潛山油藏微球-天然氣驅實驗評價

陳世杰，孫雷，潘毅，王亞娟，林友建，陳汾君

（1.西南石油大學 油氣藏地質與開發(fā)工程國家重點實驗室，成都 610500；2.中國石化 西南油氣分公司 采氣四廠，重慶 402160；3.中國石油 青海油田分公司 勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736202）

中國部分油田已經(jīng)進入開發(fā)中—后期，受開采技術限制，采出程度低，因此，需要進一步開展提高剩余油采出程度的研究，以實現(xiàn)高效開發(fā)。水驅和氣驅是低滲透油藏常用的開發(fā)方式，由于滲透率差異，驅替流體（水、氣）會快速突破裂縫通道，出現(xiàn)水竄或氣竄，驅替未波及區(qū)存在大量剩余油[1-4]。微球作為新型調驅劑，具有良好的分散性、均勻的粒徑以及較強的吸附能力[5-11]。微球進入巖心后，以架橋封堵和變形的方式通過孔隙和喉道，可實現(xiàn)對儲集層大孔道及裂縫的選擇性封堵，使液流轉向，油滴匯聚成油流，從而提高驅油效率，有效動用剩余油[12-19]。但由于微球粒徑與孔道匹配關系的影響，賦存在基質較小孔道中的剩余油仍難以有效動用。因此，如何有效動用更小孔道的剩余油，大幅提高原油采收率，是目前亟需解決的問題。本文通過室內實驗評價，分析微球-天然氣驅在致密砂巖油藏開發(fā)中的應用效果，研究微球在天然氣驅過程中的作用，為潛山油藏開發(fā)中—后期剩余油的有效動用提供依據(jù)。

1 微球驅機理

研究目標為中非BG 盆地B1 潛山油藏裂縫型儲集層，埋深為1 300～1 576 m，儲集空間包括溶孔、解理、裂縫等，其中，裂縫較為發(fā)育，儲集層非均質性較強，采用單一水驅或天然氣驅的驅油效率和采出程度均較低，因而，引入微球-天然氣驅，以有效動用其剩余油。

微球進入巖心后，微球顆粒受到孔縫表面吸附的同時吸水膨脹，部分微球顆粒聚合變形，封堵裂縫及大孔道，抑制主流通道形成；在彈性變形作用下，微球聚合體通過喉道后恢復原狀，并在下一喉道處再次對驅替流體進行封堵，以此不斷向深部運移，逐次封堵，逐次調剖，使主流通道周圍剩余油被驅出。在此過程中，微球大小影響調驅效果，首先需要確保微球可以注入孔喉并膨脹；其次，注入的微球可以在膨脹變形后運移，實現(xiàn)深部調驅。

2 實驗方法

2.1 實驗條件

地層壓力為7.5 MPa，原始地層壓力為12.5 MPa，地層溫度為99.8 ℃。實驗裝置包括長巖心驅替設備、長巖心夾持器、地層流體配樣器等。選取B1 潛山油藏儲集層巖心16塊，巖心總長78.956 cm，束縛水飽和度為32%；人工造縫形成網(wǎng)狀微裂縫后，平均滲透率為110 mD，平均孔隙度為13.15%。驅替實驗用水為取自B1 潛山油藏的地層水，水型為NaHCO3型，礦化度為1 369 mg/L，pH 值為7.82；實驗用天然氣采用井下取樣器取樣（取樣深度約為1 195 m）后測定其組成，并在實驗室進行復配；選取粒徑分別為100 nm、500 nm和900 nm的微球G1、G2和G3。

2.2 實驗準備

用聚四氟乙烯薄膜纏繞包裹實驗巖心，并進行稱重、編號；按照調和平均的方式對巖心進行排序；用石油醚清洗巖心后用氮氣驅替，測試氣相絕對滲透率，對組合好的巖心抽真空；將烘箱溫度升高至地層溫度99.8 ℃，定量建立束縛水；在99.8 ℃條件下，用脫氣原油建壓至原始地層壓力12.5 MPa，并在實驗溫度下老化72 h 待用。用復配好的地層流體驅替脫氣后地層流體，直至設備出口端生產氣油比穩(wěn)定后，分別用不同流體進行驅替，每間隔一定時間記錄出口端油氣產量及壓力。

2.3 實驗設計

為了模擬實際開采情況，以2 MPa/h 的降壓速度衰竭式開采至地層壓力7.5 MPa，進行不注微球驅實驗和微球驅實驗。

2.3.1 不注微球驅實驗

不注微球驅實驗是采用不同方式（水平驅替、頂部驅替）向模型中注入地層水或天然氣，實驗分為3個階段：①在地層壓力7.5 MPa下，以0.05 mL/min的速度注入地層水或天然氣，直至出口端不產油，停止驅替；②注入地層水或天然氣，提高壓力至7.5 MPa，悶井24 h后，繼續(xù)以0.05 mL/min的速度注入地層水或天然氣，直至出口端不產油；③用地層水或天然氣提壓至原始地層壓力12.5 MPa，悶井24 h 后，以0.05 mL/min 的速度繼續(xù)驅替，直至不再產油，結束實驗。

