高温高盐碳酸盐岩油藏深部调驱波及控制技术——以中东阿曼B4 油藏为例

刘 阳 叶银珠，2 吴行才 许寒冰 李世超

（1. 中国石油勘探开发研究院， 北京 100083； 2. 中国石油天然气集团有限公司纳米化学重点实验室， 北京 100083）

0 引 言

中东拥有丰富的碳酸盐岩油气储量， 据AAPG（美国石油地质家协会） 资料， 其原油产量约占全球产量60%［1-5］。 然而， 由于中东碳酸盐岩油藏天然能量普遍较弱且强非均质， 使得油藏早期见水提前， 水驱波及体积小， 无效水驱严重， 油井含水率上升快， 油藏整体采出程度不高。 近些年， 围绕相关问题， 国内外研究者进行了大量研究工作［6-13］，但大多只是从油水井注采模式、 采油速度、 油藏描述等角度加以分析， 尽管一定程度上减缓了油井见水时间， 但未能从油藏的整体和水驱不均的实质进行问题的解决， 而且油井一旦再次见水， 其含水上升速度将远大于治理前。 此外， 尽管聚合物类驱提高采收率技术在水驱油藏中获得了显著成功， 但因耐温耐盐性能有限， 在矿场的适用性受到限制， 并且在使用过程中还存在伤害储层的问题［14-23］。

为能更好改善以上问题， 吴行才等［24］提出了一项新型提高采收率技术——波及控制技术（Swept Control Technology， SCT）， 其驱油机理不同于传统的聚合物类提高采收率技术［25］， 该技术以一种新型颗粒型耐温耐盐聚合物（Soft Microgel，SMG）［26］为基础， 辅以传统聚合物， 二者合理使用， 实现储层深部调驱， 改变水驱液流方向， 扩大水驱波及体积， 改善油藏水驱效果， 进而提高储层动用程度。 2007 年至今， SCT 技术经过多年的发展和完善， 目前已在中东、 华北、 长庆、 辽河、 青海、 大港以及渤海等多个油藏条件各异的油田进行应用， 取得了较理想的技术经济效果［22-33］。

中东阿曼B4 油藏为位于阿曼北部的高温高盐碳酸盐岩低渗油藏， 油藏温度87 ℃， 矿化度50 g／L，其中钙镁质量浓度高达4 g／L， 为典型的CaCl2水型， 平均渗透率仅有（2 ～5） ×10-3μm2。本文以中东阿曼B4 油藏为研究对象， 开展高温高盐碳酸盐岩油藏水驱阶段的SCT 研究与矿场试验，进一步认识与完善该技术。

1 SMG 理化性能评价

1.1 形貌及颗粒大小

向纳米级SMG 原液中加入酒精， 充分搅拌溶解超声分散后， 反复抽滤—溶解—抽滤……， 制得纳米级SMG 干粉（图1 （a） ）。 采用透射电子显微镜观察， 未溶胀的纳米级SMG 呈较为规则的球形， 部分颗粒团聚粘结在一起， 颗粒大小分布不均匀， 初始粒径为30～80 nm （图1 （b） ）。

图1 纳米级SMG形貌及颗粒大小Fig .1 Morphology and particle size of nanoscale SMG

1.2 膨胀性能

配制矿化度为200 g／L 的模拟地层水， 其中氯离子、 钙离子、 镁离子质量浓度分别为118.538、52.060 、 2.127 g／L。 将纳米级SMG 原液加入矿化度为200 g／L 的模拟地层水中， 配制成质量浓度为3 g／L 的SMG 水分散液， 然后放入恒温超声箱， 进行充分溶解分散， 15 d 后用MASTER SIZER 2 000激光粒度仪进行粒度分布测定和膨胀性能分析。 纳米级SMG 水化膨胀15 d 后， 粒径为23.9 ～458 nm，粒径中值为94.1 nm （图2）。 此外， 与刚配制的水溶液相比， 水化膨胀15 d 后的纳米级SMG 水溶液仍呈现淡乳白色， 整体分散性较好，未出现分层和沉降（图3）。 分析测试表明， 纳米级SMG 在高矿化度下具有较好的水化膨胀性能和分散性， 其膨胀倍数可达3～6。

