文中油田耐温抗盐微球深部调驱技术研究

黄学宾 李小奇 金文刚 南江峰 惠 朋

（中原油田公司采油一厂，河南濮阳 457172）

文中油田耐温抗盐微球深部调驱技术研究

黄学宾 李小奇 金文刚 南江峰 惠 朋

（中原油田公司采油一厂，河南濮阳 457172）

文中油田进入高含水开发后期，主力油层水淹严重、剩余油分布高度零散、水驱效果差。受油藏高温、高盐的影响，常规颗粒型调驱剂存在粒径大、不能有效实现地层深部封堵、有效期短的难题。据此开展了冻胶微球深部调驱机理研究，采用微乳聚合方法合成了纳米级的交联聚合物冻胶凝胶，具有水中均匀分散、易进入注水地层后缓慢吸水膨胀的特性，达到了调（堵）、驱协调同步的目的，形成了耐温抗盐的冻胶微球深部调驱剂体系。该体系先后在文10块、文25块试验应用11个井组，并在现场实施过程中配套建立了“PI+FD”调驱注入参数综合调整方法，增加水驱动用储量21.35×104t，对应油井累计增油3 562 t，取得了较好的应用效果。

高含水后期； 耐温抗盐；微球深部调驱

文中油田属典型的非均质断块油田，具有油藏埋层深、高压、高温、高矿化度等特点。自1979年投入开发，目前已进入高含水后期开发阶段，2000年以来先后实施了交联预交联复合调驱、预交联颗粒凝胶调驱、多功能复合凝胶调驱等多种调驱工艺［1-3］，主要以地面交联的颗粒型调驱剂为主，多轮调驱后对应油井增油效果逐步变差，且有效期变短。针对现有调驱体系不能进入地层深部的问题，研究应用能适应该油田特点的耐高温、高盐的深部调驱技术［4］，以期提高注入液的体积波及系数，最终提高原油采收率。

1 耐高温、高盐聚合物微球体系研究

1.1 调驱机理

聚合物微球是采用微乳聚合技术［5-6］合成的一种核壳型堵剂，核为交联聚合物凝胶［7-8］，壳为水化层，平均尺寸为几百纳米，在水中可以均匀分散、易于进入注水地层，随后缓慢吸水膨胀的冻胶微球［8］。分散体系中的微凝胶胶团通过对水流通道（孔喉）暂堵—突破—再暂堵—再突破的过程，优先进入高渗层区、大孔喉，产生堵塞作用，同时分散体系中的水进入低渗层区、小孔喉，直接作用于其中的剩余油。因此，微球调驱由于微球凝胶胶团和水“分工合作”，能达到调（堵或暂堵）、驱协调同步。聚合物微球是一种单液法的调驱剂，具有深部调驱剂所具备的“注得进、堵得住、能移动”的特点，表现为

（1）微球初始粒径达到纳米/微米级，满足“进得去”的要求；（2）经过水化溶胀后，能达到封堵大孔喉的粒径要求，且具有一定的强度，满足对地层大孔喉“堵得住”的要求；（3）具有弹性，在地层压力下可变形移动到地层深部，满足了调驱剂能够进入地层深部发挥作用的要求； （4）耐温、耐盐、耐剪切，在地层条件下长期稳定。

1.2 聚合物微球主要性能指标

（1）聚合物微球性能指标见表1。

（2）根据制备方法不同，可以得到不同的粒度、膨胀度、强度的系列微球：YG-360系列、YG-370系列、YG-380系列、YG-390系列。

表1 聚合物微球性能指标

1.3 聚合物微球性能评价

1.3.1 大小和形态 从透射电镜照片（见图1）可以观察到，活性微球为内核密度较大的球形并呈正态分布，粒径纳米级，完全满足深部调驱“注得进”的要求。

图1 聚合物微球形态照片

1.3.2 膨胀性［9］水化规律：电镜下观察膨胀后微球，足够的水化后，纳米级微球膨胀至微米级，膨胀倍数几十倍。矿化度、温度对微球的膨胀速度和粒径影响较小。膨胀后微球粒径2.8～46 μm，能够满足中高渗油藏的调驱要求。随着水化时间的延长，微球粒径逐渐变小，但是变化趋于平稳，说明该微球适应不同孔喉以及逐级封堵的要求。

