水基微球復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究及應(yīng)用

凌 卿，鞠 野，劉豐鋼，劉光普，鄶婧文，李海峰

（1.中海油服油生事業(yè)部增產(chǎn)中心，天津 300459；2.天津市海洋石油難動用儲量開采企業(yè)重點實驗室，天津 300459）

渤海油田經(jīng)過多年的高強度注水開發(fā)導(dǎo)致油藏普遍發(fā)育水竄通道，注入水形成無效水循環(huán)，部分油井進入含水快速上升期并已達到高含水階段，層間、層內(nèi)和平面矛盾日益突出，亟待開展穩(wěn)油控水措施[1]。微球調(diào)驅(qū)作為穩(wěn)油控水的一項重要技術(shù)，在渤海油田應(yīng)用廣泛，應(yīng)用效果良好[2-3]。但常規(guī)的微球體系是油基外相的，與注入水混合后粒徑膨脹變大導(dǎo)致其在海上中低滲油田普遍存在著注入性困難的問題；粒徑小的微球在保證了注入性的前提下、則會導(dǎo)致封堵水竄通道的強度較弱、調(diào)驅(qū)效果差[4-5]。為了解決這一難題，本文研究了一種水基微球復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)[6-7]，水基微球以水基為外相且初始粒徑可控，保證了良好的注入性，同時進入地層后會發(fā)生自聚集效果、形成與油藏深部孔喉直徑匹配的微球團簇，起到良好的深部封堵效果；最后還以乳化驅(qū)油劑協(xié)同水基微球調(diào)驅(qū)，進一步提高采收率。文章進行了水基微球復(fù)合調(diào)驅(qū)相關(guān)室內(nèi)評價實驗，依據(jù)室內(nèi)實驗結(jié)果指導(dǎo)礦場試驗方案設(shè)計，最終取得了礦場成功應(yīng)用。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

水基微球WS，平均初始粒徑0.1～10 μm，有效質(zhì)量分數(shù)30%，由中海油田服務(wù)股份有限公司提供；乳化驅(qū)油劑EA，有效質(zhì)量分數(shù)30%，由中海油田服務(wù)股份有限公司提供。實驗用巖心為人造均質(zhì)巖心及兩層非均質(zhì)巖心，其中均質(zhì)巖心水測滲透率600 mD，4.5 cm×4.5 cm×30 cm；兩層非均質(zhì)巖心高低滲層水測滲透率分別為2 000 mD 和500 mD，4.5 cm×4.5 cm×30 cm。實驗用油為X 油田油水樣（65 ℃下黏度為31 mPa·s）；實驗用水為X 油田注入水，其離子組成（見表1）。

表1 X 油田地層水離子組成Tab.1 Ion composition of the brine in X oilfield

1.2 實驗設(shè)備

天平（0.000 1 g），水浴鍋，燒杯，Warning 攪拌器，激光粒度儀，光學(xué)顯微鏡，哈克流變儀，恒溫箱和高溫高壓巖心驅(qū)替設(shè)備等。

2 實驗結(jié)果與討論

2.1 水基微球性能評價

2.1.1 粒徑測試及分散性評價 使用馬爾文3000 激光粒度儀測試水基微球的粒徑，實驗結(jié)果（見圖1），在電鏡下觀測水基微球微觀形貌，實驗結(jié)果（見圖2）。

由圖1、圖2 可知，兩種粒度的水基微球均為圓球度很高的球形顆粒，其中WS-1 粒徑分布范圍0.175～0.796 μm，平均粒徑0.502 μm；WS-2 粒徑分布范圍0.791～8.920 μm，平均粒徑5.450 μm。

圖1 水基微球粒徑分布Fig.1 Particle size distribution of water-based microspheres

圖2 水基微球微觀形貌Fig.2 Micro morphology of water-based microspheres

2.1.2 分散性及配伍性評價 取WS-1 水基微球原液，用X 油田注入水配制0.5%的微球溶液，觀測藥劑加入過程中的分散情況，實驗結(jié)果（見圖3）。

由圖3 可知，水基微球加入地層水的過程中，藥劑分散較快，溶液均勻，未出現(xiàn)絮狀物和藥劑聚團現(xiàn)象，與油田注入水配伍性良好，微球的分散時間約為20 s。