图2 水化膨胀15 d后的纳米级SMG粒度分布Fig.2 Particle size distribution of the nanoscale SMG after15 days of hydration swelling

图3 纳米级SMG水溶液分散性Fig.3 Dispersion of the nanoscale SMG aqueous solution solution

1.3 封堵性能

以0.3 mL／min 的驱替速度将矿化度为200 g／L的模拟地层水注入经预处理的人造碳酸盐岩岩心，水驱至压力稳定在0.103 MPa； 然后将质量浓度为3 g／L 的SMG 水溶液以同等驱替速度注入到人造碳酸盐岩岩心中， 注入量为3 倍孔隙体积； 后续水驱至压力趋于稳定。 人造碳酸盐岩岩心长度为7 cm，直径为3.8 cm， 气测渗透率为4×10-3μm2，水测渗透率为3.05×10-3μm2。

纳米级SMG 对与阿曼B4 油藏同渗透级别的低渗人造碳酸盐岩岩心具有较好的封堵性能。 随着SMG 水溶液的注入， 注入压力逐渐上升， 注入量达到预设值（3 PV） 时， 注入压力为0.283 MPa，阻力系数为2.75； 后续水驱阶段， 压力先是略微上升， 后经小幅突降并逐渐趋于动态稳定， 压力稳定在0.388 MPa， 残余系数为3.77 （图4）。

图4 纳米级SMG水驱压力曲线Fig.4 Waterflooding pressure curveof nanoscale SMG

由SMG 注入孔隙体积倍数与注入压力的关系曲线观察到（图4）， 后续水驱开始阶段的注入压力并未如传统聚合物测定时的突降， 而是有一个短暂的上升阶段， 这是由于经SMG 封堵后的低渗岩心启动压力增大以及SMG 颗粒在压力内部运移造成的。 同时随着后续水驱的持续， SMG 颗粒不断在岩心内部暂堵—突破—暂堵—突破……使得压力呈现动态波动， 并且维持在较理想的状态。 实验结果表明， 针对此类碳酸盐岩岩心， 纳米级SMG 具有较好的注入性能和深部调堵性能。

1.4 耐温、 耐盐性能

用矿化度为200 g／L 模拟地层水配制质量浓度为100 g／L 的高浓度纳米级SMG 水分散液， 放入恒温超声箱充分超声后装入老化罐； 将老化罐放入设定温度为130 ℃的恒温烘箱中， 经过6 个月的高温高盐老化后取出； 将纳米级SMG 老化液稀释成质量浓度为3 g／L 的水分散液， 同时将高浓度SMG老化液经处理制得老化SMG 干粉， 并进行显微镜下观察。

老化SMG 干粉形成体积较大的不规则聚并体，无法直接进行单颗粒的粒径测量（图5 （a） ）；高温高盐老化后的SMG 在水溶液中仍呈较为规则的球形， 粒径分布不均且粒径略有减小 （图5（b） ）， 但未发生水化水解， 说明长时间高温高盐环境， 对纳米级SMG 的膨胀性具有一定影响， 进而影响矿场试验中纳米级SMG 对高渗条带／大孔隙的封堵效果。

图5 老化后的纳米级SMG显微照片Fig.5 Microscope photographs of the aged nanoscale SMG

2 油藏地质概况

中东阿曼B4 油藏位于阿曼北部， 为高温高盐碳酸盐岩低渗油藏（温度87 ℃， 矿化度50 g／L），平均储层厚度18 m， 平均孔隙度25%～30%， 平均渗透率（2 ～5） ×10-3μm2， 油藏条件的原油黏度为0.8 mPa·s 油藏一次开采方式为天然能量的衰竭式开采， 2005 年后为水平井水驱开采。 试验区包括2 口注水井 （W-56， W-87） 和3 口采油井（O-66、 O-91 和O-89）， 注采井井间距为100 m（图6、 图7）。

