海上油田纳微米微球深部调驱技术的研究
2022-08-30蔡依娜彭雪飞靳亚军任培培
蔡依娜,彭雪飞,肖 洒,靳亚军,任培培
(1.中海油田服务股份有限公司,天津 300459;2.天津市海洋石油难动用储量开采企业重点实验室,天津 300459;3.海洋石油高效开发国家重点实验室,天津 300459)
深部调驱技术是指在水驱时,同时注入有一定流动性的化学试剂,当水压增加时,化学试剂随驱替相一起到达油藏深部,在水流进入的高渗层时产生一定的流动阻力,从而改变水流的转向,扩大波及体积[1-2]。体膨胀类颗粒是近些年新兴的一种调驱剂[3]。聚合物微球就是其中具有代表性的一类体膨胀类颗粒,具有良好的耐盐和耐高温性。聚合物微球可以随着水流进入油藏深部,在高深层或者大通道内增加流动阻力,迫使水流转向,提高波及体积[4-5]。
海上疏松砂岩油田非均质性严重并且原油的黏度远远大于水的黏度,注入水的波及体积有限,导致大量残余油无法驱出,采出液含水量上升,油藏却无法得到有效开采[6-10]。针对这种情况,常规的连续相封堵体系已经无法满足海上油田的控水稳油需求。引进非连续相调驱体系聚合物微球,能够在微观上实现液流转向,扩大微观波及体积,弥补连续相封堵体系的不足[11-14]。但是,聚合物微球与油藏储层的匹配性对调剖/调驱效果影响显著[15-16],笔者选取三种常见的聚合物微球,测试三种微球的溶胀性能、注入性能和封堵性能,探究三种微球与不同渗透率孔喉的匹配性。通过调整微球调驱方案,得到注入性优良,封堵强度可调节的纳微米微球复合调驱体系,以实现对非均质油藏的有效调驱,扩大波及体积,提高原油采收率。
1 实验部分
1.1 实验试剂
核壳自胶结微球(中海油服),微米级聚合物微球(中海油服),纳米级聚合微球(中海油服),模拟地层水,离子组成(见表1)。
表1 模拟地层水离子组成
1.2 实验仪器
BT-9300ST 激光粒度仪(丹东百特仪器有限公司)、YKJ-1500 光学显微镜(上海永科光学仪器有限公司)、多功能复合驱替设备(海安县石油科研仪器有限公司)、UN160 恒温箱(德国美墨尔特)、FA2204 电子天平(力辰科技)等。
1.3 实验方法
1.3.1 粒径与溶胀性能测试 将聚合物微球原液滴加至正己烷中溶解并搅拌10 min,使用激光粒度仪对微球原液粒径进行测试。使用模拟水配制质量分数为2‰的微球溶液,放在55 ℃恒温环境下10 d,利用光学显微镜观察三种聚合物微球状态。
1.3.2 注入性测试 使用夯实法填制岩心砂,将预溶胀3 d 后的2‰微球溶液注入填砂管,设置岩心管温度为55 ℃,填砂管直径为2.5 cm,长度为1 m,注水速度为0.5 mL/min。测定注入过程中的压力变化。
1.3.3 封堵性测试 利用模拟水配制不同浓度的聚合物微球溶液,水化10 d 后将其注入不同渗透率的填砂管,测定注入后的阻力系数以评价聚合物微球的封堵能力和孔喉匹配度。填砂管分别间隔20 cm/25 cm/35 cm/20 cm 处安装测压点(见图1),分别编号为1~5 测压点,K12,K23,K34,K45分别表示两相邻测压点之间的渗透率。
图1 填砂管模型测压点分布
1.3.4 双管驱替实验 使用由高渗管和低渗管组成平行填砂管模拟非均质油藏,填制渗透率为200~400 mD的低渗填砂管以及渗透率为7 000~8 000 mD 的高渗填砂管,注入速度为3 mL/min。先使用模拟地层水进行水驱,驱至压力稳定后改注微球溶液,注入一定量后转水驱,记录其注入微球溶液和后续水驱的压力变化、出液量和含水率。
