多重介質(zhì)聚合物微球調(diào)驅(qū)機(jī)理研究及應(yīng)用

莊 建，張 維，梁 云，溫 柔，王學(xué)生，張書唯，楊子浩

（1.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田第一采油廠,陜西延安716000；2.中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院,北京102249）

安塞油田儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、微裂縫發(fā)育，經(jīng)過30多年注水開發(fā)，主力區(qū)塊進(jìn)入中高含水開發(fā)期，注入水指向推進(jìn)，含水率上升速度快，水驅(qū)效率降低，導(dǎo)致油田產(chǎn)量遞減加快。通過綜合分析檢查井取芯和生產(chǎn)資料,結(jié)合歷年加密井礦場實(shí)踐資料,認(rèn)識(shí)到裂縫對(duì)安塞特低滲透油藏剩余油分布起著明顯的控制作用[1],局部受沉積相及非均質(zhì)性影響,裂縫側(cè)向強(qiáng)水洗范圍在60～80 m，孔喉半徑分布在0.01～1.00 μm的巖心在同一注入系統(tǒng)下分別注入0.5、1.0、2.0、3.0 PV 水后，大喉道動(dòng)用比例達(dá)到63%，小喉道動(dòng)用比例僅為9%,實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示低滲層段剩余油仍然富集。礦場試驗(yàn)顯示高含水率區(qū)塊注入聚合物微球，區(qū)塊綜合含水率上升速度下降明顯，遞減減緩。本文通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析、礦場應(yīng)用總結(jié)聚合物微球調(diào)驅(qū)機(jī)理、微球粒徑與儲(chǔ)層匹配關(guān)系，提出施工參數(shù)優(yōu)化建議。

1 多重介質(zhì)聚合物微球調(diào)驅(qū)機(jī)理

1.1 微球粒徑與微裂縫開度匹配關(guān)系

安塞油田微裂縫發(fā)育，主要分為3種類型，一是天然裂縫，在注水開發(fā)初期注入水沿裂縫快速突進(jìn)，注水6～12個(gè)月后油井快速見水；二是存在動(dòng)態(tài)縫，在注水開發(fā)3～5年后，儲(chǔ)層因注水壓力產(chǎn)生新裂縫或原來閉合的天然裂縫重新開啟；三是壓裂縫，指在油水井壓裂后產(chǎn)生的新裂縫，微地震監(jiān)測結(jié)果顯示壓裂縫縫高6～16 m，裂縫半長80～200 m[2]。當(dāng)儲(chǔ)層存在微裂縫時(shí)，裂縫為泄壓點(diǎn)，界面壓力低導(dǎo)致低滲段動(dòng)用程度低，因此需研究評(píng)價(jià)聚合物微球?qū)α芽p的封堵性能[3]。

1.1.1 應(yīng)用試井方法計(jì)算微裂縫開度 結(jié)合安塞油田儲(chǔ)層滲流特征，將油水井滲流類型分為3種，即孔隙型、裂縫型、孔隙裂縫復(fù)合型[4]。選擇雙區(qū)模型，將壓力導(dǎo)數(shù)對(duì)數(shù)曲線分為4個(gè)階段（見圖1）:ab續(xù)流段；b-c內(nèi)區(qū)徑向流段；c-過渡流段；d-e外區(qū)徑向流段。

計(jì)算得到單井的裂縫半長、內(nèi)驅(qū)半徑、內(nèi)區(qū)滲透率、外區(qū)滲透率、裂縫導(dǎo)流能力、裂縫開度等10項(xiàng)參數(shù)，油井解釋滲透率在0.07～1.07 mD，平均為0.53 mD，水井解釋滲透率在2.90～19.00 mD，平均為9.70 mD，油井解釋裂縫半長在18～82 m，平均為44 m；水井解釋裂縫半長在89～168 m，平均為134 m，孔隙裂縫型的解釋裂縫開度較小，在幾十微米的量級(jí)，水井裂縫開度平均約0.028 mm，油井解釋裂縫開度平均約0.02 mm。

