可动微凝胶油藏适应性及调驱机制

牛丽伟, 李建冰, 卢祥国, 李 玮, 吴行才, 孙 哲

(1.东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆 163318; 2.大庆高新区博士后科研工作站,黑龙江大庆 163316;3.东北石油大学博士后科研流动站,黑龙江大庆 163318; 4.中国石油勘探开发研究院,北京 100083)

随着油田开发逐渐进入高含水或特高含水阶段,剩余油主要分布在远离注入井的中低渗透层,原有的近井地带调剖技术已经难以满足矿场深部液流转向的实际需求。为了更好地挖潜低渗透层剩余油潜力,须开发可长时间注入、对环境变化(剪切速率、pH值、地层水的稀释等)敏感性差、选择注入能力强、与岩石孔隙配伍性好和价格低廉的新型调驱化学剂,以解决油藏的非均质性、提高注入液的波及效率[1-8]。针对矿场实际需求,石油技术人员研制了可动微凝胶(SMG)深部调驱剂,它对于主力油层水淹严重、剩余油分布高度分散的油田具有良好的调驱作用,能有效地对储层深部水驱不均状况进行直接调整,提高波及系数。目前SMG已进行了一定的室内研究和矿场应用[9-14],取得了较好的增油降水效果。笔者利用仪器检测、物理模拟和理论分析方法,开展渗透率极限、岩心孔喉与SMG粒径匹配关系、SMG注入、运移和封堵性能以及微观驱油实验研究,进一步分析调驱机制。

1 实验材料和设备

实验材料:7种可动微凝胶SMG,分别称为“样品1”～“样品6”和“FSMG”,中国石油勘探开发研究院采油所提供;模拟油由大庆油田脱水原油与煤油按一定比例配制,室温黏度为20 mPa·s;大庆油田模拟注入水;石英砂环氧树脂胶结人造均质柱状岩心[15](Φ2.5 cm×10 cm,流动性实验);石英砂环氧树脂胶结人造岩心[15](由长×宽×高=30 cm×30 cm×4.5 cm均质岩心经割缝和环氧树脂浇铸而成,长度210 cm,注入、运移和封堵性能实验),可视化夹砂模型(长×宽×高=12 cm×8 cm×1 cm,微观实验),见图1。

图1 岩心及测压点分布Fig.1 Cores and distribution of pressure-measuring points

实验设备:岩心驱替实验装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等;微观实验装置由体视显微镜、图像采集与处理系统、精密平流泵和可视化夹砂模型等组成。

除微观实验(室温)外,实验温度均为45 ℃。

2 结果分析

2.1 SMG粒径

SMG溶液黏度和粒径测试结果见表1。从表1看出,样品类型对SMG溶液黏度及颗粒粒径存在影响,在相同实验条件下,各种类型SMG溶液黏度数值相差不大,颗粒粒径顺序依次为:FSMG>样品4>样品5>样品6>样品2>样品1>样品3。

图2为样品1的SMG溶胀前后(磨口瓶中)扫描电镜照片,根据比例尺可以计算照片中SMG粒径。从图2看出,SMG微观形态为粒度较均匀的球形,轮廓清晰,多个颗粒聚集在一起时,颗粒间通过架桥会黏连在一起,形成簇状。在溶胀前,SMG粒径约为1～10 μm,分布较为均匀;随着溶胀时间延长,SMG粒径逐渐长大,其粒径在3 d时溶胀到最大值,溶胀后的SMG颗粒仍为较规则的球形,粒径为原来的8～10倍。经过比例尺计算,粒径为10～80 μm。以上数据说明,SMG颗粒经过足够水化后,能膨胀到一定尺寸,可以在地层高渗条带孔喉处进行有效封堵。

表1 SMG溶液测试数据

注:SMG溶液质量分数为1.0%,采用美国LVDV-Ⅱ+PRO布氏黏度计和激光粒度仪测试。

图2 SMG颗粒溶胀前后扫描电镜照片Fig.2 SEM of SMG before and after swelling

2.2 渗透率极限

转向剂通过岩心不发生堵塞的最低渗透率称为渗透率极限[16],本文中用阻力系数和残余阻力系数方法测试。

不同类型SMG溶液阻力系数FR和残余阻力系数FRR测试结果见表2。

表2 阻力系数和残余阻力系数Table 2 Resistance factor and residualresistance factor

注:SMG溶液质量分数为1.0%,溶液配制后马上注入岩心。

从表2看出,在渗透率相同条件下,样品FR和FRR顺序依次为:FSMG>样品4>样品5>样品6>样品2>样品1>样品3,大部分样品FRR大于FR。对于同一类型SMG溶液,岩心渗透率愈大,其FR和FRR愈小。

