潜山油藏微球-天然气驱实验评价

陈世杰，孙雷，潘毅，王亚娟，林友建，陈汾君

（1.西南石油大学 油气藏地质与开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.中国石化 西南油气分公司 采气四厂，重庆 402160；3.中国石油 青海油田分公司 勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202）

中国部分油田已经进入开发中—后期，受开采技术限制，采出程度低，因此，需要进一步开展提高剩余油采出程度的研究，以实现高效开发。水驱和气驱是低渗透油藏常用的开发方式，由于渗透率差异，驱替流体（水、气）会快速突破裂缝通道，出现水窜或气窜，驱替未波及区存在大量剩余油[1-4]。微球作为新型调驱剂，具有良好的分散性、均匀的粒径以及较强的吸附能力[5-11]。微球进入岩心后，以架桥封堵和变形的方式通过孔隙和喉道，可实现对储集层大孔道及裂缝的选择性封堵，使液流转向，油滴汇聚成油流，从而提高驱油效率，有效动用剩余油[12-19]。但由于微球粒径与孔道匹配关系的影响，赋存在基质较小孔道中的剩余油仍难以有效动用。因此，如何有效动用更小孔道的剩余油，大幅提高原油采收率，是目前亟需解决的问题。本文通过室内实验评价，分析微球-天然气驱在致密砂岩油藏开发中的应用效果，研究微球在天然气驱过程中的作用，为潜山油藏开发中—后期剩余油的有效动用提供依据。

1 微球驱机理

研究目标为中非BG 盆地B1 潜山油藏裂缝型储集层，埋深为1 300～1 576 m，储集空间包括溶孔、解理、裂缝等，其中，裂缝较为发育，储集层非均质性较强，采用单一水驱或天然气驱的驱油效率和采出程度均较低，因而，引入微球-天然气驱，以有效动用其剩余油。

微球进入岩心后，微球颗粒受到孔缝表面吸附的同时吸水膨胀，部分微球颗粒聚合变形，封堵裂缝及大孔道，抑制主流通道形成；在弹性变形作用下，微球聚合体通过喉道后恢复原状，并在下一喉道处再次对驱替流体进行封堵，以此不断向深部运移，逐次封堵，逐次调剖，使主流通道周围剩余油被驱出。在此过程中，微球大小影响调驱效果，首先需要确保微球可以注入孔喉并膨胀；其次，注入的微球可以在膨胀变形后运移，实现深部调驱。

2 实验方法

2.1 实验条件

地层压力为7.5 MPa，原始地层压力为12.5 MPa，地层温度为99.8 ℃。实验装置包括长岩心驱替设备、长岩心夹持器、地层流体配样器等。选取B1 潜山油藏储集层岩心16块，岩心总长78.956 cm，束缚水饱和度为32%；人工造缝形成网状微裂缝后，平均渗透率为110 mD，平均孔隙度为13.15%。驱替实验用水为取自B1 潜山油藏的地层水，水型为NaHCO3型，矿化度为1 369 mg/L，pH 值为7.82；实验用天然气采用井下取样器取样（取样深度约为1 195 m）后测定其组成，并在实验室进行复配；选取粒径分别为100 nm、500 nm和900 nm的微球G1、G2和G3。

2.2 实验准备

用聚四氟乙烯薄膜缠绕包裹实验岩心，并进行称重、编号；按照调和平均的方式对岩心进行排序；用石油醚清洗岩心后用氮气驱替，测试气相绝对渗透率，对组合好的岩心抽真空；将烘箱温度升高至地层温度99.8 ℃，定量建立束缚水；在99.8 ℃条件下，用脱气原油建压至原始地层压力12.5 MPa，并在实验温度下老化72 h 待用。用复配好的地层流体驱替脱气后地层流体，直至设备出口端生产气油比稳定后，分别用不同流体进行驱替，每间隔一定时间记录出口端油气产量及压力。

2.3 实验设计

为了模拟实际开采情况，以2 MPa/h 的降压速度衰竭式开采至地层压力7.5 MPa，进行不注微球驱实验和微球驱实验。

2.3.1 不注微球驱实验

不注微球驱实验是采用不同方式（水平驱替、顶部驱替）向模型中注入地层水或天然气，实验分为3个阶段：①在地层压力7.5 MPa下，以0.05 mL/min的速度注入地层水或天然气，直至出口端不产油，停止驱替；②注入地层水或天然气，提高压力至7.5 MPa，闷井24 h后，继续以0.05 mL/min的速度注入地层水或天然气，直至出口端不产油；③用地层水或天然气提压至原始地层压力12.5 MPa，闷井24 h 后，以0.05 mL/min 的速度继续驱替，直至不再产油，结束实验。

