水基微球复合调驱技术研究及应用

凌 卿，鞠 野，刘丰钢，刘光普，郐婧文，李海峰

（1.中海油服油生事业部增产中心，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）

渤海油田经过多年的高强度注水开发导致油藏普遍发育水窜通道，注入水形成无效水循环，部分油井进入含水快速上升期并已达到高含水阶段，层间、层内和平面矛盾日益突出，亟待开展稳油控水措施[1]。微球调驱作为稳油控水的一项重要技术，在渤海油田应用广泛，应用效果良好[2-3]。但常规的微球体系是油基外相的，与注入水混合后粒径膨胀变大导致其在海上中低渗油田普遍存在着注入性困难的问题；粒径小的微球在保证了注入性的前提下、则会导致封堵水窜通道的强度较弱、调驱效果差[4-5]。为了解决这一难题，本文研究了一种水基微球复合调驱技术[6-7]，水基微球以水基为外相且初始粒径可控，保证了良好的注入性，同时进入地层后会发生自聚集效果、形成与油藏深部孔喉直径匹配的微球团簇，起到良好的深部封堵效果；最后还以乳化驱油剂协同水基微球调驱，进一步提高采收率。文章进行了水基微球复合调驱相关室内评价实验，依据室内实验结果指导矿场试验方案设计，最终取得了矿场成功应用。

1 实验部分

1.1 实验材料

水基微球WS，平均初始粒径0.1～10 μm，有效质量分数30%，由中海油田服务股份有限公司提供；乳化驱油剂EA，有效质量分数30%，由中海油田服务股份有限公司提供。实验用岩心为人造均质岩心及两层非均质岩心，其中均质岩心水测渗透率600 mD，4.5 cm×4.5 cm×30 cm；两层非均质岩心高低渗层水测渗透率分别为2 000 mD 和500 mD，4.5 cm×4.5 cm×30 cm。实验用油为X 油田油水样（65 ℃下黏度为31 mPa·s）；实验用水为X 油田注入水，其离子组成（见表1）。

表1 X 油田地层水离子组成Tab.1 Ion composition of the brine in X oilfield

1.2 实验设备

天平（0.000 1 g），水浴锅，烧杯，Warning 搅拌器，激光粒度仪，光学显微镜，哈克流变仪，恒温箱和高温高压岩心驱替设备等。

2 实验结果与讨论

2.1 水基微球性能评价

2.1.1 粒径测试及分散性评价 使用马尔文3000 激光粒度仪测试水基微球的粒径，实验结果（见图1），在电镜下观测水基微球微观形貌，实验结果（见图2）。

由图1、图2 可知，两种粒度的水基微球均为圆球度很高的球形颗粒，其中WS-1 粒径分布范围0.175～0.796 μm，平均粒径0.502 μm；WS-2 粒径分布范围0.791～8.920 μm，平均粒径5.450 μm。

图1 水基微球粒径分布Fig.1 Particle size distribution of water-based microspheres

图2 水基微球微观形貌Fig.2 Micro morphology of water-based microspheres

2.1.2 分散性及配伍性评价 取WS-1 水基微球原液，用X 油田注入水配制0.5%的微球溶液，观测药剂加入过程中的分散情况，实验结果（见图3）。

由图3 可知，水基微球加入地层水的过程中，药剂分散较快，溶液均匀，未出现絮状物和药剂聚团现象，与油田注入水配伍性良好，微球的分散时间约为20 s。

图3 水基微球分散性及配伍性评价结果图Fig.3 Evaluation results of dispersion and compatibility of water-based microspheres

水基微球在X 油田注入水中分散性及配伍性良好。

2.1.3 溶液稳定性评价 取X 油田注入水，配制0.5%的WS-1 水基微球，待搅拌均匀混合好后，放置一段时间观测溶液有无分层情况，实验结果（见图4）。

图4 水基微球稳定性评价结果图Fig.4 Stability evaluation results of water-based microspheres

由图4 可知，水基微球WS-1 的溶液静置15 d 无任何分层和聚团现象，溶液稳定性良好。

2.1.4 注入性及封堵性评价 将0.5%的水基微球WS-1、WS-2 和普通油基微球NM-2，以0.5 mL/min 注入500 mD 的岩心，评价微球注入性。再将注入性评价的岩心在油藏条件下放置15 d，后续水驱6 PV，评价微球的封堵性，实验结果（见表2、图5）。