圖3 水基微球分散性及配伍性評價結(jié)果圖Fig.3 Evaluation results of dispersion and compatibility of water-based microspheres

水基微球在X 油田注入水中分散性及配伍性良好。

2.1.3 溶液穩(wěn)定性評價 取X 油田注入水，配制0.5%的WS-1 水基微球，待攪拌均勻混合好后，放置一段時間觀測溶液有無分層情況，實驗結(jié)果（見圖4）。

圖4 水基微球穩(wěn)定性評價結(jié)果圖Fig.4 Stability evaluation results of water-based microspheres

由圖4 可知，水基微球WS-1 的溶液靜置15 d 無任何分層和聚團現(xiàn)象，溶液穩(wěn)定性良好。

2.1.4 注入性及封堵性評價 將0.5%的水基微球WS-1、WS-2 和普通油基微球NM-2，以0.5 mL/min 注入500 mD 的巖心，評價微球注入性。再將注入性評價的巖心在油藏條件下放置15 d，后續(xù)水驅(qū)6 PV，評價微球的封堵性，實驗結(jié)果（見表2、圖5）。

由表2、圖5 可知，兩種粒徑的水基微球在中滲巖心中的注入性明顯比普通油基微球NM-2 好，注入阻力系數(shù)＜2，說明水基微球在中滲儲層中的注入性能良好。NM-2 微球在中滲巖心中的殘余阻力系數(shù)為24.9，封堵能力最強；WS-2 微球的殘余阻力系數(shù)較普通油基微球NM-2 體系小，殘余阻力系數(shù)達到15.1，封堵能力強；WS-1 微球的殘余阻力系數(shù)最小，但仍達到了9.8，封堵能力較強，能滿足作業(yè)需求。綜上，水基微球在中滲巖心中擁有較強封堵性，且注入性明顯強于普通油基微球，不僅能解決現(xiàn)場普通油基微球注入困難的問題，還能提供高效的深部封堵水竄通道的作用，有效保證措施效果。

圖5 微球注入性和封堵性評價結(jié)果Fig.5 Evaluation results of microsphere injectability and plugging

表2 三種微球阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)結(jié)果Tab.2 Results of resistance coefficient and residual resistance coefficient of three microspheres

2.2 乳化驅(qū)油劑性能評價

2.2.1 降低油水界面張力性能評價 配制濃度0.3%～0.7%乳化驅(qū)油劑，測定其降低界面張力能力，實驗結(jié)果（見圖6）。

圖6 乳化驅(qū)油劑界面張力測定結(jié)果圖Fig.6 Measurement results of interfacial tension of emulsified oil displacement agent

由圖6 可知，0.3%～0.7%的乳化驅(qū)油劑可以適度降低界面張力至0.09～0.4 mN/m，具有較好的降低界面張力效果。

2.2.2 乳化性能評價 取適量的0.5%的乳化驅(qū)油劑，緩慢加入X 油田油樣中，手動輕微搖晃后，觀測乳化現(xiàn)象，實驗結(jié)果（見圖7）。

圖7 乳化驅(qū)油劑乳化性評價結(jié)果圖Fig.7 Emulsification evaluation results of emulsified oil displacement agent

由圖7 可知，輕微搖晃10 min，乳化驅(qū)油劑即可與原油實現(xiàn)良好的乳化效果。因此在油藏條件下，壓差驅(qū)動油水推進、小擾動、繞流等運動狀態(tài)下，乳化驅(qū)油劑可以輕易地將油藏中難以剝離的原油輕易乳化，剝離巖石表面，提高驅(qū)油效果。

2.2.3 乳液穩(wěn)定性評價 取適量0.5%的乳液驅(qū)油劑，緩慢加入X 油田油樣中，輕微搖晃成乳液狀態(tài)后，靜置一段時間、觀測乳狀液的變化，實驗結(jié)果（見圖8）。