1.3.3 稳定性 在高温、高矿化度下，微球水化30 d后，仍具有较好的膨胀性，并且没有发生分解，说明微球体系具有较好的稳定性。

1.3.4 可移动性 室内进行岩心试验说明该聚合物微球“能移动”，具有深部封堵能力（见图2）。微球浓度为1 500 mg/L，注入微球用量为孔隙体积的0.3 VP。

图2 微球的可移动性室内地层模拟实验

1.3.5 液流改向试验 从5个不同的测试点取样，考察微球体系深部液流改向能力（见图2）。从图可以看出注入聚合物微球后各测试点的注入压力均呈上升趋势，微球在岩心中通过“封堵—变形—突破—深入—再封堵”的形式，可对地层非均质性进行多次改善调整，说明该聚合物微球体系具有较好的逐级深部封堵性能，且封堵强度较高。

1.4 油藏适应性研究

深部调驱是对区块整体进行多轮次调剖后，为进一步提高采收率而采取的措施［9］，也就是将调剖堵水与驱油结合起来。微球凝胶注入地层后，表观粘度低，易于进入储层深部，最大限度的提高注入水波及效率，从而提高采收率。对区块调剖充分程度进行判断有2个标准：（1）调剖后，注水井的注水压力在达到配注要求的条件下大幅度提高；（2）调剖后，由注水井井口压降曲线算出的充满度在0.65～0.95范围。对文25块S2下6-S3上1层系的5口水井P/测试。用q/h的归整值2.5 m3/（d·m）改正了P/90的改正值，记为P/902.5，调剖的必要性由注水井的P/值极差判断。文25块S2下6-S3上层系P/值极差为最高32.17-最低6.84=25.33 MPa，远超过5 MPa的调剖标准，需要进行调剖。

2 微球调驱实施方案编制

优选储量高、上产潜力大的文10块、文25块作为聚合物微球深部调驱的试验应用区块。

（1）开展文中油藏剩余油分布研究。层内剩余油主要分布在一类层内，储层基数大，分布零散。提高这部分储层采收率的唯一途径是利用先进工艺减缓层内矛盾，提高注入水在主力厚油层内的波及体积，改善水驱效果。确立深部调驱是文中油田高含水开发期的有效稳产、增产方式。

（2）优选耐高温、高盐的聚合物微球调驱体系，实现“注得进、稳得住、移得动”，并首先在文10块开展先导试验，试验成功后再在文25块扩大应用。

（3）应用PI+FD调驱综合决策技术，结合文中油田实际情况对调驱过程进行合理调控，据此建立调驱过程的评价、调整技术体系。

3 现场应用

3.1 聚合物微球筛选与文10块先导试验

针对文10东区油藏条件合成出初始粒径接近1μm的微球，依靠纳/微米级遇水可膨胀微球来逐级封堵地层孔喉、实现其逐级深部调驱的效果。该技术具有体系黏度低，耐高温、高盐，可以直接用污水配制，在线注入等优点。2009年优选文10东块北部2个高含水井组文10-68、文10-86井组进行聚合物微球调驱先导试验［10］，累积注入聚合物微球100 d，累积注入聚合物微球总量39.8 t。通过调驱，注水井吸水剖面得到改善，吸水层数和厚度增加；井组稳产基础增强，自然递减下降。对应5口采油井不同程度见到调驱效果，井组累积增油1 159 t，如考虑不调驱井组递减，累积增油2 002 t。

3.2 文25东块聚合物微球深部调驱优化设计

3.2.1 施工设计与优化

（1）针对PI90值大于区块平均值，FD值大于0.65的2口水井文侧65-43、文侧65-46，直接开展聚合物微球调驱工艺。调驱过程中加强微球运移和对应油井产出液微球含量检测工作，若调驱过程中油压及PI值下降或油井检测出微球产出，则动态调整微球的“四个度”或开展在线堵窜，若水井油压及PI值不降，则按设计注完微球。

