水基微球復合調驅技術研究及應用

凌 卿，鞠 野，劉豐鋼，劉光普，鄶婧文，李海峰

（1.中海油服油生事業部增產中心，天津 300459；2.天津市海洋石油難動用儲量開采企業重點實驗室，天津 300459）

渤海油田經過多年的高強度注水開發導致油藏普遍發育水竄通道，注入水形成無效水循環，部分油井進入含水快速上升期并已達到高含水階段，層間、層內和平面矛盾日益突出，亟待開展穩油控水措施[1]。微球調驅作為穩油控水的一項重要技術，在渤海油田應用廣泛，應用效果良好[2-3]。但常規的微球體系是油基外相的，與注入水混合后粒徑膨脹變大導致其在海上中低滲油田普遍存在著注入性困難的問題；粒徑小的微球在保證了注入性的前提下、則會導致封堵水竄通道的強度較弱、調驅效果差[4-5]。為了解決這一難題，本文研究了一種水基微球復合調驅技術[6-7]，水基微球以水基為外相且初始粒徑可控，保證了良好的注入性，同時進入地層后會發生自聚集效果、形成與油藏深部孔喉直徑匹配的微球團簇，起到良好的深部封堵效果；最后還以乳化驅油劑協同水基微球調驅，進一步提高采收率。文章進行了水基微球復合調驅相關室內評價實驗，依據室內實驗結果指導礦場試驗方案設計，最終取得了礦場成功應用。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

水基微球WS，平均初始粒徑0.1～10 μm，有效質量分數30%，由中海油田服務股份有限公司提供；乳化驅油劑EA，有效質量分數30%，由中海油田服務股份有限公司提供。實驗用巖心為人造均質巖心及兩層非均質巖心，其中均質巖心水測滲透率600 mD，4.5 cm×4.5 cm×30 cm；兩層非均質巖心高低滲層水測滲透率分別為2 000 mD 和500 mD，4.5 cm×4.5 cm×30 cm。實驗用油為X 油田油水樣（65 ℃下黏度為31 mPa·s）；實驗用水為X 油田注入水，其離子組成（見表1）。

表1 X 油田地層水離子組成Tab.1 Ion composition of the brine in X oilfield

1.2 實驗設備

天平（0.000 1 g），水浴鍋，燒杯，Warning 攪拌器，激光粒度儀，光學顯微鏡，哈克流變儀，恒溫箱和高溫高壓巖心驅替設備等。

2 實驗結果與討論

2.1 水基微球性能評價

2.1.1 粒徑測試及分散性評價 使用馬爾文3000 激光粒度儀測試水基微球的粒徑，實驗結果（見圖1），在電鏡下觀測水基微球微觀形貌，實驗結果（見圖2）。

由圖1、圖2 可知，兩種粒度的水基微球均為圓球度很高的球形顆粒，其中WS-1 粒徑分布范圍0.175～0.796 μm，平均粒徑0.502 μm；WS-2 粒徑分布范圍0.791～8.920 μm，平均粒徑5.450 μm。

圖1 水基微球粒徑分布Fig.1 Particle size distribution of water-based microspheres

圖2 水基微球微觀形貌Fig.2 Micro morphology of water-based microspheres

2.1.2 分散性及配伍性評價 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，觀測藥劑加入過程中的分散情況，實驗結果（見圖3）。

由圖3 可知，水基微球加入地層水的過程中，藥劑分散較快，溶液均勻，未出現絮狀物和藥劑聚團現象，與油田注入水配伍性良好，微球的分散時間約為20 s。

圖3 水基微球分散性及配伍性評價結果圖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 溶液穩定性評價 取X 油田注入水，配制0.5%的WS-1 水基微球，待攪拌均勻混合好后，放置一段時間觀測溶液有無分層情況，實驗結果（見圖4）。

圖4 水基微球穩定性評價結果圖Fig.4 Stability evaluation results of water-based microspheres

由圖4 可知，水基微球WS-1 的溶液靜置15 d 無任何分層和聚團現象，溶液穩定性良好。

2.1.4 注入性及封堵性評價 將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 的巖心，評價微球注入性。再將注入性評價的巖心在油藏條件下放置15 d，后續水驅6 PV，評價微球的封堵性，實驗結果（見表2、圖5）。