圖1 試井解釋模型Fig.1 Well test interpretation model

1.1.2 微球的物理化學(xué)性能 通過TEM、SEM觀察及動(dòng)態(tài)光散射，確定了長慶化工集團(tuán)提供的4種微球的粒徑分布，標(biāo)注為 100、300、800 nm、5 μm的聚合物微球在25℃進(jìn)行激光動(dòng)態(tài)光散射測量，實(shí)測平均粒徑分別為 85、220、800 nm、2.5 μm（見圖2[5-8]）。圖3為100、300 nm微球溶脹情況對(duì)比。圖4為不同粒徑的微球在地層模擬水中的溶脹情況。

圖2 4種粒徑聚合物微球激光動(dòng)態(tài)光散射分布Fig.2 Laser dynamic light scattering distribution of four particle size polymer microspheres

圖3 100、300 nm微球溶脹情況對(duì)比Fig.3 Comparison of swelling of 100，300 nm microspheres

圖4 4種粒徑微球溶脹對(duì)比Fig.4 Swelling contrast curves of four size microspheres

由圖 3、4可見，100、300 nm微球 3～4 d溶脹至最大值，溶脹后在水中聚集，分散性較差，團(tuán)聚現(xiàn)象明顯；5 μm和800 nm微球8～12 d溶脹至最大值，隨溶脹時(shí)間增加，微球均出現(xiàn)了團(tuán)聚現(xiàn)象。應(yīng)用1 000倍光學(xué)顯微鏡觀察團(tuán)聚現(xiàn)象發(fā)現(xiàn)粒徑越小，團(tuán)聚現(xiàn)象越明顯。從圖4中可以發(fā)現(xiàn)，100、300、800 nm和5 μm的微球分別達(dá)到最大粒徑的溶脹時(shí)間為6、6、10、12 d。

1.1.3 微球溶液封堵實(shí)驗(yàn) 試井解釋結(jié)果表明，全區(qū)裂縫開度大部分集中在0.01～0.03 mm，綜合兼顧考慮可將實(shí)驗(yàn)裂縫開度設(shè)置為0.009 9、0.011 0、0.014 0、0.017 0、0.030 0 mm，采用天然露頭巖心造縫進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，經(jīng)氣測巖心基質(zhì)滲透率在0.04～0.50 mD，通過控制圍壓來控制裂縫開度，當(dāng)入口端壓力分別為 5、30、50、100、150 kPa時(shí)，所對(duì)應(yīng)的裂縫開度 為 0.030 0、0.017 0、0.014 0、0.011 0、0.009 9 mm[9-10]（見表1）。

表1 不同粒徑聚合物微球在3種質(zhì)量濃度條件下對(duì)5種開度裂縫的封堵率Table 1 Sealing rate for five opening fractures without particle size polymer microspheres at three concentrations

通過使用油田采區(qū)的超低滲（氣測滲透率0.4 mD以下）天然巖心,開展4種不同粒徑的微球在3種不同微球質(zhì)量濃度的情況下對(duì)5種開度裂縫的封堵共計(jì)60組正交實(shí)驗(yàn)，每組實(shí)驗(yàn)注入量1 PV,Q=0.4 mL/min，實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示裂縫開度、不同粒徑的微球和不同微球質(zhì)量濃度對(duì)封堵率的影響。

從60組實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)中可以得到：

（1）注入粒徑、注入質(zhì)量濃度相同時(shí)，裂縫開度越小，封堵率越高。

（2）相同裂縫開度巖心，注入質(zhì)量濃度一定，注入聚合物微球粒徑越大，封堵率越高。

（3）相同裂縫開度巖心，注入相同粒徑聚合物微球，注入質(zhì)量濃度與封堵率無明顯關(guān)系。

將上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行了裂縫性巖心封堵特性的圖版繪制，結(jié)果見圖5。

圖5 不同粒徑微球?qū)Σ煌_度裂縫的封堵情況Fig.5 Sealing effect of microsphere with different particle size on fracture with different opening

從圖5可總結(jié)出：

（1）對(duì)于1 000 mg/L的微球，當(dāng)裂縫開度為0.009 9、0.017 0、0.030 0 mm時(shí)，5 μm微球的封堵效果最好；當(dāng)裂縫開度為0.011 0、0.014 0 mm時(shí)，800 nm微球的封堵效果最好。