圖8 乳化驅(qū)油劑穩(wěn)定性評價結(jié)果圖Fig.8 Stability evaluation results of emulsified oil displacement agent

由圖8 可知，乳化驅(qū)油劑與油樣混合后的乳狀液在靜置狀態(tài)下，會逐漸自動實現(xiàn)油水分離，不需要加額外的破乳劑，乳液狀態(tài)不穩(wěn)定，當(dāng)靜置30 min 時，基本可以實現(xiàn)油水完全分離，表明乳化驅(qū)油劑與原油形成的乳液在靜置狀態(tài)下，具有較弱的穩(wěn)定性，能實現(xiàn)較好的后續(xù)油水分離。

2.2.4 洗油效率評價 配制0.5%的普通超低界面張力驅(qū)油劑和0.5%的乳化驅(qū)油劑，進行洗油效率評價實驗，實驗條件（見表3），實驗結(jié)果（見圖9）。

表3 驅(qū)油劑驅(qū)油實驗條件Tab.3 Experimental conditions of oil displacement with oil displacement agent

由圖9 可知，相同濃度的乳化驅(qū)油劑比普通超低界面張力驅(qū)油劑的洗油效率高5.2%。分析原因為與普通超低界面張力驅(qū)油劑相比，乳化驅(qū)油劑不僅能有效降低油水界面張力，還可以乳化巖石表面吸附的殘余油，形成乳液小團塊，乳液小團塊會對深部孔隙產(chǎn)生一定的封堵、具有一定的微觀調(diào)節(jié)作用，使得后續(xù)的水發(fā)生深部繞流，流向未波及區(qū)域，提高剩余油及殘余油的洗油效率，因此綜合來看，乳化驅(qū)油劑以適度低的界面張力、助調(diào)微觀剖面、微調(diào)深部液流方向，實現(xiàn)更好的洗油效果。

圖9 普通驅(qū)油劑和乳化驅(qū)油劑驅(qū)油效果圖Fig.9 Oil displacement effect diagram of common displacement agent and emulsified oil displacement agent

2.3 “水基微球+乳化驅(qū)油劑”復(fù)合體系提采能力評價

采用兩層非均質(zhì)巖心，評價水基微球、乳化驅(qū)油劑（EA）、“水基微球+乳化驅(qū)油劑”復(fù)合體系的提采能力，實驗條件（見表4），實驗結(jié)果（見圖10、表5）。

表4 復(fù)合體系提采能力評價實驗條件Tab.4 Experimental conditions for evaluation of extraction capacity of composite system

表5 不同體系提高采收率結(jié)果Tab.5 EOR results of different systems

由圖10 可知，單段塞“水基微球+乳化驅(qū)油劑”的復(fù)合體系采收率增幅為24.20%，提采能力明顯強于單一的微球體系（采收率增幅為9.14%）及驅(qū)油劑體系（采收率增幅為16.00%），并且多段塞式的“水基微球+乳化驅(qū)油劑”復(fù)合體系的提采能力（采收率增幅為28.50%）強于單段塞復(fù)合體系，復(fù)合調(diào)驅(qū)體系較單一的微球調(diào)驅(qū)體系提高采收率幅度增加15.06%。

