新型超疏水颗粒乳液型控水体系的制备

2022-05-27邹信波李志臻高云峰

精细石油化工 2022年3期

邹信波，李志臻，张译，麻路，高云峰，冯钊

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳 518064；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

随着海上油田开发时间增长，采出液含水率上升、采收率下降，新老油田控水需求迫切。海上油田开发控堵水具有特有难点：海上油井对应关系不明显；作业空间狭小；水平井比例高，完井结构复杂；多存在底水或边水，油井能量和生产压差大，水锥突破后使得产量大幅降低[1]。2006—2016年，渤海油田累计实施堵水作业18口井，措施有效率55.6%，平均含水由98.22%下降至73.50%，有效期209 d；南海东部油田2018年至2019年堵水施工约8井次，2020年上半年机械类控堵水8井次，多依赖机械堵水和连续封隔体(ICD)。

选择性化学堵水目前在南海西部尚未有实施经验，水平井高含水治理、增油的需求迫切。现阶段海上油田化学堵水多运用凝胶堵剂、乳化稠油和超分子选择性堵剂。存在多种问题：堵剂注入性差，注入压力高，施工不能完成设计量的注入；油水选择性较差，对油水两相渗透率均有伤害；过筛有残留，储层伤害大；有效期短，耐高温性能差等。因此，需要研究一种新型控水体系及工艺进行解决[2]。

笔者结合超疏水颗粒的性能特点，制备出了水分散性良好、颗粒间胶结性强，具有良好抗温抗盐耐压性的超疏水颗粒乳液型控水体系。首次将纳米孔洞金属-有机骨架空心球材料应用于油田控水领域，改善高含水油田的开发效果。

1 超疏水颗粒特性及控水机理

1.1 超疏水颗粒特性

超疏水颗粒JX是近年来研究的新材料，是一种纳米孔洞金属-有机骨架空心球材料，具有多种优点[3]：1)超强的亲油疏水性(水相接触角>150°)；2)较小的粒径，平均粒径最小可达到100 μm以下；3)超高的比表面积(可达2 000 m2/g)和极高的孔隙率(可达90%以上)；4)环境友好性。由于该颗粒的特殊性质，将其制备成微球，不但可以突破传统多孔微球的性能极限，同时也拓宽了该材料的应用领域。该颗粒在吸附、药物缓释、能源存储等方面有着极大的应用潜力[4]。

1.2 控水机理分析

超疏水颗粒乳液型控水体系的控水机理主要是通过将乳液体系注入目标储层后，在储层温度及地层水作用下发生破乳，将超疏水颗粒释放并在储层孔喉堆积形成架桥，从而形成控水屏障，利用超疏水颗粒自身良好的亲油疏水性来实现油水选择，如图1所示。

图1 超疏水颗粒控水机理示意

2 控水体系设计与制备

2.1 颗粒可行性分析

2.1.1 润湿性

为验证超疏水颗粒的亲油疏水性，对其控水可行性进行初步考察，通过油水接触角测试判断其亲油疏水性。实验在常温条件下进行，首先向滤膜表面铺满超疏水颗粒；随后分别向未加颗粒和加入颗粒的滤膜表面滴加地层水和模拟油，测试接触角，结果如图2、图3所示。

图2 水相接触角测定

图3 油相接触角测定

由图2和图3可知，超疏水颗粒具有良好的亲油疏水性，滤膜表面添加该材料后可改变其润湿性：添加后油相接触角由53.002°降至8.379°；而水相接触角由47.965°升至139.402°，体现了该材料的亲油疏水性，即油水选择性。

2.1.2 粒径分析

超疏水颗粒粒径主要分为4个等级，如表1所示。针对目标区块储层渗透率，通过经验公式[5]计算出孔喉尺寸为13.15～27.39 μm，由“三球架桥理论”[6]可知，超疏水颗粒材料应选用JX-10系列。为验证该系列粒径，对其进行了粒径分布测试(图4)，该系列颗粒粒径均小于10 μm，主要分布于3～5 μm，满足设计要求。

表1 超疏水颗粒粒径系列

图4 试样JX-10的粒径分布

2.2 控水体系的制备

JX-10颗粒具有超强的疏水性，不能均匀分散于水相，现场难以施工。因此考虑将超疏水颗粒配制成一定质量分数的O/W乳液进行现场应用，制备方法如下：

1)油相制备。准备适量的白油于容器A中，然后加入质量分数为20%的疏水颗粒和油溶性表面活性剂S1分散于白油，并进行超声分散，时间为10 min。

2)水相制备。准备一定量的水于容器B中，加入体积分数为10%乳化剂S2复配，然后将B容器在60 ℃预热10 min，使表面活性剂完全溶解。

3)将乳化剂加入水相，在转速12 000 r/min条件下，将一定温度的油相滴入水相，油水的温度尽量保持一致，乳化10 min，尽量避免空气进入。最后将乳化后的乳液用搅拌机慢慢搅拌脱气0.5～1 h，即制得所需乳液控水体系。

3 控水体系性能评价

3.1 乳液体系微观形貌和粒径分布

乳液体系中，不稳定的液滴会聚集形成大液滴，导致乳液较快分层破乳；乳液液滴越小、分布越均匀，体系愈稳定，存放时间越长。通过荧光显微镜和生物显微镜对乳液体系进行观察，并通过激光粒度分析仪测量乳液的平均粒径与粒径分布，测试结果如图5和图6所示。