不同质量分数的SMG溶液阻力系数FR和残余阻力系数FRR测试结果见表3。

表3 不同质量分数SMG的阻力系数和残余阻力系数测试结果Table 3 Results of drag coefficient and residual resistance coefficient of SMG solution at different concentrations

续表3

样品61.0500堵塞堵塞520302.7310.8800236.4250.0120096.6106.22.0560堵塞堵塞580382.3391.4800281.8307.31200193.1228.33.0640堵塞堵塞660501.9516.7800350.0362.71200275.9291.0FSMG1.0680堵塞堵塞700403.8411.51000342.9361.11200317.2352.42.0780堵塞堵塞800500.0508.91000428.6449.71200406.9427.63.0900堵塞堵塞920638.7654.51000514.3560.01200496.6524.1

注:溶液配制后马上注入岩心。

从表3看出,SMG质量分数和岩心渗透率对FR

和FRR存在影响。在岩心渗透率相同条件下,随SMG溶液质量分数增加,FR和FRR系数增大;在SMG质量分数相同条件下,随岩心渗透率降低,FR和FRR增大。

从渗透率极限定义可知,当质量分数为1.0%时,样品1、样品2、样品3、样品4、样品5、样品6和FSMG通过岩心不发生堵塞的最低渗透率为kg=380×10-3、420×10-3、320×10-3、640×10-3、560×10-3、520×10-3和700×10-3μm2。当质量分数为2.0%时,样品1、样品4、样品6和FSMG通过岩心不发生堵塞的最低渗透率为kg=440×10-3、720×10-3、580×10-3和800×10-3μm2。当质量分数为3.0%时,样品1、样品4、样品6和FSMG通过岩心不发生堵塞的最低渗透率为kg=540×10-3、820×10-3、660×10-3和920×10-3μm2。

2.3 岩心孔喉与SMG粒径匹配关系

岩心渗透率极限与SMG质量分数的关系见图3。从图3看出,曲线将坐标图划分为上下两个区域,曲线上部区域为适应区,下部为堵塞区。将曲线进行拟合,可以得到相关方程,利用该方程就可以进行其他质量分数SMG溶液的最低岩心渗透率预测。

图3 渗透率极限与SMG质量分数的关系Fig.3 Relation between ultimate core permeability and mass concentration of SMG solution

大庆油田油藏岩石渗透率与孔隙半径中值统计关系方程为:y=15.532x2+28.296x-18.58,其中,y为岩石渗透率,10-3μm2;x为孔隙半径中值,μm。根据求得的渗透率极限数值,再结合表1,整理后得到SMG颗粒半径与岩心孔隙(道)半径中值关系,见表4和图4(SMG质量分数为1.0%)。

表4 SMG颗粒半径与岩心孔隙(道)半径中值关系Table 4 Relationship between SMG particle radiusand core pore radius

从表4看出,SMG质量分数为1.0%前提下,当孔隙半径中值/颗粒半径大于2.65时,可满足SMG颗粒在油藏运移初步条件。

图4 SMG颗粒半径与孔隙半径中值关系Fig.4 Relationship between SMG particle radius and core pore radius

从图4看出,在1～10 μm内,SMG颗粒半径与岩心孔隙半径中值为非线性关系,拟合曲线下部区域为适应区,上部为堵塞区。

2.4 SMG注入、运移和封堵性能

岩心各个区间压力梯度测试结果见表5。从表5看出,在调驱剂SMG注入结束时,岩心各区间压力梯度顺序:入口-2>点2-3>点3-4=4-出口;在后续水驱结束时,岩心各区间压力梯度顺序为:入口-2>点2-3>点3-4>4-出口。对于区间4-出口,在后续水驱结束时岩心压力梯度大于调驱剂注入结束时的值,表明SMG颗粒在岩心孔隙中具有较好运移和滞留能力。

