方式［1］。聚合物微球初始粒徑小(納米、微米級)，能運移至油藏深部，并逐步吸水膨脹;具有優(yōu)良的耐溫耐鹽性，在苛刻油藏和高礦化度地層水中穩(wěn)定存在時間長;具有一定的彈性，耐剪切。目前聚合物微球調(diào)驅(qū)試驗已在勝利、中原、華北、青海等油田相繼開展，并取得了較好的效果［2－5］。江蘇油田中低滲油藏地質(zhì)儲量基數(shù)較大，原油采出程度低，剩余油挖潛余地較大，在該油田進行聚合物微球深部調(diào)驅(qū)試驗，評價該技術(shù)對于中低滲水驅(qū)開發(fā)油藏的適應(yīng)性、可行性及經(jīng)濟性具有深遠意義。筆者以高6斷塊高6－38井組為研究目標(biāo)，開展了室內(nèi)研究和現(xiàn)場微球調(diào)驅(qū)試驗。

1 高6－38井概況

高6－38井為高6斷塊E1f11層系中部注水井，該斷塊E1f11儲層的平均孔隙度為15.8%，平均滲透率為 46.6 ×10－3μm2，為中孔、中低滲儲層。地層溫度為 83.4℃，地下原油密度為0.819 5 g/cm3，原油黏度為 8.41 mPa·s，凝固點為34℃，屬于中－高密度、中－高黏度、中－高凝固點原油。地層水礦化度為8 159 mg/L，水型為NaHCO3型。

高6－38井為籠統(tǒng)注水，日注30 m3，油壓9.5 MPa。吸水剖面測試結(jié)果顯示，E1f11－2/20小層單層突進，與對應(yīng)油井之間已形成竄流通道，但與下部小層之間隔層僅1.3 m，無法實施分注，導(dǎo)致該層系縱向上動用差異較大，急需改善縱向吸水矛盾。

2 聚合物微球室內(nèi)評價

壓汞實驗結(jié)果表明高6塊孔喉半徑為0.53～5.03 μm，分析認為可以通過聚合物微球調(diào)驅(qū)封堵高滲透通道，改變井組壓力場分布，使注入水重新分布，擴大井組水驅(qū)波及體積，提高砂體儲量動用程度。因此我們根據(jù)該井油藏條件，優(yōu)選聚合物微球SD－310開展室內(nèi)評價實驗，考察其在地層水條件下的穩(wěn)定性、膨脹性能及其在巖心中的注入性和封堵性，優(yōu)化調(diào)驅(qū)方案。

2.1 分散穩(wěn)定性

常溫下在250 mL廣口燒瓶中配制質(zhì)量分數(shù)為0.2%的微球水溶液，除氧后密封放置，微球水溶液呈乳白色，肉眼觀察無較大顆粒懸浮。在常溫下定期觀察，15 d后微球水溶液未出現(xiàn)沉淀或懸浮物質(zhì)，由此判斷該微球分散體的穩(wěn)定性良好。繼續(xù)觀察該體系在85℃下的分散穩(wěn)定性，6個月后該微球試樣仍然分散均勻，未出現(xiàn)明顯的沉淀或懸浮物質(zhì)，說明聚合物微球具有很好的熱穩(wěn)定性。

2.2 膨脹性能

將配制好的質(zhì)量分數(shù)為0.2%的聚合物微球溶液置于85℃下，用透射電鏡(TEM)定期測試微球粒徑，考察其膨脹性，結(jié)果如表1所示。85℃下微球的膨脹速度較快，微球前5 d膨脹明顯，5 d后膨脹速度變緩;20 d后微球最頻粒徑為300～400 nm，是膨脹前微球粒徑的6～8倍。聚合物微球膨脹后最大粒徑可達0.5 μm，而膨脹前僅為0.055 μm，說明其具有進入地層深部膨脹封堵的能力。

表1 SD－310在85℃注入水中的粒徑變化

2.3 封堵性能

將質(zhì)量分數(shù)為0.3%的聚合物微球溶液預(yù)處理后，分別注入不同滲透率的人造巖心，考察其封堵效果。微球在85℃下先膨脹20 d后注入，注入量為0.3 PV，結(jié)果如表2所示。聚合物微球?qū)r心的封堵效果與滲透率有關(guān)。微球?qū)χ械蜐B巖心的封堵效果較好，平均封堵率大于80%;隨著滲透率的增加，封堵效果變差，當(dāng)滲透率接近1 μm2時，封堵率僅為56.5%。分析認為，巖心滲透率增大后孔喉半徑也相應(yīng)增大，一旦孔喉半徑超出微球膨脹粒徑的3倍，無法達到1/3橋架原理的基本條件，將不能建立有效的封堵。