图5 乳液体系微观测试成像

图6 乳液的粒径分布

由图5和图6可见，乳液液滴呈规则的球形，且分布均匀，没有团聚、絮凝等现象，乳液液滴粒径分布范围为0.5～75 μm，中间大两头小，趋势呈正态分布。从整体数据来看，该乳液的分散较为均匀且普遍粒径偏小，有利于乳液的长期稳定性，可满足设计中在储层注入性好并且可在孔喉中形成架桥的要求。

3.2 抗温抗盐性

根据施工工艺设计，体系应具备常温下稳定不破乳。在储层温度下与地层水接触后一定时间可发生破乳，释放出颗粒的性质。因此需要根据工艺设计的破乳时间对体系进行抗温抗盐性测试，温度为目标储层温度150 ℃，地层水矿化度为35 g/L。实验使用现场地层水进行，测试结果如表2所示。

表2 抗温抗盐性测试

由表2可知，超疏水颗粒乳液体系在常温下60 d内均一稳定不发生破乳，满足施工中的运输及相关要求。随着温度的升高，体系的稳定性逐渐降低，在150 ℃时，乳液体系在3 h左右实现破乳。在本工艺设计中，根据注入工艺设计得知，需要体系破乳时间大于1.5 h，因此该体系可行。

3.3 岩心驱替试验

使用岩心为与目标储层岩性相似的渗透率为3 000 mD的人造砂岩岩心，尺寸为2.5 cm×6.0 cm。在岩心实验过程中，分别测定了体系的注入性、油水选择性和耐冲刷性[7]。岩心驱替试验按石油行业标准SY/T 5336—2006 岩心常规分析方法进行[8]。

3.3.1 注入性

将体系从岩心一端以1 mL/min正向注入，观察进口端压力变化，记录压差和流量。压力稳定后继续驱替2～3 PV后停止，取出岩心观察岩心注入端面颗粒残留。以此结合注入稳定压力评价体系注入性，结果如图7所示。

图7 体系注入情况

由图7可知，随着体系的注入，注入端压力逐渐升高，当注入体积为3 PV左右时，注入压力开始稳定，达到0.08 MPa左右。并且随着注入量的增加注入压力不再上升，保持在0.08 MPa左右，可以看出体系在该岩心中的注入性良好。

3.3.2 油水选择性

取处理后岩心，将模拟地层水1 mL/min正向注入岩心，压力稳定后停止，计算水相原始渗透率。将体系1 mL/min反向注入岩心，压差稳定后继续驱替2～3 PV，取出岩心放入模拟地层水中在目标储层温度下老化48 h。取出老化后岩心，正向注入模拟地层水，压力稳定后停止驱替，计算伤害后水相渗透率。水相渗透率测定完毕后改变流体为模拟油重复以上步骤，测试油相原始渗透率和伤害后油相渗透率，通过注入体系前后水相和油相渗透率的变化，以及岩心基质渗透率损害率的计算评价体系的油水选择性[9]。实验结果如图8和表3所示。

由图8可知，封堵后水相压力在反向驱替1 PV后稳定，为0.082 MPa，远高于原始水相压力0.009 MPa；而油相封堵后稳定压力为0.009 MPa，与原始油相压力0.008 MPa相差不大。由表3可知，封堵后水相渗透率明显高于封堵前水相原始渗透率，下降了89.02%，而油相渗透率基本不变，只下降了11.11%。可见，该控水体系的选择性良好。

图8 体系选择性评价情况

表3 体系选择性记录表

3.3.3 耐冲刷性

取处理后岩心，使用模拟地层水进行岩心饱和、体系注入及岩心老化，方法与3.3.2相同；取出老化后岩心，反向注入模拟地层水，使用较高流速8 mL/min驱替20 PV后停止，观察进口压力变化并绘制曲线，评价其耐冲刷性，结果见图9。

图9 体系耐冲刷性评价情况

由图9可知，封堵后的岩心进行水相反向驱替后，随着驱替液的增加，进口压力不断升高。当驱替液注入2 PV后，进口压力基本稳定于0.4～0.5 MPa,且当驱替量达到14 PV时，压力仍然保持在0.5 MPa以上，可见该体系耐冲刷性较好。

3.4 微观驱替分析

配制乳液质量分数为0.1%的体系，搅拌0.5 h备用。取两块刻蚀玻璃模型抽真空，分别饱和模拟地层水和模拟油，静止12 h，以流速0.01 mL/min注入控水体系，注入后将玻璃薄片放入恒温箱90 ℃下老化12 h[10]。老化后分别进行水驱和油驱，摄影成像对比结果见图10和图11。

图10 油相和水相在薄片中运移情况

图11 油相和水相在薄片中驱替压力变化

在流动过程中，油相薄片可以观察到油流与孔隙中的剩余油聚并形成油柱向前推进，在油柱进入主流线后向采出端汇聚。同时观察注入压力在开端缓慢上升后逐渐趋于稳定，说明控水体系对油相封堵较弱。水相驱替薄片实验中可以看出，在持续注入过程中，水相液滴运移较慢，部分液滴被拉断、分割；少部分液滴推动控水体系聚集于大孔隙处封堵渗流通道，并伴随进口端压力快速上升。由此直观地可以看出，该体系在孔喉中对于水相的封堵性较好，油相基本无封堵性。