华庆油田纳米聚合物微球调驱性能评价及应用

2022-02-28何吉波严阿永乔江宏

石油化工应用 2022年12期

何吉波，王策，严阿永，乔江宏，李跃，薛伟

（中国石油长庆油田分公司第十采油厂，甘肃庆城 745100）

纳米聚合物微球采用微乳液/反相微乳液聚合而成[1]，是一种具有规则形状的球形颗粒，可在一定压差下发生弹性变形，在地层中实现逐级深部调驱，扩大水驱波及体积，改善水驱开发效果，提高采收率[2-3]。它具有以下特点：（1）形状为有形球体，粒径可根据需求达到纳米级，与储层孔隙喉道直径匹配，可吸水膨胀，具有较好的机械封堵作用[4-5]；（2）可在较高温度下预先合成，耐温、耐矿化度强，稳定性好[6-7]；（3）封堵强度高，阻力系数和残余阻力系数大，能够实现调剖驱油双重作用[8-9]；（4）粒径小、初始黏度低，以水为携带介质，可直接通过注水管网集中注入。近几年，该技术在长庆低渗油藏进行了规模试验，取得了较好效果[7，10-12]。为进一步研究纳米聚合物微球在超低渗油藏的应用潜力，本文通过室内测试评价了纳米聚合物微球的性能，利用岩心驱替实验模拟了纳米聚合物微球在平面、层内、层间不同非均质性储层中的调驱效果，并在华庆油田B239 区块低渗油藏开展了现场试验，取得了较好的控水增油、改善水驱的效果，为同类油藏高效开发提供了技术支撑。

1 纳米聚合物微球粒径测试

1.1 实验仪器及材料

WQ50、WQ100 和WQ300 三种纳米聚合物微球（西安长庆化工集团生产），激光粒度分析仪（Bettersize2000，用于测试纳米聚合物微球粒径分布），扫描电镜（SEM，JEOL JSM-7600F，主要用于测试纳米聚合物微球的微观形貌），恒温烘箱。

1.2 测试方法

第一步：用油田注入水（矿化度94 139 mg/L，水型Na2SO4）配制500 mL 质量浓度为0.5%的WQ50（粒径50 nm）、WQ100（粒径100 nm）和WQ300（粒径300 nm）微球溶液；

第二步：将每种纳米聚合物微球样品溶液分别装入4 个样品瓶中，密封放入60 ℃的烘箱中；

第三步：第一天测量1#样品瓶中的纳米聚合物微球粒径分布和观察纳米聚合物微球微观形貌，然后继续加热；

第四步：第三天测量1#样品瓶和2#样品瓶纳米聚合物微球粒径分布和观察纳米聚合物微球微观形貌，然后继续加热；

第五步：第五天测量1#样品瓶和3#样品瓶纳米聚合物微球粒径分布和观察纳米聚合物微球微观形貌，然后继续加热；

第六步：第七天测量1#样品瓶和4#样品瓶纳米聚合物微球粒径分布并观察其微观形貌。

1.3 测试结果

激光粒度分析仪测试结果（表1）显示三种纳米聚合物微球样品在第五天达到最大膨胀能力，膨胀倍数在5～7.5 倍，表明由西安长庆化工集团生产的纳米聚合物微球有良好的膨胀能力。

表1 不同纳米聚合物微球样品粒径测试结果

使用扫描电镜观测的WQ50 纳米聚合物微球样品结果见图1，由图可知WQ50 纳米聚合物微球有轻微团聚现象，但团聚不是很严重，单个纳米聚合物微球颗粒形状比较规则，其粒径随着膨胀时间延长逐步增大。高温老化7 d 后，粒径变为最大，但纳米聚合物微球的形状仍然比较规则。

图1 WQ50 纳米聚合物微球颗粒微观形貌

2 岩心封堵实验

2.1 均质岩心封堵实验

人造岩心规格为50 cm×2.5 cm，渗透率47.6 mD，原油饱和度63.6%，水驱至含水率为95%时开始注入0.5 PV 的纳米聚合物微球溶液（用油田注入水配制），注入质量浓度0.2%，注入速度0.1 mL/min。实验测试最终采收率结果见表2。由表2 可知，50 nm 的纳米聚合物微球最终采收率最高，主要原因是小粒径的纳米聚合物微球在油藏条件下团聚能力更强，封堵作用更好。

表2 均质岩心水驱采收率测试结果

2.2 平面非均质岩心封堵实验

利用填砂管制作三段不同渗透率段的岩心，设置5 个不同的压力监测点，具体形式见图2。

图2 平面非均质岩心和测压点

首先饱和原油，再以0.1 mL/min 的注入速度注入水，待含水率达到95%时，注入质量浓度0.2%的纳米聚合物微球溶液（WQ50），注完纳米聚合物微球溶液后再注水，记录整个注入过程中的压力变化，计算4 段不同注入压差，结果见图3。由图3 可知，水驱阶段：ΔP1＜ΔP2＜ΔP3＜ΔP4，注入纳米聚合物微球后前三段ΔP1、ΔP2、ΔP3顺序出现压差峰值，而最后一段ΔP4压差变小。主要原因是纳米聚合物微球首先在第一段封堵大孔道，在封堵的过程中，第一段渗透率降低，导致压差变大，随着注入压力的不断增大，在第一段封堵的部分纳米聚合物微球继续向前运移，并在中间段形成封堵。当压力增大到一定程度后，其继续运移。但是在最后一段的封堵作用不如中间段，原因是纳米聚合物微球在运移过程中浓度逐渐降低，封堵能力有所减弱。