圖10 不同體系的驅(qū)油效果Fig.10 Oil displacement effect of different systems

分析原因，該復(fù)合調(diào)驅(qū)體系主要是通過發(fā)揮孔喉尺度的水基微球和驅(qū)油劑的協(xié)同作用，先注入的水基微球在巖心深部自聚集形成膠粒團簇，對高滲通道形成有效封堵并可在巖心深部緩慢運移，使得后續(xù)注入的驅(qū)油劑/后續(xù)水在巖心深部發(fā)生繞流，驅(qū)油劑流向剩余油/殘余油富集區(qū)域，借助其高效的洗油效率，將殘余油/剩余油剝離巖石表面形成油水乳狀液，并在巖心深部次級水通道形成一定的剖面助調(diào)，進一步擴大微觀波及體積。兩者協(xié)同作用，不僅解決了單一微球體系提高采收率低的問題，而且解決了常規(guī)油基微球在中低滲儲層中注入性差的問題，從而取得了更好的控水增油效果。多段塞式的復(fù)合體系，不僅能有效封堵大通道，同時還能進一步封堵油藏更深部的次級水竄通道，作用距離更遠，波及更深更廣，動用區(qū)域更大，將更難驅(qū)替的油藏更深部的剩余油/殘余油啟動，從而實現(xiàn)更高的采收率。

3 礦場應(yīng)用

3.1 油藏概況

X 油田位于一大型斷裂背斜構(gòu)造，屬于構(gòu)造/巖性構(gòu)造油藏，非均質(zhì)性強，作業(yè)井E 的生產(chǎn)段砂體平均孔隙度24.8%，平均滲透率606 mD，滲透率級差16.4。E井組注水量600 m3/d，對應(yīng)6 口受效油井，井組綜合含水86.0%，處于高含水期，平面矛盾大。同時縱向上各層吸水不均，主力吸水層存在著注水無效循環(huán)，因此E井組存在著層間、層內(nèi)和平面矛盾。

3.2 方案設(shè)計

結(jié)合室內(nèi)實驗評價結(jié)果和現(xiàn)場試注情況，設(shè)計了4 段塞式：（1）0.5%～1.0%的水基微球WS-2 作為封竄段塞；（2）0.3%～0.5%的乳化驅(qū)油劑EA 作為調(diào)驅(qū)段塞；（3）0.5%～1.0%的水基微球WS-1 作為深部調(diào)堵段塞；（4）0.3%～0.5%的乳化驅(qū)油劑EA 作為深部調(diào)驅(qū)段塞，總段塞設(shè)計20 500 m3，藥劑138 t。

3.3 作業(yè)效果

2020 年11 月起對E 井組進行現(xiàn)場施工作業(yè)，累計注入26 816 m3，注入過程中，壓力從6.3 MPa 升高至8.1 MPa，注入升壓幅度較小，注入性良好；充滿度從施工前的30%提高至45%，說明藥劑對油藏深部產(chǎn)生了有效的封堵，封堵性良好。施工前井組處于含水上升期，日產(chǎn)油有快速下降的趨勢。作業(yè)后含水開始下降，產(chǎn)油上升，截止一年作業(yè)有效期，井組平均含水率下降3%，平均日增油25 m3，井組累計增油11 000 m3，并仍在有效期內(nèi)（見圖11）。增油量優(yōu)于單一的微球調(diào)驅(qū)，表明“水基微球+乳化驅(qū)油劑”的復(fù)合體系在渤海中滲儲層具有良好的適用性。

圖11 作業(yè)井組受效情況Fig.11 Effect of working well group

4 結(jié)論

（1）為適應(yīng)海上中滲、水竄通道發(fā)育儲層的調(diào)驅(qū)需求，開展評價了“水基微球+乳化驅(qū)油劑”復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)；室內(nèi)評價實驗結(jié)果說明，該復(fù)合調(diào)驅(qū)體系具有良好的注入性，能有效封堵深部高滲通道；巖心驅(qū)油實驗表明該復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)相比單一微球調(diào)驅(qū)采收率增幅提高15.06%。

（2）根據(jù)室內(nèi)實驗評價結(jié)果，結(jié)合X 油田E 井組的油藏概況，優(yōu)化得到適用該井組“水基微球+乳化驅(qū)油劑”多段塞式體系配方參數(shù)。礦場試驗結(jié)果表明，該復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的注入性良好，起壓幅度小，對于油藏深部的高滲通道具有良好的封堵性，技術(shù)有效期1 年以上，控水增油效果明顯，增油量優(yōu)于相似條件下單一微球調(diào)驅(qū)技術(shù)的增油量。該復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)在渤海中滲油田具有良好的適用性。