（2）针对PI90值小于区块平均值的3口水井文侧25-27、文65-52、文侧65-41，首先采用高浓度的聚合物交联微球进行试注，试注20 d后若水井的油压和PI值有响应，则单独采用聚合物微球完成调驱，若无响应，则开展先期调剖工艺。

3.2.2 先期调剖+调驱工艺 调驱过程中定期检测水井PI值变化（初期3个月，第2轮次调整后6个月）和对应油井产出液微球含量，若检测到微球产出，则通过示踪剂检测技术描述窜通情况，然后开展乳液/微乳聚合物冻胶在线堵窜工艺，即第2轮次调剖；继续实施调驱工艺，注入量应达到区块驱的目的。2010年7月开始在文25块5口井组实施微球调驱，注水压力都有所上升，调剖后启动压力升高。注入水进入中低渗透层，使得中低渗透层潜力得到发挥。同时井口压降曲线明显变缓，如文侧25-27井调驱67 d后由压降曲线算得PI为11.15 MPa，FD为0.88，PI上升了6.84 MPa，FD上升了0.29。

（1）堵窜剂的选择。若采用交联聚合物微球试注第1个段塞无效后，采用防窜剂进行先期调剖。要求堵剂在文25块地层温度（85～90 ℃）和采出水矿化度（12～15×104mg/L）条件下长期稳定。因此防窜处理可采用冻胶。

适合文25块高温高矿的有酚醛树脂冻胶，机理是在聚丙烯酰胺溶液中加入酚醛树脂交联剂配成，酚醛树脂可通过交联反应，将聚丙烯酰胺分子交联起来形成冻胶起封堵高渗透层作用。

（2）堵窜后的调驱。堵窜后分2个段塞：第1段塞：注入天数80 d，目的是提高油压或PI值上升1～2 MPa，设计微球体系平均浓度3 000 mg/L。第2段塞：注入天数115 d，注入低浓度的长段塞实现逐级深部调驱，进一步提高水井FD值，设计平均浓度2 000 mg/L。

（3）调驱过程中的在线堵窜设计。调驱过程中继续采用PI决策技术，动态调整微球调驱剂的4个度及开展在线堵窜技术，即采用微乳、乳液聚合物冻胶实施在线堵窜，封堵不断形成新的窜流通道，进一步提高水井PI和FD值。

3.2.3 调驱过程的调整 在调驱过程中根据PI、FD值变化，及时进行调整，动态决策。采用“多阶段调整注入浓度”方式，使微球随着注入水进入到地层深部，实现逐级逐步液流改向深部调驱，改善油藏的层内及层间矛盾，提高注入水波及效率，从而提高采收率。

3.2.4 现场注入工艺配套

（1）在线注入施工方式。为满足长期深部调驱的目的，采用调驱泵在线注入方式。微球调驱剂在水中均可迅速溶解和分散，可以直接在注入水管线上加入，能够按照配注温和调整，实现在线调驱方式，具有设备简单，施工方便等特点。为根据单井注入情况对粒径、浓度等注入参数进行有针对性的调整，需采用单泵单井的注入方式。

（2）注入工艺。配制水：目前生产注入水；注入设备：选择型号为JZ-80L/40MPa的注入调驱泵。

（3）注入过程中“实时监测、动态调整”。监测2个方面：用PI技术检测微球在地层中的运移情况，油井产出液中微球含量检测技术。

调整微球调驱剂的4个度：不同的粒度、膨胀度、强度和浓度。

（4）“堵窜远驱”的施工模式。不同的堵剂在地层中作用空间不同，调驱封堵地层离井眼的距离也不同。聚合物微球是单液法调驱剂，适用于远井地带。所以对采用交联聚合物微球试注第一个段塞无效后，采用防窜剂进行先期调剖，之后再调驱的施工模式。

