張運來，周海燕，繆飛飛，梁 瀟，許亞南，張吉磊

(中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459)

渤海油田普遍發(fā)育為膠結(jié)疏松的砂巖油藏，具有儲層物性好、非均質(zhì)性強、原油黏度大的油藏特征。經(jīng)過長期高速開發(fā)后，部分主力油田已進入特高含水期，采出程度超過25%，平均單井注水/采液強度達到80～100 m3/(d·m)，面臨單井產(chǎn)能低、水竄嚴重、平臺采出液(水)處理能力受限和油水分離成本大幅上升等問題。產(chǎn)生這些問題的癥結(jié)主要來自長期強注強采，加劇油藏非均質(zhì)性，示蹤劑測試顯示70%以上的注水井組存在水竄問題，注水優(yōu)勢滲流區(qū)域普遍發(fā)育在儲層中下部、受儲層沉積相及非均質(zhì)性影響的高滲條帶區(qū)。深部調(diào)驅(qū)技術(shù)是提高注水波及效率的重要措施，在陸上油田取得良好的應(yīng)用效果[1-13]。由于海上油田油藏條件、生產(chǎn)環(huán)境和作業(yè)要求的特殊性，嘗試在多個不同類型油田進行了氮氣泡沫驅(qū)、常規(guī)凝膠、弱凝膠等調(diào)剖劑的礦場試驗[14-20]。

聚合物微球作為近年來一種新型調(diào)驅(qū)劑，依靠納/微米級遇水可膨脹微球來逐級封堵地層孔喉，實現(xiàn)其逐級深部調(diào)剖堵水的效果，調(diào)驅(qū)機理主要是多個微球通過“架橋”或“吸附”封堵大孔道，當封堵壓差達到一定大小時，微球會發(fā)生彈性變形，通過喉道繼續(xù)向油層深部運移，產(chǎn)生“堵塞—運移—再堵塞”逐級封堵高滲透條帶孔喉的特性，實現(xiàn)注入水連續(xù)動態(tài)改向。該技術(shù)具有體系黏度低、可以直接污水配制、在線注入等優(yōu)點，海上稠油油田關(guān)于聚合物微球調(diào)驅(qū)機理及配方體系優(yōu)選方面的研究資料較少。因此，為探索海上油田高含水期深部調(diào)驅(qū)新方法，筆者以渤海Q油田為例，開展了聚合物微球室內(nèi)實驗研究，對聚合物微球調(diào)驅(qū)機理和效果進行評價，并進行了礦場先導試驗設(shè)計與實施。

1 油藏特征

渤海Q油田儲層為正韻律和復合韻律河道沉積砂體，油藏埋深淺(海拔-900～-1 600 m)；儲層膠結(jié)疏松，屬于高孔、高滲儲層(平均孔隙度為35%，平均滲透率為3 000×10-3μm2)；滲透率變異系數(shù)為0.75～0.91，級差在3～8之間，儲層非均質(zhì)性強；地層原油黏度為74～260 mPa·s，地層原油密度為0.903～0.926 g/cm3；油柱高度低(小于20 m)。油藏類型主要包括構(gòu)造巖性邊、底水油藏、塊狀底水構(gòu)造油藏和巖性油藏。地面脫氣原油具有密度高、黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)高、含蠟量低、凝固點低及含硫量低等特點。地層水水型為NaHCO3，總礦化度為1 367～6 068 mg/L。

2 聚合物微球室內(nèi)研究

2.1 試劑與儀器

實驗用油為模擬油，由渤海Q原油與煤油混合而成，在60 ℃條件下黏度為74 mPa·s。實驗用水為模擬注入水，地層水礦化度為3 061 mg/L。實驗溫度為地層60 ℃。實驗巖心為人造巖心，填砂管φ2.5 cm×30 cm?；瘜W試劑為聚合物微球P-90，以下簡稱“微球”。