（2）對(duì)于2 000 mg/L的微球，當(dāng)裂縫開度為0.009 9、0.030 0 mm時(shí)，5 μm微球的封堵效果最好；當(dāng)裂縫開度為 0.011 0、0.014 0、0.017 0 mm時(shí)，800 nm微球的封堵效果最好。

（3）對(duì)于3 000 mg/L的微球，當(dāng)裂縫開度為0.009 9、0.011 0、0.030 0 mm 時(shí)，5 μm 微球的封堵效果最好；當(dāng)裂縫開度為0.014 0、0.017 0 mm時(shí)，800 nm微球的封堵效果最好。

1.2 微球粒徑與巖心孔喉的匹配關(guān)系

對(duì)空氣滲透率分別為2.5、10.0、50.0 mD的人造巖心進(jìn)行聚合物微球封堵實(shí)驗(yàn)[11-12]，結(jié)果見表2。由表2可見，不同粒徑、不同質(zhì)量濃度在相同滲透率巖心中的封堵率不同，無明顯規(guī)律。滲透率為2.5 mD的巖心注入粒徑為100 nm（3 000 mg/L）的微球溶液的綜合封堵效果最好；滲透率為15.0 mD的巖心注入粒徑為300 nm（3 000 mg/L）的微球溶液的綜合封堵效果最好；滲透率為50.0 mD的巖心注入粒徑為300 nm（3 000 mg/L）的綜合封堵效果最好。

表2 不同質(zhì)量濃度聚合物微球?qū)Σ煌瑵B透率的均質(zhì)巖心封堵率情況Table 2 Statistical table of homogeneous core sealing rate with different permeability and different concentration of polymer microspheres

1.3 微球在巖心中的運(yùn)移規(guī)律

搭建帶有3個(gè)測壓點(diǎn)巖心夾持器的實(shí)驗(yàn)裝置（見圖6）對(duì)不同裂縫開度的裂縫性巖心進(jìn)行微球運(yùn)移實(shí)驗(yàn)[13-15]。

圖6 測試聚合物微球運(yùn)行裝置Fig.6 Test polymer microsphere operation device

以封堵效果較好、質(zhì)量濃度為3 000 mg/L的4種微球?yàn)槔?，通過測定3個(gè)測壓點(diǎn)（P1、P2和P3）的壓力變化，考察微球在裂縫開度為0.009 9 mm的裂縫性巖心中的運(yùn)移情況，結(jié)果見圖7。

圖7 5 μm、800、300、100 nm微球在巖心中的運(yùn)移情況Fig.7 Migration of 5 μm、800、300、100 nm microsphere in rock core

由圖7（a）可見，隨著5 μm微球的注入，P1和P2兩個(gè)壓力點(diǎn)的壓力快速上升，P3壓力值沒有明顯變化，停止注微球時(shí)壓力分別達(dá)到933.69、889.68、9.00 kPa，二次水驅(qū)階段，3個(gè)壓力點(diǎn)的壓力繼續(xù)升高，P1和P2經(jīng)過波動(dòng)后分別平穩(wěn)在3 019、2 919 kPa附近，P3平穩(wěn)在192 kPa附近,阻力系數(shù)顯著增大，說明微球不能很好的深入裂縫巖心。

由圖 7（b）可見，隨著 800 nm微球的注入，P1、P2和P3三個(gè)壓力點(diǎn)的壓力快速上升，停止注微球時(shí)壓力分別達(dá)到 1 320.13、1 292.93、511.05 kPa，二次水驅(qū)階段，三個(gè)壓力點(diǎn)的壓力繼續(xù)升高然后下降，經(jīng)過波動(dòng)后分別平穩(wěn)在1 388、1 349、557 kPa附近。P1、P2和P3比水測滲透率壓力顯著增高，說明微球可以深入裂縫巖心。

由圖7（c）可見，隨著300 nm微球的注入，P1和P2兩個(gè)壓力點(diǎn)的壓力快速上升，P3壓力值沒有明顯變化，停止注微球時(shí)壓力分別達(dá)到716.87、689.66、128.01 kPa，二次水驅(qū)階段，三個(gè)壓力點(diǎn)的壓力繼續(xù)升高，經(jīng)過波動(dòng)后分別平穩(wěn)在1 746、1 682、157 kPa附近。 P1、P2比水測滲透率壓力顯著增高，P3壓力有一定的增高，說明微球有一定深入裂縫巖心的能力。