2.3.2 微球驱实验

在上述实验的基础上，优选出驱替效果最佳的方式，然后分别注入3 种微球（G1、G2 和G3）进行调驱实验，包括3 个阶段：①在地层压力7.5 MPa 下，以0.05 mL/min的速度分别向岩心内注入0.3 HCPV 质量分数为1‰的3 种微球溶液段塞，驱替段塞至岩心深处，直至微球溶液被驱替至出口端，停止驱替，闷井24 h，使微球充分膨胀；②压力7.5 MPa 下，以0.05 mL/min的速度向岩心内注入驱替流体至不再产油，停止驱替；③用驱替流体使压力增大至原始地层压力12.5 MPa，闷井24 h后，再次驱替至不再产油，结束实验。

3 结果与讨论

3.1 微球封堵性能

采用岩心流动实验评价微球封堵性能，选择渗透率不同的岩心，分别代表低渗透、中渗透和高渗透储集层。在地层温度99.8 ℃下，保持压力恒定，以0.2 mL/min的速度向岩心中注入驱替流体，对注入压力、阻力系数和封堵耐冲刷性进行分析。

3.1.1 注入压力

实验过程中，压力变化整体上分为3 个阶段一次水驱阶段、微球驱阶段和后续水驱阶段。一次水驱阶段，压力基本稳定。微球驱阶段，随着微球注入量增大，压力持续增大；当微球直径与岩心孔喉直径相近时，微球进入岩心并在喉道处发生物理堵塞，该过程如同气泡在喉道处的贾敏效应，产生附加阻力；当压力增至一定值后，微球变形后通过喉道，压力略有减小；微球向深部运移，至下一个喉道处再次形成封堵，压力先增大后减小，出现波动式压力变化（图1a）。后续水驱阶段，压力不同程度减小，这主要是由于后续注水过程中，微球膨胀，注入压力增至峰值后波动明显，微球封堵被水突破后，压力逐渐减小，最终保持相对稳定。

若微球直径远小于孔喉直径时，封堵效果不佳，压力波动不明显（图1b、图1c）。储集层渗透率较大时，微球能够顺利通过岩心，压力波动不明显；储集层渗透率较小时，多数微球难以进入岩心，导致深部的封堵效果较差。

3.1.2 阻力系数

在不同渗透率的岩心中，不同直径微球的封堵效果差异较大，传统架桥理论认为，当微球直径为孔喉直径的1/7～1/3 时，微球能顺利通过孔喉。利用Kozeny-Carman 公式[20]估算，得出实验所用岩心的孔喉直径为1.65～3.54 µm，微球G1、G2 和G3 均可进入岩心深部，实现有效调驱。阻力系数随微球注入体积的增大而增大，这是因为微球在岩心孔隙中膨胀后会通过聚并、滞留等方式形成封堵，使得阻力系数不断增大。此外，微球G3 与储集层最为匹配，低渗透和高渗透岩心注G3 可分别使阻力系数增加约14 倍和17 倍（图2）。

3.1.3 封堵耐冲刷性

耐冲刷性可表征微球封堵后在多孔介质中的附着能力，残余阻力系数是表征微球溶液通过后多孔介质渗透率降低程度的指标。当微球封堵被水突破后，水驱进行冲刷实验。注入不同微球后的岩心残余阻力系数均略有降低，同一渗透率级别的储集层，注G3的残余阻力系数较注G1 大。微球粒径越大，残余阻力系数整体越高，说明微球溶液在孔隙介质中的渗流阻力越大，封堵效果越好。微球粒径越大，随注入体积增大，残余阻力系数下降幅度越大，即微球封堵耐冲刷性越好。渗透率越小的岩心，残余阻力系数的变化幅度越小（图3）。