由表2、图5 可知，两种粒径的水基微球在中渗岩心中的注入性明显比普通油基微球NM-2 好，注入阻力系数＜2，说明水基微球在中渗储层中的注入性能良好。NM-2 微球在中渗岩心中的残余阻力系数为24.9，封堵能力最强；WS-2 微球的残余阻力系数较普通油基微球NM-2 体系小，残余阻力系数达到15.1，封堵能力强；WS-1 微球的残余阻力系数最小，但仍达到了9.8，封堵能力较强，能满足作业需求。综上，水基微球在中渗岩心中拥有较强封堵性，且注入性明显强于普通油基微球，不仅能解决现场普通油基微球注入困难的问题，还能提供高效的深部封堵水窜通道的作用，有效保证措施效果。

图5 微球注入性和封堵性评价结果Fig.5 Evaluation results of microsphere injectability and plugging

表2 三种微球阻力系数和残余阻力系数结果Tab.2 Results of resistance coefficient and residual resistance coefficient of three microspheres

2.2 乳化驱油剂性能评价

2.2.1 降低油水界面张力性能评价 配制浓度0.3%～0.7%乳化驱油剂，测定其降低界面张力能力，实验结果（见图6）。

图6 乳化驱油剂界面张力测定结果图Fig.6 Measurement results of interfacial tension of emulsified oil displacement agent

由图6 可知，0.3%～0.7%的乳化驱油剂可以适度降低界面张力至0.09～0.4 mN/m，具有较好的降低界面张力效果。

2.2.2 乳化性能评价 取适量的0.5%的乳化驱油剂，缓慢加入X 油田油样中，手动轻微摇晃后，观测乳化现象，实验结果（见图7）。

图7 乳化驱油剂乳化性评价结果图Fig.7 Emulsification evaluation results of emulsified oil displacement agent

由图7 可知，轻微摇晃10 min，乳化驱油剂即可与原油实现良好的乳化效果。因此在油藏条件下，压差驱动油水推进、小扰动、绕流等运动状态下，乳化驱油剂可以轻易地将油藏中难以剥离的原油轻易乳化，剥离岩石表面，提高驱油效果。

2.2.3 乳液稳定性评价 取适量0.5%的乳液驱油剂，缓慢加入X 油田油样中，轻微摇晃成乳液状态后，静置一段时间、观测乳状液的变化，实验结果（见图8）。

图8 乳化驱油剂稳定性评价结果图Fig.8 Stability evaluation results of emulsified oil displacement agent

由图8 可知，乳化驱油剂与油样混合后的乳状液在静置状态下，会逐渐自动实现油水分离，不需要加额外的破乳剂，乳液状态不稳定，当静置30 min 时，基本可以实现油水完全分离，表明乳化驱油剂与原油形成的乳液在静置状态下，具有较弱的稳定性，能实现较好的后续油水分离。

2.2.4 洗油效率评价 配制0.5%的普通超低界面张力驱油剂和0.5%的乳化驱油剂，进行洗油效率评价实验，实验条件（见表3），实验结果（见图9）。

表3 驱油剂驱油实验条件Tab.3 Experimental conditions of oil displacement with oil displacement agent

由图9 可知，相同浓度的乳化驱油剂比普通超低界面张力驱油剂的洗油效率高5.2%。分析原因为与普通超低界面张力驱油剂相比，乳化驱油剂不仅能有效降低油水界面张力，还可以乳化岩石表面吸附的残余油，形成乳液小团块，乳液小团块会对深部孔隙产生一定的封堵、具有一定的微观调节作用，使得后续的水发生深部绕流，流向未波及区域，提高剩余油及残余油的洗油效率，因此综合来看，乳化驱油剂以适度低的界面张力、助调微观剖面、微调深部液流方向，实现更好的洗油效果。

图9 普通驱油剂和乳化驱油剂驱油效果图Fig.9 Oil displacement effect diagram of common displacement agent and emulsified oil displacement agent

2.3 “水基微球+乳化驱油剂”复合体系提采能力评价

采用两层非均质岩心，评价水基微球、乳化驱油剂（EA）、“水基微球+乳化驱油剂”复合体系的提采能力，实验条件（见表4），实验结果（见图10、表5）。

表4 复合体系提采能力评价实验条件Tab.4 Experimental conditions for evaluation of extraction capacity of composite system