由表2、圖5 可知，兩種粒徑的水基微球在中滲巖心中的注入性明顯比普通油基微球NM-2 好，注入阻力系數＜2，說明水基微球在中滲儲層中的注入性能良好。NM-2 微球在中滲巖心中的殘余阻力系數為24.9，封堵能力最強；WS-2 微球的殘余阻力系數較普通油基微球NM-2 體系小，殘余阻力系數達到15.1，封堵能力強；WS-1 微球的殘余阻力系數最小，但仍達到了9.8，封堵能力較強，能滿足作業需求。綜上，水基微球在中滲巖心中擁有較強封堵性，且注入性明顯強于普通油基微球，不僅能解決現場普通油基微球注入困難的問題，還能提供高效的深部封堵水竄通道的作用，有效保證措施效果。

圖5 微球注入性和封堵性評價結果Fig.5 Evaluation results of microsphere injectability and plugging

表2 三種微球阻力系數和殘余阻力系數結果Tab.2 Results of resistance coefficient and residual resistance coefficient of three microspheres

2.2 乳化驅油劑性能評價

2.2.1 降低油水界面張力性能評價 配制濃度0.3%～0.7%乳化驅油劑，測定其降低界面張力能力，實驗結果（見圖6）。

圖6 乳化驅油劑界面張力測定結果圖Fig.6 Measurement results of interfacial tension of emulsified oil displacement agent

由圖6 可知，0.3%～0.7%的乳化驅油劑可以適度降低界面張力至0.09～0.4 mN/m，具有較好的降低界面張力效果。

2.2.2 乳化性能評價 取適量的0.5%的乳化驅油劑，緩慢加入X 油田油樣中，手動輕微搖晃后，觀測乳化現象，實驗結果（見圖7）。

圖7 乳化驅油劑乳化性評價結果圖Fig.7 Emulsification evaluation results of emulsified oil displacement agent

由圖7 可知，輕微搖晃10 min，乳化驅油劑即可與原油實現良好的乳化效果。因此在油藏條件下，壓差驅動油水推進、小擾動、繞流等運動狀態下，乳化驅油劑可以輕易地將油藏中難以剝離的原油輕易乳化，剝離巖石表面，提高驅油效果。

2.2.3 乳液穩定性評價 取適量0.5%的乳液驅油劑，緩慢加入X 油田油樣中，輕微搖晃成乳液狀態后，靜置一段時間、觀測乳狀液的變化，實驗結果（見圖8）。

圖8 乳化驅油劑穩定性評價結果圖Fig.8 Stability evaluation results of emulsified oil displacement agent

由圖8 可知，乳化驅油劑與油樣混合后的乳狀液在靜置狀態下，會逐漸自動實現油水分離，不需要加額外的破乳劑，乳液狀態不穩定，當靜置30 min 時，基本可以實現油水完全分離，表明乳化驅油劑與原油形成的乳液在靜置狀態下，具有較弱的穩定性，能實現較好的后續油水分離。

2.2.4 洗油效率評價 配制0.5%的普通超低界面張力驅油劑和0.5%的乳化驅油劑，進行洗油效率評價實驗，實驗條件（見表3），實驗結果（見圖9）。

表3 驅油劑驅油實驗條件Tab.3 Experimental conditions of oil displacement with oil displacement agent

由圖9 可知，相同濃度的乳化驅油劑比普通超低界面張力驅油劑的洗油效率高5.2%。分析原因為與普通超低界面張力驅油劑相比，乳化驅油劑不僅能有效降低油水界面張力，還可以乳化巖石表面吸附的殘余油，形成乳液小團塊，乳液小團塊會對深部孔隙產生一定的封堵、具有一定的微觀調節作用，使得后續的水發生深部繞流，流向未波及區域，提高剩余油及殘余油的洗油效率，因此綜合來看，乳化驅油劑以適度低的界面張力、助調微觀剖面、微調深部液流方向，實現更好的洗油效果。

圖9 普通驅油劑和乳化驅油劑驅油效果圖Fig.9 Oil displacement effect diagram of common displacement agent and emulsified oil displacement agent

2.3 “水基微球+乳化驅油劑”復合體系提采能力評價

采用兩層非均質巖心，評價水基微球、乳化驅油劑（EA）、“水基微球+乳化驅油劑”復合體系的提采能力，實驗條件（見表4），實驗結果（見圖10、表5）。

表4 復合體系提采能力評價實驗條件Tab.4 Experimental conditions for evaluation of extraction capacity of composite system