3.2 开发效果评价

3.2.1 水驱

利用实验分析水平水驱和顶部水驱的驱油效率。首先，衰竭式开采至地层压力7.5 MPa后进行水驱，该阶段末水平水驱的驱油效率为55.72%，比顶部水驱高3.65%；压力恒定为7.5 MPa，闷井24 h后进行水驱，水平水驱驱油效率为58.43%，比顶部水驱高4.26%；将压力增至原始地层压力12.5 MPa后保持恒定，再次闷井24 h后水驱，2种方式的驱油效率均基本不变，水平水驱和顶部水驱的最终驱油效率分别为58.55%和54.39%。二次闷井对采出程度的贡献不足3%，这主要是由于水驱对油的溶解能力有限，且无法有效波及小孔道剩余油，导致驱油效率较低（图4）。

3.2.2 天然气驱

开展天然气驱实验，分别研究水平天然气驱和顶部天然气驱对驱油效率的影响。首先衰竭式开采至地层压力7.5 MPa 后天然气驱，水平天然气驱和顶部天然气驱的驱油效率相当，该阶段末顶部天然气驱的驱油效率为62.19%，比水平天然气驱高1.59%；保持压力恒定为7.5 MPa，闷井24 h后天然气驱，该阶段末顶部天然气驱的驱油效率为68.21%，比水平天然气驱高2.41%；压力增至原始地层压力12.5 MPa，再次闷井24 h后天然气驱，顶部天然气驱的最终驱油效率为69.21%，比水平天然气驱高2.86%。此外，顶部天然气驱和水平天然气驱的最终驱油效率分别较水驱提高7.02%和5.75%，驱油效率显著提高。这主要是由于天然气存在溶解和重力泄油作用，使得油气界面处的传质作用增强，突破趋势减弱，最终驱油效率较高（图5）。

3.2.3 微球-天然气驱

对3 种不同粒径微球调驱封堵后天然气辅助驱在水平驱替方式下的开发效果开展对比实验，实验过程分为微球注入后天然气驱、闷井后天然气驱和再次闷井后天然气驱3个阶段。从图6可以看出，在微球注入后天然气驱阶段，天然气注入体积小于0.9 HCPV，注入微球G2 和G3 后的驱油效率相当，略高于注G1后的驱油效率，微球粒径对驱油效率的影响不大；压力为7.5 MPa闷井24 h后天然气驱阶段，天然气注入体积为0.9～1.9 HCPV，注入体积达1.4 HCPV后，注G3的驱油效率最高，注G2 的驱油效率最低，注G1 介于两者之间；压力为12.5 MPa 再次闷井后天然气驱阶段，天然气注入体积为1.9～2.7 HCPV，注G1、G2 和G3 的驱油效率可分别增大3.09%、6.80%和4.10%，注入微球后二次闷井驱油效率提高显著。

不同驱替方式下，各阶段的驱油效率差别较大，水驱和天然气驱开发过程中，驱油效率上升主要在驱替阶段，闷井后的单一水驱或天然气驱，对提高最终驱油效率作用不显著，需采用辅助方式提高采收率。微球注入后早期会增加驱替阻力，在岩心喉道处发生物理堵塞，产生附加阻力，使得天然气可以进入更小的孔隙溶解驱油，从而提高驱油效率。其后的闷井过程中，微球逐渐膨胀，对高渗透层进行封堵，抑制了主流通道形成，使得基质及主流通道中天然气未波及区域的原油被驱出。与单一天然气驱相比，微球-天然气驱的最终驱油效率可提高22.81%。注入微球后，微球向深部反复封堵和解堵岩心孔隙和喉道，封堵过程压力增大，解堵过程压力迅速减小，使得压力呈现波动式变化。

4 结论

（1）潜山油藏采用水平水驱和顶部水驱的最终驱油效率分别为58.55%和54.39%，采用水平天然气驱和顶部天然气驱的最终驱油效率分别为66.35%和69.21%，采用单一驱替方式对提高驱油效率作用不显著，且二次闷井对剩余油的提采效果不明显。

（2）微球进入岩心后会在喉道、裂缝处膨胀、变形、聚并等从而发生物理堵塞，产生附加阻力，当压力增至一定值后，部分微球会以变形的方式通过原来的位置，引起驱替压力的波动式变化。低渗透和高渗透岩心注入微球G3 可分别使阻力系数增加约14 倍和17倍，微球G3对该储集层的封堵效果好。

（3）微球注入岩心后由于其良好的膨胀、聚并等性能，多次封堵后可实现变形解堵，可使驱替流体改变流动方向，实现封堵与气体溶解的协同驱油作用，使原本难以动用的剩余油被采出。微球-天然气驱与天然气驱相比，最终驱油效率提高22.81%，驱油效率显著提升，潜山油藏的开发效果得到改善。