图6 SCT技术试验区区域构造Fig.6 Regional structure of SCT test area

该油藏存在严重的非均质性， 注水后水沿高渗条带／大孔道快速突进， 水驱严重不均， 水驱开发效率低， 水驱开发仅10 a， 主力油藏平均含水率达到75%， 试验区平均含水率高达87%， 而采收率仅有40%。 由于高温高盐的油藏条件、 渗透率极低以及当地较高的环保要求， 传统聚合物或聚合物凝胶驱技术无法适用。 而SCT 技术针对于低渗／特低渗油藏所使用的驱替相纳米级SMG 水溶液黏度接近于水， 且具有较好的注入性、 耐温耐盐性以及环保性， 因此有望用于改善该试验区的现有水驱问题（表1）。

表1 SCT 技术对B4 油藏的适用性Table 1 Applicability of SCT to Reservoir B4

3 矿场试验

3.1 SMG 注入流程与装置

SMG 注入流程和装置非常简单， 由SMG 储罐、 SMG 注入设备以及计量泵三部分组成， 可直接用产出水配制SMG 水溶液， 而且可将SMG 水溶液注入管线直接接入注水主管线中。 因此， 施工时一般都不需要对原有注水主管线进行调整， 直接将SMG 撬装装置出液管线连接到对应的单井的注水干线中即可。 此外， 该套撬装装置， 既可以在当地制造， 也可以经由中国国内制造好后直接运到试验现场。

3.2 矿场试验及实时跟踪调整

通过技术经济指标等各方面综合考虑（图8），确定先导试验区采用2 注3 采的技术方案（图9）。2018 年1 月开始注入SMG 水溶液， 为实现对水驱高渗条带或大孔隙的封堵，先期注入的SMG为微米级， 注入微米级SMG 后， 注入压力快速升至5.5 MPa， 为将压力控制在限定范围， 随后转注纳米级SMG 水溶液。 化学驱实施过程中根据注入压力和注采平衡状况， 先后进行多次注入参数（注入浓度、 注入速度等） 调整， 截至2018 年12 月底累计注入SMG 水溶液0.05 PV。 如图10 所示为2口注入井的SMG 水溶液注入压力曲线。

图8 试验区含油饱和度地质模型Fig.8 Geological model of the oil saturation in the test area

图9 SMG驱注采井位示意Fig.9 Schematic diagram of SMG flooded well location

图10 SMG水溶液注入压力曲线Fig.10 Injection pressure curve of SMG aqueous solution

3.3 矿场试验初步效果

SCT 技术先导试验从正式注入SMG 水溶液开始， 根据生产动态， 利用跟踪调整技术对注入方案进行了多次调整， 试验区块原有水驱高渗条带／大孔隙得到了有效封堵， 采油井含水率显著降低， 且取得了明显增油效果， 采收率大幅提高。 具体来讲， 截至2018 年10 月底实现日产油量提高63.9%， 累计增油量4 210 t； 中心井增油降水效果尤为显著， 日产油量提高83%， 含水率下降12 百分点， 累计增油量2 447 t， 其生产曲线见图11。

图11 试验区中心井生产曲线Fig.11 Production curve of the central well in the test area

目前， 先导试验增油降水效果仍在持续显现，并且油田现场确认SCT 技术已在目标试验区块取得初步明显增油降水效果， 确认该技术能在阿曼高温高盐碳酸盐岩储层发挥有效提高采收率作用。

4 结 论

（1） 纳米级SMG 分散体系在比阿曼B4 储层条件更加苛刻的测试条件下， 具有较好的耐温耐盐性。 经长期高温高盐老化后， 其粒径略有缩小， 但未发生水解水化， 仍具有波及控制所需要的基本理化性能。

（2） SCT 技术在中东阿曼B4 区块的矿场初步试验取得了较好的技术经济效果， 持续10 月的SMG 水分散液的注入， 增油效果显著， 日产油量提高63.9%， 累计增油量4 210 t。 其中， 中心井增油降水效果尤为显著， 日产油量提高83%， 含水率下降12 百分点， 累计增油量2 447 t。 后期需将在SCT 施工的基础上继续通过紧密跟踪、 及时调整进行矿场施工， 力争最大限度延长SCT 的技术试验井组的增油降水效果。