表2 微球?qū)r心的封堵性能

3 現(xiàn)場調(diào)驅(qū)試驗

3.1 微球注入過程

高6－38井聚合物微球調(diào)驅(qū)采用注水管線在線投加的方式，分二級段塞，共注入微球調(diào)驅(qū)劑9 040 m3，其中一級段塞質(zhì)量分數(shù)為0.2%，共注入微球母液3.5 t，二級段塞質(zhì)量分數(shù)為0.3%，共注入微球母液16.5 t。微球調(diào)驅(qū)注入曲線如圖1所示。注入壓力隨注入濃度的變化較明顯。微球調(diào)驅(qū)劑進入油層后，由于微球流動方式的改變，以及油藏的流動阻力、微球堆積橋架等原因，短期內(nèi)注入壓力小幅上升，之后壓力穩(wěn)定在一個平臺上，表明聚合物微球未在油井周圍儲層繼續(xù)堆積，而是進一步向油層深部運移。

圖1 高6－38井微球注入曲線

3.2 效果評價

3.2.1 壓降曲線

高6－38井調(diào)驅(qū)前后注水井的壓降變化如圖2所示。調(diào)驅(qū)后壓降曲線明顯變緩，壓力指數(shù)(PI)值從調(diào)驅(qū)前的9.51升至13.15以上，充滿度(FD)值從調(diào)驅(qū)前的0.86升至0.96，說明聚合物微球起到了封堵高滲通道、改善近井地帶油藏非均質(zhì)性的作用。

圖2 高6－38井調(diào)驅(qū)過程的壓降曲線

3.2.2 霍爾曲線

對調(diào)驅(qū)前6個月及調(diào)驅(qū)過程的注水量和注入壓力進行累加處理，得到霍爾曲線，結(jié)果如圖3所示。

圖3 高6－38井的霍爾曲線

調(diào)驅(qū)前正常注水時的霍爾曲線斜率為0.347，調(diào)驅(qū)期間曲線斜率為0.506，調(diào)驅(qū)前后視阻力系數(shù)R為1.46。根據(jù)經(jīng)驗，R大于1.0時注聚有效，R為1.5～1.8時周圍油井的增油效果最好，其次是 R 為1.8～2.0或1.3～1.5時。在調(diào)驅(qū)體系的作用下，儲層的滲流阻力增大，視阻力系數(shù)達到1.46，聚合物微球在油層深部也起到較好的封堵作用，已建立驅(qū)動新壓差。

3.2.3 增油效果

高6－38井組4口對應(yīng)油井有2口見到調(diào)驅(qū)效果，各油井2014年5月的生產(chǎn)情況如表3所示。通過PEOffice軟件ProdForecast模塊對井組產(chǎn)量進行預(yù)測，結(jié)果表明井組月遞減率從2.17%降至1.07%。截至2014年年底，井組實現(xiàn)增油305 t，降水 179 m3。

表3 高6－38井對應(yīng)油井生產(chǎn)情況

4 結(jié)論

1)室內(nèi)實驗結(jié)果表明，85℃下聚合物微球分散性良好;膨脹速度前5 d較快，5 d后膨脹速度變緩，20 d后微球最頻粒徑為300～400 nm，是膨脹前微球粒徑的6～8倍;聚合物微球?qū)χ械蜐B巖心的封堵效果較好，平均封堵率大于80%，對高滲巖心的封堵效果不理想，滲透率越高，封堵效果越差。

2)現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，針對高6－38井的聚合物微球注入性良好，能夠進入油層深部，逐步建立驅(qū)替壓差;壓降曲線顯示微球調(diào)驅(qū)能較好地改善近井地帶油藏的非均質(zhì)性;霍爾曲線顯示微球在油層深部也能起到較好的封堵作用。微球調(diào)驅(qū)后，井組遞減率變緩，降水增油效果較好。

［1］李明遠，林海欽，鄭曉宇，等.交聯(lián)聚合物溶液深部調(diào)剖礦場試驗［J］.油田化學(xué)，2000，17(2):144 －147.

［2］宋岱鋒，賈艷平，于麗.孤島油田聚驅(qū)后聚合物微球調(diào)驅(qū)提高采收率研究［J］.油田化學(xué)，2008，25(2):165 －169.

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