2 结果与讨论
2.1 粒径与溶胀性能
核壳型聚合物的初始粒径在100 nm~1 μm(见图2),纳米微球的初始粒径在50 nm 左右,微米级微球的初始粒径在1 μm 左右。在55 ℃烘烤10 d 之后可以发现,三种微球均出现明显的团聚现象,且团聚大小不同。核壳型微球的团聚颗粒粒径最大,纳米微球的团聚粒径最小。这说明聚合物微球的粘连作用与粒径、微球结构均有关系。核壳型微球由于其核壳结构带有相反电荷,在溶胀过程中,核心部分暴露出来,与其他微球的壳结构相互吸引,从而形成大的自胶结体。此外,图2 的实验结果表明,三种微球均具有良好的耐温耐盐性,在高温高盐环境中,仍具有良好的溶胀性能。
图2 聚合物微球初始粒径图及烘烤后光学显微镜照片(依次为核壳型自胶结微球、纳米微球、微米微球)
2.2 微球的注入性
将核壳型微球在渗透率为8 D 的填砂管中进行注入性实验,结果(见图3a)。在开始注入0.1 PV 的核壳型微球溶液后,压力有所上升,但并不明显。之后继续水驱,注入性良好。在渗透率为1 D 的填砂管中对微米级微球和纳米级微球进行注入性实验,结果(见图3b和图3c),注入过程中压力一直没有明显变化。这是由于微球还未充分溶胀,对黏度也没有明显影响,对填砂管基本没有封堵作用,具有良好的注入性。
图3 注入性实验结果(a.核壳型自胶结微球,b.微米微球,c.纳米微球)
2.3 微球的封堵性能
三种微球的封堵性能(见表2),其中纳米球在渗透率为800 mD、2 000 mD 和4 000 mD 的填砂管中,阻力系数Rf最大分别为33.61、51.91、49.18,可以看出纳米级微球和2 000 mD 的孔喉匹配性最好,封堵能力最强。核壳型自胶结微球在2 000 mD、4 000 mD、9 000 mD 的填砂管中,阻力系数Rf最大分别为55.61、57.82、25.93,可以看出核壳型微球与4 000 mD 的孔喉匹配度最好。微米级微球对2 000 mD 和4 000 mD 的孔喉匹配度良好。实验结果显示,粒径、微球结构和浓度均对聚合物微球的封堵能力影响显著。粒径越大、浓度越高,微球的吸附架桥作用越明显。核壳型微球由于其自胶结作用,更易在砂岩表面吸附粘连,具有更好的封堵性能。
表2 聚合物微球的封堵性能实验结果
2.4 聚合物微球的运移性和累加效应
将0.2%核壳型微球预溶胀1 d 后注入0.2 PV,待压力平稳后,注入0.2 PV 的0.2%微米级微球,待压力基本稳定后,再注入0.2 PV 的0.2%纳米级微球,再后续水驱8 PV,结果(见表3)。核壳型微球由于其自胶结作用,在孔喉中粘连并通过架桥封堵作用,造成了很强的封堵。从表3 中可知,在注入微球的过程中,测压点2~5 的高渗区域并没有被有效封堵。在后续水驱过程中,K23、K34、K45的封堵率逐渐上升。这充分说明在水驱过程中,粘连吸附的聚合物微球会进行二次运移,并在后续的填砂管中再次封堵。第二组实验改变填砂管的渗透率,其他实验条件与第一组相同。K12后连接高渗填砂管,结果(见表4),注入核壳型微球后,K12仍保留有1 D 的渗透率,并未像第一组实验封堵率达到99%以上。但在注入微米级微球和纳米级微球后,K12的封堵率上升到98.20%,这说明聚合物微球可以产生累加效应,从而进一步提高封堵效果。第一段核壳型微球注入后,其自身水化膨胀,相互胶结达到封堵效果,引起了注入压力显著升高。后续微米级微球和纳米级微球段塞发生成绕流现象,进而对第一段塞未波及到的区域发挥效果。在注入的过程中不同尺寸数量级的微球与相应的孔喉尺寸相匹配,不断的扩大调驱范围,从而达到扩大波及体积的效果。