平流泵；巖心夾持器；壓力傳感器；BT-9300LD干濕法激光粒度分析儀；FEI Quanta 650 FEG場發(fā)射掃描電鏡；纖維素濾膜；恒壓氣泵；濾膜夾持器等。

2.2 方案設(shè)計

方案設(shè)計主要考慮微球濃度、溶脹時間、巖心滲透率等參數(shù)對非均質(zhì)油藏適用性影響，實驗內(nèi)容上包括微球溶脹實驗、注入封堵實驗以及三管并聯(lián)巖心的驅(qū)油實驗。具體方案如下：

2.2.1 微球溶脹實驗

設(shè)計微球質(zhì)量濃度為4 500 mg/L；設(shè)計微球溶脹時間為0、5、10、20、30、35、60 d。

2.2.2 微球注入性實驗

微球?qū)Χ嗫捉橘|(zhì)封堵性能的測試實驗包括微孔濾膜恒壓過濾實驗、巖心封堵實驗。

(1)微孔濾膜實驗流程及微孔濾膜掃描電鏡圖見圖1。設(shè)計微孔濾膜孔徑為5、10、20、40 μm；微球溶脹時間為20 d；微球質(zhì)量濃度為1 500、3 000、4 500、6 000、7 500 mg/L；氣泵保持恒壓0.5 MPa。

圖1 微孔濾膜實驗流程及微孔濾膜掃描電鏡圖Fig.1 Experimental flow and scanning electron microscopy of microporous membrane

(2)巖心封堵實驗：采用正交試驗方法設(shè)計三因素五水平正交封堵實驗，巖心滲透率為1 000、3 000、5 000、8 000、10 000×10-3μm2；溶脹時間為5、10、20、30、60 d；微球質(zhì)量濃度為1 500、3 000、4 500、6 000、7 500 mg/L。封堵率計算式為：

F=(K水驅(qū)-K調(diào)驅(qū))/K水驅(qū)×100

其中：F為封堵率，%；K水驅(qū)為調(diào)驅(qū)前巖心水測滲透率，10-3μm2；K調(diào)驅(qū)為調(diào)驅(qū)后巖心水測滲透率，10-3μm2。

2.2.3 驅(qū)油實驗

采用三管并聯(lián)驅(qū)油，所用填砂管低中高滲透率分別為1.08×10-3、4.89×10-3μm2和8.05×10-3μm2，微球質(zhì)量濃度為5 000 mg/L，溶脹時間為20 d，注入體積為0.5 PV，注入速度為0.5 mL/min。

2.3 結(jié)果分析

2.3.1 溶脹實驗

微球不同溶脹時間中值粒徑尺寸及微球微觀形貌分別如圖2、圖3所示。

圖2 不同溶脹時間下微球中值粒徑變化曲線Fig.2 Median particle size change curve of polymer microspheres at different swelling times

圖3 不同溶脹時間下微球微觀電鏡掃描圖Fig.3 SEM images of polymer microspheres at different swelling times

從圖2中可以看出，微球母液中值粒徑為0.99 μm，隨著溶脹時間的進行，微球中值粒徑逐漸增大，溶脹到20 d時達到最大值20.06 μm；之后隨著時間增加，微球中值粒徑減小，并在60 d后穩(wěn)定在10～20 μm之間。從圖3中可以看出，微球溶脹可分為3個階段。當微球溶脹5 d時，微球溶液分散形成一定空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)；溶脹20 d時，微球體系完全溶脹并均勻分散，分子間通過聚合物鏈條形成交聯(lián)空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，平均水化直徑達到最大20.06 μm；隨著微球水化至30 d時，部分微球分子聚合物鏈條逐漸降解分散，并發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，導致不同微球交聯(lián)團聚在一起；到60 d時微球分子結(jié)構(gòu)發(fā)生破壞，微球形狀不再飽滿。從Q油田長期水驅(qū)后天然巖心孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)看，最大孔喉半徑為35.5 μm，平均孔喉半徑中值為10.6 μm，與溶脹后微球尺寸處于同一水平量級，兩者具有較好的匹配性。