表5 不同体系提高采收率结果Tab.5 EOR results of different systems

由图10 可知，单段塞“水基微球+乳化驱油剂”的复合体系采收率增幅为24.20%，提采能力明显强于单一的微球体系（采收率增幅为9.14%）及驱油剂体系（采收率增幅为16.00%），并且多段塞式的“水基微球+乳化驱油剂”复合体系的提采能力（采收率增幅为28.50%）强于单段塞复合体系，复合调驱体系较单一的微球调驱体系提高采收率幅度增加15.06%。

图10 不同体系的驱油效果Fig.10 Oil displacement effect of different systems

分析原因，该复合调驱体系主要是通过发挥孔喉尺度的水基微球和驱油剂的协同作用，先注入的水基微球在岩心深部自聚集形成胶粒团簇，对高渗通道形成有效封堵并可在岩心深部缓慢运移，使得后续注入的驱油剂/后续水在岩心深部发生绕流，驱油剂流向剩余油/残余油富集区域，借助其高效的洗油效率，将残余油/剩余油剥离岩石表面形成油水乳状液，并在岩心深部次级水通道形成一定的剖面助调，进一步扩大微观波及体积。两者协同作用，不仅解决了单一微球体系提高采收率低的问题，而且解决了常规油基微球在中低渗储层中注入性差的问题，从而取得了更好的控水增油效果。多段塞式的复合体系，不仅能有效封堵大通道，同时还能进一步封堵油藏更深部的次级水窜通道，作用距离更远，波及更深更广，动用区域更大，将更难驱替的油藏更深部的剩余油/残余油启动，从而实现更高的采收率。

3 矿场应用

3.1 油藏概况

X 油田位于一大型断裂背斜构造，属于构造/岩性构造油藏，非均质性强，作业井E 的生产段砂体平均孔隙度24.8%，平均渗透率606 mD，渗透率级差16.4。E井组注水量600 m3/d，对应6 口受效油井，井组综合含水86.0%，处于高含水期，平面矛盾大。同时纵向上各层吸水不均，主力吸水层存在着注水无效循环，因此E井组存在着层间、层内和平面矛盾。

3.2 方案设计

结合室内实验评价结果和现场试注情况，设计了4 段塞式：（1）0.5%～1.0%的水基微球WS-2 作为封窜段塞；（2）0.3%～0.5%的乳化驱油剂EA 作为调驱段塞；（3）0.5%～1.0%的水基微球WS-1 作为深部调堵段塞；（4）0.3%～0.5%的乳化驱油剂EA 作为深部调驱段塞，总段塞设计20 500 m3，药剂138 t。

3.3 作业效果

2020 年11 月起对E 井组进行现场施工作业，累计注入26 816 m3，注入过程中，压力从6.3 MPa 升高至8.1 MPa，注入升压幅度较小，注入性良好；充满度从施工前的30%提高至45%，说明药剂对油藏深部产生了有效的封堵，封堵性良好。施工前井组处于含水上升期，日产油有快速下降的趋势。作业后含水开始下降，产油上升，截止一年作业有效期，井组平均含水率下降3%，平均日增油25 m3，井组累计增油11 000 m3，并仍在有效期内（见图11）。增油量优于单一的微球调驱，表明“水基微球+乳化驱油剂”的复合体系在渤海中渗储层具有良好的适用性。

图11 作业井组受效情况Fig.11 Effect of working well group

4 结论

（1）为适应海上中渗、水窜通道发育储层的调驱需求，开展评价了“水基微球+乳化驱油剂”复合调驱技术；室内评价实验结果说明，该复合调驱体系具有良好的注入性，能有效封堵深部高渗通道；岩心驱油实验表明该复合调驱技术相比单一微球调驱采收率增幅提高15.06%。

（2）根据室内实验评价结果，结合X 油田E 井组的油藏概况，优化得到适用该井组“水基微球+乳化驱油剂”多段塞式体系配方参数。矿场试验结果表明，该复合调驱体系的注入性良好，起压幅度小，对于油藏深部的高渗通道具有良好的封堵性，技术有效期1 年以上，控水增油效果明显，增油量优于相似条件下单一微球调驱技术的增油量。该复合调驱技术在渤海中渗油田具有良好的适用性。