2.3.2 微球驅實驗

在上述實驗的基礎上，優(yōu)選出驅替效果最佳的方式，然后分別注入3 種微球（G1、G2 和G3）進行調驅實驗，包括3 個階段：①在地層壓力7.5 MPa 下，以0.05 mL/min的速度分別向巖心內注入0.3 HCPV 質量分數(shù)為1‰的3 種微球溶液段塞，驅替段塞至巖心深處，直至微球溶液被驅替至出口端，停止驅替，悶井24 h，使微球充分膨脹；②壓力7.5 MPa 下，以0.05 mL/min的速度向巖心內注入驅替流體至不再產油，停止驅替；③用驅替流體使壓力增大至原始地層壓力12.5 MPa，悶井24 h后，再次驅替至不再產油，結束實驗。

3 結果與討論

3.1 微球封堵性能

采用巖心流動實驗評價微球封堵性能，選擇滲透率不同的巖心，分別代表低滲透、中滲透和高滲透儲集層。在地層溫度99.8 ℃下，保持壓力恒定，以0.2 mL/min的速度向巖心中注入驅替流體，對注入壓力、阻力系數(shù)和封堵耐沖刷性進行分析。

3.1.1 注入壓力

實驗過程中，壓力變化整體上分為3 個階段一次水驅階段、微球驅階段和后續(xù)水驅階段。一次水驅階段，壓力基本穩(wěn)定。微球驅階段，隨著微球注入量增大，壓力持續(xù)增大；當微球直徑與巖心孔喉直徑相近時，微球進入巖心并在喉道處發(fā)生物理堵塞，該過程如同氣泡在喉道處的賈敏效應，產生附加阻力；當壓力增至一定值后，微球變形后通過喉道，壓力略有減??；微球向深部運移，至下一個喉道處再次形成封堵，壓力先增大后減小，出現(xiàn)波動式壓力變化（圖1a）。后續(xù)水驅階段，壓力不同程度減小，這主要是由于后續(xù)注水過程中，微球膨脹，注入壓力增至峰值后波動明顯，微球封堵被水突破后，壓力逐漸減小，最終保持相對穩(wěn)定。

若微球直徑遠小于孔喉直徑時，封堵效果不佳，壓力波動不明顯（圖1b、圖1c）。儲集層滲透率較大時，微球能夠順利通過巖心，壓力波動不明顯；儲集層滲透率較小時，多數(shù)微球難以進入巖心，導致深部的封堵效果較差。

3.1.2 阻力系數(shù)

在不同滲透率的巖心中，不同直徑微球的封堵效果差異較大，傳統(tǒng)架橋理論認為，當微球直徑為孔喉直徑的1/7～1/3 時，微球能順利通過孔喉。利用Kozeny-Carman 公式[20]估算，得出實驗所用巖心的孔喉直徑為1.65～3.54 μm，微球G1、G2 和G3 均可進入巖心深部，實現(xiàn)有效調驅。阻力系數(shù)隨微球注入體積的增大而增大，這是因為微球在巖心孔隙中膨脹后會通過聚并、滯留等方式形成封堵，使得阻力系數(shù)不斷增大。此外，微球G3 與儲集層最為匹配，低滲透和高滲透巖心注G3 可分別使阻力系數(shù)增加約14 倍和17 倍（圖2）。

3.1.3 封堵耐沖刷性

耐沖刷性可表征微球封堵后在多孔介質中的附著能力，殘余阻力系數(shù)是表征微球溶液通過后多孔介質滲透率降低程度的指標。當微球封堵被水突破后，水驅進行沖刷實驗。注入不同微球后的巖心殘余阻力系數(shù)均略有降低，同一滲透率級別的儲集層，注G3的殘余阻力系數(shù)較注G1 大。微球粒徑越大，殘余阻力系數(shù)整體越高，說明微球溶液在孔隙介質中的滲流阻力越大，封堵效果越好。微球粒徑越大，隨注入體積增大，殘余阻力系數(shù)下降幅度越大，即微球封堵耐沖刷性越好。滲透率越小的巖心，殘余阻力系數(shù)的變化幅度越?。▓D3）。