实验过程中SMG溶液注入压力与注入孔隙体积(VP)倍数关系见图5。

表5 压力梯度测试结果Table 5 Test result of pressure gradient MPa/m

注:样品1质量分数为1.0%,水驱至压力稳定,注0.2VP(VP为孔隙体积)SMG溶液,后续水驱至压力稳定。

图5 注入压力与注入孔隙体积倍数的关系Fig.5 Relationship between injection pressure and injection pore volume multiple

图5表明:在调驱剂注入阶段,测压点1和测压点2注入压力依次升高,测压点3和测压点4注入压力变化不大;在后续水驱阶段,测压点1和测压点2注入压力下降后缓慢上升最后趋于平稳,测压点3和测压点4注入压力则延迟一段时间才上升达到稳定。由此可见,在流动条件下,SMG颗粒在多孔介质中发生运移和膨胀,岩心孔隙中SMG粒径增大,使孔隙半径中值/颗粒半径比值变小,渗流阻力增加。在磨口瓶空间环境下,SMG颗粒可以充分水化,所以其膨胀粒径较大。但在岩心孔隙中尤其是流动条件下,要比磨口瓶的空间环境复杂的多,其膨胀倍数有限。由此可知,在流动条件下,孔隙半径中值/颗粒半径比值降低到一定程度时便会保持稳定。图5中曲线反映了SMG颗粒在岩心孔隙中发生运移、膨胀直至稳定的流动规律,而曲线的压力波动则反映了SMG颗粒在孔喉中暂堵和突破的过程。

2.5 微观实验

SMG颗粒在可视化夹砂模型中静态膨胀实验结果见图6。

从图6看出,岩心孔道中SMG颗粒分布比较均匀,外观呈球形,具有良好吸水膨胀性能。在SMG颗粒与水接触初期,膨胀速度较快,之后膨胀速度减缓,最终趋于平衡。从化学结构[17-18]看,SMG颗粒主链或侧链上含有羧基等强亲水性官能团,这些亲水基团与水亲合作用是其具有吸水膨胀性能的最主要内因。从物理结构[19-20]看,SMG颗粒是一个低交联度三维网络,由化学交联和高分子链间相互缠绕等物理交联构成。因此,SMG不溶于未交联前能溶解它的溶剂中,但溶剂可以渗透进入其网络结构,这是其具有吸水膨胀性能的另一个原因。

在微观模型上水驱后进行SMG调驱实验,驱替过程的动态图像见组图7。从图7看出,SMG溶液调驱后,波及范围明显增加,剩余油分布范围比水驱减小。从SMG粒径数据和实时动态监测录像可知,SMG易于进入储层深部,在微观上通过对孔喉堵塞—突破—再堵塞—再突破的过程,在增加大孔隙喉道的阻力同时,注入水进入小孔隙喉道,直接作用于其中的剩余油,实现高效的波及控制,提高注入水利用效率。宏观上体现为原有的水驱优势高渗条带沿程阻力增加,储层深部水驱方向改变。分散体系中的SMG优先进入高渗层区、大孔喉,产生堵塞作用,同时分散体系中水进入低渗层区、小孔喉,直接作用于其中的剩余油。因此,SMG调驱基本原理为:SMG微凝胶胶团和水分工合作,对高、低渗层(区)或大、小孔隙区别对待,调(堵或暂堵)、驱协调同步。这种机制不同于传统的近井地带调剖,也不同于传统的先调后驱的调驱模式。

图6 多孔介质中的SMG颗粒Fig.6 SMG swelling particles in porous medium

3 结 论

(1)根据岩心渗透率极限与质量分数拟合的曲线方程可以进行其他质量分数SMG溶液的渗透率极限预测。

(2)SMG质量分数为1.0%前提下,当孔隙半径中值/颗粒半径大于2.65时,可满足SMG颗粒在油藏运移初步条件。

(3)SMG颗粒在微观上通过对孔喉进行堵塞—突破—再堵塞—再突破的过程,增加大尺寸孔隙喉道渗流阻力,促使注入水转向进入中小尺寸孔隙喉道,驱替其中剩余油,达到扩大波及体积效果。

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