2.3.2 注入性實驗

(1) 微孔濾膜實驗

微球溶脹20 d時不同孔徑微孔濾膜實驗結(jié)果如圖4所示。

圖4 微球微孔濾膜過濾曲線Fig.4 Filtration curve of polymer microsphere microporous membrane

從圖4中可以看出，微球溶脹20 d時，微球?qū)讖?、10 μm濾膜封堵效果明顯，各質(zhì)量濃度下均出現(xiàn)封堵現(xiàn)象；濾膜孔徑增大到20 μm時，微球質(zhì)量濃度較低在1 500 mg/L時無明顯封堵效果，而當微球質(zhì)量濃度增大到3 000 mg/L時出現(xiàn)封堵效果，但效果相對較弱；當濾膜孔徑為40 μm時，微球各質(zhì)量濃度溶液過濾時出液量短時間內(nèi)迅速增加，均未造成封堵。綜合分析可以看出，微球質(zhì)量濃度較高的斜率改變時間較晚，出現(xiàn)封堵后，過濾曲線斜率相近，證明微球注入量一定時就會形成有效封堵。

(2)巖心封堵實驗

采用正交試驗和方差分析方法進行巖心封堵實驗分析，結(jié)果如表1、表2所示。

表1 微球封堵實驗正交試驗結(jié)果

表2 微球封堵實驗方差分析結(jié)果

從表1可以看出，隨著巖心滲透率的降低或微球質(zhì)量濃度的增加，微球封堵率逐步提高，當滲透率小于3 000×10-3μm2時，微球封堵效果明顯增強；隨著微球溶脹時間的增長，封堵率呈現(xiàn)先增大后減少的變化規(guī)律，20 d封堵效果最好，之后由于微球粒徑逐漸縮小，封堵效果逐漸減弱。

從表2中可以看出，影響微球封堵率大小的因素為：巖心滲透率>微球濃度>溶脹時間，其中滲透率的sig值小于顯著性水平p=0.05，即改變滲透率會對封堵率造成明顯差異。綜合考慮，推薦調(diào)驅(qū)實驗最佳微球配方為5 000 mg/L，溶脹時間為20 d。

2.3.3 驅(qū)替實驗

微球三管并聯(lián)調(diào)驅(qū)實驗前后分流率、含水率及采收率變化曲線如圖5所示。

圖5 微球三管并聯(lián)調(diào)驅(qū)實驗曲線Fig.5 Experimental curve of polymer microsphere three-tube parallel control and flooding

從圖5中可以看出，水驅(qū)初始階段，由于各管層間滲流阻力差異導致注入水主要沿高滲管突進，水驅(qū)至含水98%時，高、中、低滲管分流率分別為45.7%、31.7%和19.5%，此時各管采出程度差異明顯。隨著微球的注入，微球體系首先運移至高滲管優(yōu)勢滲流區(qū)并形成有效封堵，使得后續(xù)注入液繞流到中、低滲管，三管分流率得到明顯改善，高滲管從92%降低到50%左右，中低滲管增大至30%和20%。調(diào)驅(qū)后各管含水率均有不同程度降低，表明微球在調(diào)整吸水剖面的同時提高了微觀水驅(qū)波及范圍和洗油效率。轉(zhuǎn)水驅(qū)后中低滲管分流率相對穩(wěn)定，高中低滲管采出程度分別提高了11.3%、16.3%和15.6%，說明微球體系具有較強的調(diào)堵功能。