3.2 開發(fā)效果評價

3.2.1 水驅

利用實驗分析水平水驅和頂部水驅的驅油效率。首先，衰竭式開采至地層壓力7.5 MPa后進行水驅，該階段末水平水驅的驅油效率為55.72%，比頂部水驅高3.65%；壓力恒定為7.5 MPa，悶井24 h后進行水驅，水平水驅驅油效率為58.43%，比頂部水驅高4.26%；將壓力增至原始地層壓力12.5 MPa后保持恒定，再次悶井24 h后水驅，2種方式的驅油效率均基本不變，水平水驅和頂部水驅的最終驅油效率分別為58.55%和54.39%。二次悶井對采出程度的貢獻不足3%，這主要是由于水驅對油的溶解能力有限，且無法有效波及小孔道剩余油，導致驅油效率較低（圖4）。

3.2.2 天然氣驅

開展天然氣驅實驗，分別研究水平天然氣驅和頂部天然氣驅對驅油效率的影響。首先衰竭式開采至地層壓力7.5 MPa 后天然氣驅，水平天然氣驅和頂部天然氣驅的驅油效率相當，該階段末頂部天然氣驅的驅油效率為62.19%，比水平天然氣驅高1.59%；保持壓力恒定為7.5 MPa，悶井24 h后天然氣驅，該階段末頂部天然氣驅的驅油效率為68.21%，比水平天然氣驅高2.41%；壓力增至原始地層壓力12.5 MPa，再次悶井24 h后天然氣驅，頂部天然氣驅的最終驅油效率為69.21%，比水平天然氣驅高2.86%。此外，頂部天然氣驅和水平天然氣驅的最終驅油效率分別較水驅提高7.02%和5.75%，驅油效率顯著提高。這主要是由于天然氣存在溶解和重力泄油作用，使得油氣界面處的傳質作用增強，突破趨勢減弱，最終驅油效率較高（圖5）。

3.2.3 微球-天然氣驅

對3 種不同粒徑微球調驅封堵后天然氣輔助驅在水平驅替方式下的開發(fā)效果開展對比實驗，實驗過程分為微球注入后天然氣驅、悶井后天然氣驅和再次悶井后天然氣驅3個階段。從圖6可以看出，在微球注入后天然氣驅階段，天然氣注入體積小于0.9 HCPV，注入微球G2 和G3 后的驅油效率相當，略高于注G1后的驅油效率，微球粒徑對驅油效率的影響不大；壓力為7.5 MPa悶井24 h后天然氣驅階段，天然氣注入體積為0.9～1.9 HCPV，注入體積達1.4 HCPV后，注G3的驅油效率最高，注G2 的驅油效率最低，注G1 介于兩者之間；壓力為12.5 MPa 再次悶井后天然氣驅階段，天然氣注入體積為1.9～2.7 HCPV，注G1、G2 和G3 的驅油效率可分別增大3.09%、6.80%和4.10%，注入微球后二次悶井驅油效率提高顯著。

不同驅替方式下，各階段的驅油效率差別較大，水驅和天然氣驅開發(fā)過程中，驅油效率上升主要在驅替階段，悶井后的單一水驅或天然氣驅，對提高最終驅油效率作用不顯著，需采用輔助方式提高采收率。微球注入后早期會增加驅替阻力，在巖心喉道處發(fā)生物理堵塞，產生附加阻力，使得天然氣可以進入更小的孔隙溶解驅油，從而提高驅油效率。其后的悶井過程中，微球逐漸膨脹，對高滲透層進行封堵，抑制了主流通道形成，使得基質及主流通道中天然氣未波及區(qū)域的原油被驅出。與單一天然氣驅相比，微球-天然氣驅的最終驅油效率可提高22.81%。注入微球后，微球向深部反復封堵和解堵巖心孔隙和喉道，封堵過程壓力增大，解堵過程壓力迅速減小，使得壓力呈現(xiàn)波動式變化。

4 結論

（1）潛山油藏采用水平水驅和頂部水驅的最終驅油效率分別為58.55%和54.39%，采用水平天然氣驅和頂部天然氣驅的最終驅油效率分別為66.35%和69.21%，采用單一驅替方式對提高驅油效率作用不顯著，且二次悶井對剩余油的提采效果不明顯。

（2）微球進入巖心后會在喉道、裂縫處膨脹、變形、聚并等從而發(fā)生物理堵塞，產生附加阻力，當壓力增至一定值后，部分微球會以變形的方式通過原來的位置，引起驅替壓力的波動式變化。低滲透和高滲透巖心注入微球G3 可分別使阻力系數(shù)增加約14 倍和17倍，微球G3對該儲集層的封堵效果好。

（3）微球注入巖心后由于其良好的膨脹、聚并等性能，多次封堵后可實現(xiàn)變形解堵，可使驅替流體改變流動方向，實現(xiàn)封堵與氣體溶解的協(xié)同驅油作用，使原本難以動用的剩余油被采出。微球-天然氣驅與天然氣驅相比，最終驅油效率提高22.81%，驅油效率顯著提升，潛山油藏的開發(fā)效果得到改善。