由圖 7（d）可見，隨著 100 nm微球的注入，P1、P2和P3三個(gè)壓力點(diǎn)的壓力快速上升，停止注微球時(shí)壓力分別達(dá)到 714.24、705.67、158.05 kPa，二次水驅(qū)階段，P1和P2壓力點(diǎn)的壓力繼續(xù)升高后分別平穩(wěn)在1 415、1 400 kPa附近，P3經(jīng)過上升后經(jīng)過一段波動(dòng)最終平穩(wěn)在140 kPa附近。P1、P2比水測滲透率壓力顯著增高，說明微球有一定深入裂縫巖心的能力。

通過上述實(shí)驗(yàn)可以發(fā)現(xiàn)，5 μm微球的封堵效果最好,但是在巖心中的運(yùn)移效果不佳，而300、100 nm微球的封堵效果不佳，綜上所述800 nm微球的運(yùn)移效果和封堵效果較佳。

1.4 微球在巖心中提高采收率情況

以質(zhì)量濃度為3 000 mg/L的800 nm微球?yàn)槔?，通過觀察驅(qū)油過程中的含水率與采收率的變化來分析微球在裂縫開度為0.009 9 mm的裂縫性巖心中的提高采收率的情況。圖8是長巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置。

圖8 長巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置Fig.8 Long core oil displacement experimental device

基質(zhì)巖心的水測滲透率0.6×10-3μm2，巖心飽和水后，用模擬油驅(qū)替至30 min內(nèi)沒有水驅(qū)出，此時(shí)巖心含油飽和度為60.61%。巖心壓裂再組合存在一較大的裂縫，裂縫開度約為0.099 0 mm。造好裂縫后的巖心重新裝入巖心夾持器中，進(jìn)行后續(xù)驅(qū)替。裂縫巖心飽和油后用模擬油測滲透率，驅(qū)替過程系統(tǒng)壓力保持較低水平，表明注入模擬油主要沿阻力小的裂縫驅(qū)替。油測滲透率后繼續(xù)用水驅(qū)替，水驅(qū)至采出液含水率達(dá)到99.99%時(shí)，水驅(qū)采收率約為9.35%，隨注水體積增加，采收率增加，但含水率也增加。水驅(qū)過程系統(tǒng)壓力保持在較低水平，表明水驅(qū)過程水主要將裂縫中的原油驅(qū)出，基質(zhì)中的原油驅(qū)出很少。

水驅(qū)結(jié)束后，注入質(zhì)量濃度為3 000 mg/L的800 nm微球體系,注入量為1.0 PV，然后轉(zhuǎn)注水，直至流出液含水率達(dá)99.99%。微球驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)采收率及含水率變化見圖9。

圖9 巖心注入壓力、采收率、含水率與注入體積關(guān)系Fig.9 Relation curve between core injection pressure,recovery rate,water content and injection volume

由圖9可見，微球封堵裂縫后，壓力明顯上升，最高達(dá)到748 kPa左右，且后續(xù)水驅(qū)壓力也明顯高于之前的水驅(qū)壓力，水驅(qū)壓力最終穩(wěn)定在718 kPa左右，與基質(zhì)巖心飽和油時(shí)的壓力相近（815 kPa），壓力曲線的波動(dòng)反應(yīng)出微球體系的深部運(yùn)移，表明注入的微球體系將裂縫封堵，使后續(xù)水驅(qū)壓力升高。壓力上升的同時(shí)，后續(xù)水驅(qū)主要進(jìn)入巖心中的基質(zhì)孔隙，將基質(zhì)中的原油驅(qū)出，后續(xù)水驅(qū)采收率約為18.69%。即微球?qū)⒘芽p封堵后，后續(xù)水驅(qū)可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率18.69%。隨注水體積增加，采收率增加，注入1.0 PV微球分散體系后，繼續(xù)注水，壓力上升的同時(shí)，含水率由99.99%降至93.06%，含水率降低了6.93%，但繼續(xù)注水后含水率又很快上升。