3 礦場應(yīng)用

Q油田微球調(diào)驅(qū)目標層位為南區(qū)NmⅠ3主力砂體，儲層為多期河道疊置砂體，具有正韻律及復合韻律特征，油層厚度6～18 m，平均為9.8 m，平均滲透率為4 000×10-3μm2，孔隙度為35%，平面和層內(nèi)非均質(zhì)強，滲透率級差普遍在3以上，地層原油黏度為74 mPa·s。試驗井組含水率88%～93%，采出程度28%～35%，涉及的井網(wǎng)類型從反9點到5點定向井與水平井聯(lián)合井網(wǎng)，獲得了較好的控水增油效果和經(jīng)濟效益，對復雜河流相稠油油田微球調(diào)驅(qū)適應(yīng)性取得了實踐性認識。根據(jù)前期室內(nèi)實驗成果進行了配方優(yōu)選，為確保調(diào)驅(qū)體系能夠進入到油藏深部實現(xiàn)有效封堵，采用多段塞式的復合調(diào)驅(qū)組合進行逐級封堵，即前置段塞采用高濃度短段塞，有效封堵近井大孔道和調(diào)整層內(nèi)吸水狀況，確保后續(xù)主體段塞進入到油藏深部實現(xiàn)有效封堵；主體段塞采用低濃度長段塞，在滿足封堵能力的前提下盡量采用大段塞注入，微球質(zhì)量濃度為3 000～6 000 mg/L，注入段塞大小為0.02～0.03 PV。由于海上平臺操作空間狹小，微球調(diào)驅(qū)劑設(shè)備本身具有體積小、工作效率高的特點，從而滿足海上油田能夠?qū)嵤┮?guī)?；恼{(diào)驅(qū)作業(yè)。以C21井組為例，其井位圖如圖6所示，該井組為定向井與水平井聯(lián)合井網(wǎng)形式，該井注入微球前置段塞質(zhì)量濃度為5 000～6 000 mg/L，主段塞質(zhì)量濃度為3 000 mg/L，累計注入調(diào)驅(qū)液30 000 m3，注入井組孔隙體積為0.02 PV。調(diào)驅(qū)后井組見到明顯的注采動態(tài)響應(yīng)，C21井注入壓力從5.0 MPa升高到9.0 MPa，壓力指數(shù)PI值由1.2 MPa提高到3.8 MPa，優(yōu)勢滲流發(fā)育區(qū)水平井H2H產(chǎn)油量從30 m3/d提高到90 m3/d，含水率從92%下降到80%，有效期2年，井組累增油2.74×104m3。目前Q油田已實施微球調(diào)驅(qū)10井次，累計增油達到8.5×104m3，措施區(qū)塊自然遞減率從7.5%下降到5.0%，井組含水率平均下降了2.6%，減少FPSO年均水處理量12.5×104m3，平均投入產(chǎn)出比在1∶5。

圖6 Q油田南區(qū)NmⅠ3砂體C21井組井位圖Fig.6 Well location map of well group C21 of NmⅠ3 sand body in southern area of Q oilfield

4 結(jié)論

(1)微球溶脹過程中依靠聚合物分子鏈條交聯(lián)形成分布均勻的空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，后期由于微球分子降解形成“團聚”現(xiàn)象，分子粒徑呈現(xiàn)先增大后減小并趨于穩(wěn)定的變化特點。

(2)巖心實驗結(jié)果表明，微球具有較強的封堵多孔介質(zhì)、調(diào)整層間吸水剖面、擴大微觀驅(qū)油效率的能力，影響封堵性能強弱因素為：巖心滲透率>微球質(zhì)量濃度>溶脹時間，與海上強非均質(zhì)稠油油藏配伍關(guān)系好。

(3)微球調(diào)驅(qū)礦場試驗采用“高濃度前置段塞、低濃度主段塞”組合，微球質(zhì)量濃度為3 000～6 000 mg/L，注入段塞大小為0.02～0.03 PV的注入體系，能夠適用海上稠油油田中后期復雜的開發(fā)條件，進一步提高老油田水驅(qū)效果和采收率。