3.2.5 效果分析

（1）注水压力都有明显上升。微球调驱3个月后，注水井的注水压力都有不同程度的上升，说明聚合物微球有一定的封堵作用。

（2）调驱后启动压力升高，吸水层数增多，吸水剖面明显改善。在注水压力升高的情况下，注入水进入中低渗透层，使得中低渗透层潜力得到发挥。

（3）井口压降曲线明显变缓。从施工前后的压降曲线分析，施工后井口压降曲线变缓，地层充满度幅度也提高，表明封堵效果良好。如WC25-27调驱67 d后由压降曲线算得PI为11.15 MPa，FD为0.88，PI上升了6.84 MPa，FD上升了0.29。

2010年以来先后在文10块、文25东块试验应用微球深部调驱工艺11个井组，对应14口油井中有13口井见到明显增油效果，日增油18.9 t/d，累计增油3 562 t，井组自然递减下降17.4个百分点，综合含水下降2.6个百分点，增加水驱动用储量21.35×104t。

4 结论与认识

（1） 微球初始粒径为纳米、微米级，能满足深部调驱需要，而且提高采收率效果明显。在开发理念上将深部调驱作为“水驱非均质老油田开发后期”的重要增产措施，以有效改善水驱油流度比、增油稳产。

（2）运用PI、FD决策技术，在调驱过程中根据PI、FD值变化，及时进行调整，动态决策。采用“多阶段调整注入浓度”方式，使微球随着注入水进入到地层深部，实现逐级逐步液流改向深部调驱，改善油藏的层内及层间矛盾，提高注入水波及效率，从而提高采收率。

（3）优选新型聚合物微球调驱剂，通过特殊的胶团分子设计，使产品具有比传统可动凝胶更好的耐温、耐盐和抗剪切性能，具有较好的注入性能。适用于高温（＜130 ℃）、高盐（＜290 000 mg/L）油藏在线注入。微球调驱技术可以应用于聚合物驱无法覆盖的3类油藏水驱后提高采收率，也可用于大孔道不是较发育的中高渗油藏改善水驱开发效果。

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（修改稿收到日期 2013-06-20）

Research on deep profile controlling and flooding technology with high temperature and salt resistance microspheres in Wenzhong Oilfield

HUANG Xuebin, LI Xiaoqi, JIN Wengang, NAN Jiangfeng, HUI Peng
（The First Production Factory,Zhongyuan Oilfield Company,Sinopec,Puyang457172,China）

Since entering into the late development stage of high water cut, the main layers of Wenzhong oilfield have been watered seriously, and the remaining oil distributes highly scattered, which results in poor water driving effect. Influencing by high temperature and high salinity, conventional granular profile controlling and flooding agent is not suitable because of big diameter, invalidity of deep formation plugging and short validity period. Based on these situations, research on mechanism of gel microspheres for deep profile controlling and flooding was developed. A kind of cross-linked polymer gel in Nano-size was synthesized by using micro-emulsion polymerization method, which is distributed evenly in water, and could easily arrive at the injected formation and swelled slowly when meeting water. Due to these features, the goal of synchronous coordination of water plugging controlling and flooding can be meet,which means that a gel microspheres with high temperature and salinity resistance was established for deep profile controlling and flooding. This system was applied in 11 well groups in Blocks Wen10 and Wen25, and ‘PI+FD’ profile controlling and injection parameter comprehensive adjustment method was designed during the field operation process. Good results have been achieved with increasing 21.35×104t of water driving reserve and 3 562 t oil production form corresponding wells.

late stage of high water cut; high temperature and salt resistance; microspheres for deep profile controlling and flooding

黄学宾，李小奇，金文刚，等. 文中油田耐温抗盐微球深部调驱技术研究［J］. 石油钻采工艺，2013，35（4）：100-103.

TE357.4

A

1000–7393（2013） 05–0100–04

中国石化提高采收率导向项目“中原微球调驱提高采收率技术研究与应用”（编号：2010197）。

黄学宾，1969年生。1991年毕业于西安石油学院采油工程专业，2002年毕业于西南石油学院油气井工程专业，获硕士学位，现从事采油工程技术研究与应用工作，总工程师。电话：0393-4850592。E-mail：xiaoqili126@126.com。

〔编辑 薛改珍〕