图3 平面非均质岩心的压差

2.3 层内非均质岩心封堵实验

利用填砂管制作三维层内非均质岩心模型，岩心规格为长60 cm，宽4.5 cm，高4.5 cm，具有低、高、中三个小层，其中低渗透层厚0.9 cm，渗透率50 mD，高渗透层厚2.1 cm，渗透率150 mD，中渗透层厚1.5 cm，渗透率100 mD。制作两个三维层内非均质岩心模型，先饱和原油，再0.1 mL/min 的注入速度注入水，待含水率达到95%时，分别注入质量浓度0.2%的WQ50 纳米聚合物微球溶液和质量浓度0.2%的WQ300+WQ50（1∶2）纳米聚合物微球溶液，注入总量为0.5 PV，注完后再注水，方案设计见表3，记录实验过程中采收率和含水率的变化情况，结果见图4、图5。

表3 层内非均质岩心驱替方案设计

由图4、图5 可知，单注WQ50 纳米聚合物微球后含水率下降漏斗小，但见效时间长，采收率提高幅度大，最终采收率由55.5%提高至77.2%，采收率提升21.7%，WQ300+WQ50 组合体系含水率下降漏斗大，见效早，但提高采收率幅度低，采收率由54.9%提高至72.1%，采收率仅提升17.2%。主要原因是大粒径纳米聚合物微球容易堵塞低渗储层中的小孔道，造成储层污染。

图4 层内非均质岩心驱替实验结果（WQ50）

图5 层内非均质岩心驱替实验结果（WQ300+WQ50）

2.4 层间非均质岩心封堵实验

将两根填砂管并联制作层间非均质岩心模型，岩心规格为60 cm×2.5 cm，总共设计大、中、小三个不同渗透率级差实验，方案设计见表4。

表4 层间非均质岩心驱替方案设计

岩心模型建立后，以0.1 mL/min 的注入速度注入水，待含水率达到95%时，注入质量浓度0.2%的WQ50 纳米聚合物微球溶液，注入总量为0.5 PV，注完纳米聚合物微球溶液后再注水，实验结果见表5。由表5 可知，注入纳米聚合物微球后高渗管和低渗管采收率均有提高，说明注入纳米聚合物微球后水驱波及体积增大，低渗岩心的采收率提高幅度明显高于高渗岩心，采收率提高的贡献主要来自低渗岩心。随着渗透率级差增大，总水驱采收率逐步减小，高渗岩心水驱采收率均大于低渗岩心，与现场实际生产情况符合。

表5 层间非均质岩心驱替实验结果

同时，随着渗透率级差的增大，纳米聚合物微球调驱后总采收率逐渐降低，纳米聚合物微球的调驱能力减弱。主要原因是纳米聚合物微球主要封堵高渗透带，提高水驱波及体积，进而动用低渗透储量，渗透率级差越大，纳米聚合物微球调驱效果越差，因此对于层间差异较大的油藏，应先控制层间矛盾，再实施纳米聚合物微球调驱，才能取得较好的效果。

3 现场应用

3.1 区块概况

2017 年11 月在华庆油田B239 区块长6 油藏开展纳米聚合物微球调驱现场试验。试验区属于三角洲前缘滑塌成因的湖底细碎屑浊积扇沉积体系，主要沉积微相是浊积水道，岩性主要为粉细～细粒长石砂岩，孔喉以小孔－细喉为主，油层中深2 112 m，砂体有效厚度33.5 m，油层平均厚度16.5 m，岩心平均孔隙度12.4%，平均渗透率0.41 mD，储层局部微裂缝发育。注水开发过程中注入水沿裂缝方向单向突进，造成油井含水率迅速上升，甚至水淹，水驱开发矛盾突出，油藏整体以孔隙-裂缝性和裂缝性见水为主，呈现典型的超低渗透油藏开发特征。

3.2 应用效果分析

2017 年11 月开始注入纳米聚合物微球，在注水站干线集中加药，利用注水管网注入137 口井，注入质量浓度为0.1%，纳米聚合物微球粒径为50 nm，分散液黏度为1.0～1.6 mPa·s，由西安长庆化工集团生产，同时为改善层间非均质性，2018-2020 年在纳米聚合物微球调驱实施区域开展交联聚合物冻胶+体膨颗粒、PEG-1 柔性凝胶调剖14 井次。

试验区共有油井93 口，其中水平井40 口，定向井53 口，纳米聚合物微球累计注入7.69×104m3后，油井端开始见效。剔除试验区内措施井29 口，剩余64 口油井在实施29 个月后，共有52 口油井见效，见效率81.3%，阶段累计增油2.32×104t，累计降水3.66×104m3，年自然递减率下降了10.2%，含水率上升率降低了4.2%。

统计试验区的测压结果，对比裂缝主向和侧向区域的地层压力，压力变化随时间的变化见图6。由图6可知，2017 年实施纳米聚合物微球调驱后，主向井与侧向井的压差逐步降低，说明B239 区块实施纳米聚合物微球调驱后，裂缝得到有效封堵，非均质性得到有效改善，水驱逐渐趋于均衡。