表5 不同體系提高采收率結果Tab.5 EOR results of different systems

由圖10 可知，單段塞“水基微球+乳化驅油劑”的復合體系采收率增幅為24.20%，提采能力明顯強于單一的微球體系（采收率增幅為9.14%）及驅油劑體系（采收率增幅為16.00%），并且多段塞式的“水基微球+乳化驅油劑”復合體系的提采能力（采收率增幅為28.50%）強于單段塞復合體系，復合調驅體系較單一的微球調驅體系提高采收率幅度增加15.06%。

圖10 不同體系的驅油效果Fig.10 Oil displacement effect of different systems

分析原因，該復合調驅體系主要是通過發揮孔喉尺度的水基微球和驅油劑的協同作用，先注入的水基微球在巖心深部自聚集形成膠粒團簇，對高滲通道形成有效封堵并可在巖心深部緩慢運移，使得后續注入的驅油劑/后續水在巖心深部發生繞流，驅油劑流向剩余油/殘余油富集區域，借助其高效的洗油效率，將殘余油/剩余油剝離巖石表面形成油水乳狀液，并在巖心深部次級水通道形成一定的剖面助調，進一步擴大微觀波及體積。兩者協同作用，不僅解決了單一微球體系提高采收率低的問題，而且解決了常規油基微球在中低滲儲層中注入性差的問題，從而取得了更好的控水增油效果。多段塞式的復合體系，不僅能有效封堵大通道，同時還能進一步封堵油藏更深部的次級水竄通道，作用距離更遠，波及更深更廣，動用區域更大，將更難驅替的油藏更深部的剩余油/殘余油啟動，從而實現更高的采收率。

3 礦場應用

3.1 油藏概況

X 油田位于一大型斷裂背斜構造，屬于構造/巖性構造油藏，非均質性強，作業井E 的生產段砂體平均孔隙度24.8%，平均滲透率606 mD，滲透率級差16.4。E井組注水量600 m3/d，對應6 口受效油井，井組綜合含水86.0%，處于高含水期，平面矛盾大。同時縱向上各層吸水不均，主力吸水層存在著注水無效循環，因此E井組存在著層間、層內和平面矛盾。

3.2 方案設計

結合室內實驗評價結果和現場試注情況，設計了4 段塞式：（1）0.5%～1.0%的水基微球WS-2 作為封竄段塞；（2）0.3%～0.5%的乳化驅油劑EA 作為調驅段塞；（3）0.5%～1.0%的水基微球WS-1 作為深部調堵段塞；（4）0.3%～0.5%的乳化驅油劑EA 作為深部調驅段塞，總段塞設計20 500 m3，藥劑138 t。

3.3 作業效果

2020 年11 月起對E 井組進行現場施工作業，累計注入26 816 m3，注入過程中，壓力從6.3 MPa 升高至8.1 MPa，注入升壓幅度較小，注入性良好；充滿度從施工前的30%提高至45%，說明藥劑對油藏深部產生了有效的封堵，封堵性良好。施工前井組處于含水上升期，日產油有快速下降的趨勢。作業后含水開始下降，產油上升，截止一年作業有效期，井組平均含水率下降3%，平均日增油25 m3，井組累計增油11 000 m3，并仍在有效期內（見圖11）。增油量優于單一的微球調驅，表明“水基微球+乳化驅油劑”的復合體系在渤海中滲儲層具有良好的適用性。

圖11 作業井組受效情況Fig.11 Effect of working well group

4 結論

（1）為適應海上中滲、水竄通道發育儲層的調驅需求，開展評價了“水基微球+乳化驅油劑”復合調驅技術；室內評價實驗結果說明，該復合調驅體系具有良好的注入性，能有效封堵深部高滲通道；巖心驅油實驗表明該復合調驅技術相比單一微球調驅采收率增幅提高15.06%。

（2）根據室內實驗評價結果，結合X 油田E 井組的油藏概況，優化得到適用該井組“水基微球+乳化驅油劑”多段塞式體系配方參數。礦場試驗結果表明，該復合調驅體系的注入性良好，起壓幅度小，對于油藏深部的高滲通道具有良好的封堵性，技術有效期1 年以上，控水增油效果明顯，增油量優于相似條件下單一微球調驅技術的增油量。該復合調驅技術在渤海中滲油田具有良好的適用性。