上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，對(duì)于低滲透的裂縫巖心，用800 nm聚合物微球可以將裂縫封堵，使后續(xù)的注入液轉(zhuǎn)入含油飽和度較高的基質(zhì)中，將基質(zhì)中原油驅(qū)出，從而達(dá)到液流改向、提高采收率的目的。

2 典型區(qū)塊礦場試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)

試井解釋裂縫開度顯示南L長4+5注水井儲(chǔ)層裂縫開度在0.011～0.042 mm，南L長4+5油藏2018年分別開展粒徑300 nm，質(zhì)量濃度為3 000 mg/L，粒徑800 nm的聚合物微球調(diào)驅(qū)，根據(jù)表1可估算出封堵率為45%～70%，H市西部長6加密區(qū)注水井儲(chǔ)層裂縫開度為0.11～0.60 mm，粒徑100 nm，質(zhì)量濃度2 000、3 000 mg/L的聚合物微球?qū)嵤┱{(diào)驅(qū)，封堵率預(yù)測小于45.0%，從實(shí)際調(diào)驅(qū)效果來看，南L西長4+5油藏實(shí)施調(diào)剖后，油井含水率下降10%，階段遞減率由12.5%下降至5.2%；H市西部長6加密調(diào)剖區(qū)域油井含水率上升速度減緩，階段遞減由4.6%下降至0。南L西長4+5實(shí)施效果明顯好于H市西部加密區(qū)。

3 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與現(xiàn)場效果對(duì)比

為了確認(rèn)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的準(zhǔn)確性，將不同粒徑微球的封堵率實(shí)驗(yàn)結(jié)果與現(xiàn)場實(shí)際調(diào)驅(qū)情況進(jìn)行比對(duì)驗(yàn)證。同時(shí)針對(duì)兩者不匹配的井組，開展二次水驅(qū)壓力封堵實(shí)驗(yàn)，進(jìn)一步分析原因。圖10為現(xiàn)場注采井組井位示意。

圖10 現(xiàn)場注采井組井位示意Fig.10 Schematic diagram of well location of field injection production well group

在注水井W22-15所控制的井組中，W22-15井→W22-14井具有較強(qiáng)的油水對(duì)應(yīng)關(guān)系，結(jié)果見圖11。由圖11可見，注入0.3 μm微球后，W22-14井的產(chǎn)油量稍有抬升后便持續(xù)下降，含水率在短暫抑制后又開始上升。

由試井解釋可知，W22-15井的裂縫開度為0.018 0 mm，可借鑒1.1.3中裂縫開度0.017 0 mm的實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表1），發(fā)現(xiàn)300 nm微球的封堵率明顯低于大粒徑微球，這與現(xiàn)場的增油降水效果不明顯的現(xiàn)象相吻合。因此對(duì)注水井W22-15推薦使用800 nm或5 μm微球進(jìn)行調(diào)驅(qū)。

圖11 W22-14井采油曲線Fig.11 The production curve of W22-14 well

4 結(jié)論與建議

4.1 結(jié)論

（1）安塞油田油井裂縫開度區(qū)間為0.01～0.06 mm，當(dāng)裂縫開度小于0.014 0 mm時(shí)，4種粒徑微球封堵率大于50.0%，聚合物微球?qū)?chǔ)層微裂縫封堵效果有限。

（2）滲透率為2.5 mD的巖心注入粒徑為100 nm（3 000 mg/L）的微球溶液的綜合封堵效果最好；滲透率為15.0 mD的巖心注入粒徑為300 nm（3 000 mg/L）的微球溶液的綜合封堵效果最好；滲透率為50.0 mD的巖心注入粒徑為300 nm（3 000 mg/L）的綜合封堵效果最好。

4.2 建議

目前僅開展了單個(gè)巖心封堵實(shí)驗(yàn)，從實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可看出注入微球溶液后注入壓力均有所提高，但提高的壓力能新增動(dòng)用什么范圍的低滲透率巖心還需要進(jìn)一步開展研究，建議繼續(xù)開展巖心串連和并連驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。