表3 不同注入阶段填砂管各段封堵率变化
表4 不同注入阶段填砂管各段封堵率变化
由于核壳型微球的封堵能力较强,在现场应用中,可能在低渗区域产生“堵死”的现象。为实现聚合物微球“注得进,堵得住”的特点,结合微球的累加效应,设计第三组实验,测试微米级微球和纳米级微球的多段塞封堵效果,结果(见表5)。在第一次注入微米级微球后,封堵率达到26.78%,在有效封堵的基础上保留了大部分渗透率。随着之后微米级微球和纳米级微球的注入,封堵率进一步上升,达到了49.57%。这说明纳微米微球的复合累加效应,既能保持良好的注入性,又能获得良好的封堵性能。
表5 不同注入阶段填砂管各段封堵率变化
2.5 双填砂管驱替实验
该实验选择高浓度短段塞的注入工艺(见图4),水驱压力稳定后,注入0.1 PV 的0.5%的未膨胀核壳型微球,压力基本没有变化,然后注入0.1 PV、0.5%的溶胀3 d的微米级微球,压力发生显著的上升,产液量增加,增油效果明显。压力稳定后,继续注入0.2 PV、0.2%的溶胀3 d 的纳米级微球,压力继续增加,采收率继续提高。高渗管的采收率由67.1%提高到81.2%,低渗管的采收率由19.3%提高到72.5%,增油效果主要由低渗管贡献。说明微球对高渗管产生了有效封堵,产生了液流转向,将低渗管中大量的残余油驱出。
图4 高浓度短段塞实验结果(a.双管驱油效率曲线图,b.注水PV 数与压力变化曲线图)
该驱替实验选择低浓度长段塞的注入方式(见图5),水驱压力稳定后,注入0.1 PV 的0.5%的未膨胀核壳型微球,压力基本没有变化,然后注入0.4 PV、0.2%的溶胀3 d 的微米级微球,压力开始逐渐上升,产液量增加,增油效果明显。压力稳定后,继续注入0.4 PV、0.2%的溶胀3 d 的纳米级微球,压力波动明显,采收率有所提高。与高浓度短段塞相比,增油效果没有那么迅速,但是一直逐渐提高,高渗管的采收率由69.9%提高到90.5%,低渗管的采收率由13.2%提高到65.5%,累积增油效果显著。
图5 低浓度长段塞实验结果(a.双管驱油效率曲线图,b.注水PV 数与压力变化曲线图)
根据上述实验结果,两种方案的增油效果都非常显著,聚合物微球复合驱油方案效果良好。从成本角度考虑,高浓度短段塞效益更高,但是高浓度短段塞的压力上升非常迅速,低浓度长段塞的上升速度比较缓慢,前者的封堵可能出现在近井地带。而后者的受效部位可以在地层深处。因此,在现场施工中,需要密切关注压力变化,适当调整方案,使其调驱效果达到最佳。
3 现场应用
纳微米微球深部调驱技术对海上强水窜油藏具有良好的增油效果,在渤海油田A 井组已经多次实施。井组内受效井平均日增油达到83 m3,含水降低11%,累计增油量超过3 000 t,平均产量增幅超过300%,控水稳油效果显著。
4 结论
海上疏松砂岩油田的非均质性严重,导致低渗储层波及体积非常低。核壳型自胶结微球、微米级微球和纳米级微球具有良好的耐盐耐温性、注入性,通过其多次运移能力和能量累加效应可以起到良好的封堵作用,从而引起液流转向,提高微观上的波及体积,弥补连续相封堵体系的不足。通过对核壳自胶结微球、微米微球和纳米微球的调驱方案设计,聚合物微球复合调驱工艺在渤海油田取得了良好的应用,对海上疏松砂岩油田的规模化调驱具有宝贵的指导意义。