緩膨顆粒對塔河油田縫洞型油藏的調(diào)堵機(jī)理分析*

李 亮，張汝生，伍亞軍，武俊文，柳建新

（1.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石化縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，新疆烏魯木齊 830011；3.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；4.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100）

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏是經(jīng)過多期次的古構(gòu)造-巖溶疊加改造作用而形成的古潛山型油藏，具有高溫（120數(shù)150℃）、高礦化度（200數(shù)250 g/L）、高鈣鎂、強(qiáng)非均質(zhì)性的特點(diǎn)［1-2］。受構(gòu)造作用和古巖溶作用的影響，儲滲空間形態(tài)多樣、分布不均，儲層主要有裂縫型、縫洞型、溶洞型及其復(fù)合類型。縫洞結(jié)構(gòu)既是油氣儲集空間又是油水滲流通道。此類油藏開發(fā)過程初期產(chǎn)量較大，但一旦生產(chǎn)井見水，含水即迅速上升，導(dǎo)致產(chǎn)量大幅度下降，因此選擇合適的控水增油技術(shù)是油田穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵［1，3-5］。

大量研究和應(yīng)用表明，預(yù)交聯(lián)緩膨顆粒對強(qiáng)非均質(zhì)、裂縫型砂巖油藏具有很好的控水增油效果［6-9］。但塔河油田高溫高鹽的油藏條件和復(fù)雜的儲滲構(gòu)造對緩膨顆粒在耐溫抗鹽性能、油水選擇性等方面提出了更高的要求。塔河油田提高采收率長期實(shí)踐表明，僅依靠堵水作業(yè)無法很好解決波及效率低、控水有效期短、注水效率低等問題。而采用緩膨顆粒進(jìn)行流道調(diào)整可封堵水驅(qū)優(yōu)勢通道，促使深部液流轉(zhuǎn)向，從而顯著增大水驅(qū)波及效率，更有利于縫洞型油藏中高含水期提高采收率［4，7，10-11］。

筆者參考文獻(xiàn)［12］，以支化功能單體為基礎(chǔ)，通過反相懸浮聚合制備的超支化緩膨顆粒具有較好的抗溫抗鹽性能，顆粒膨脹后仍具有較高的強(qiáng)度。通過調(diào)整合成方法，顆粒初始粒徑在1 μm數(shù)1 mm 靈活可調(diào)，適合不同裂縫寬度的縫洞型油藏調(diào)堵。由于縫洞型油藏儲集體形態(tài)和流體流動特征不同于常規(guī)砂巖油藏，因此對縫洞型油藏進(jìn)行有效的物理模擬一直是室內(nèi)研究的難點(diǎn)問題［11，13］。為分析超支化緩膨顆粒的調(diào)堵機(jī)理，本文使用簡單的填砂管模型和二維可視化縫洞概念模型對其選擇性堵水機(jī)理和流道調(diào)整機(jī)理進(jìn)行了研究，以期為縫洞型油藏提高采收率研究提供依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

抗溫抗鹽超支化緩膨顆粒，初始粒徑約200 μm，自制；模擬原油，用塔河油田地面脫氣原油加煤油稀釋而成，30℃下的黏度為15 mPa·s；模擬水，按塔河油田地層水組成配制，礦化度223802.8 mg/L，pH值6.8，離子組成（單位mg/L）為：Na++K+73298.4、Ca2+11272.5、Mg2+1518.8、Cl-137529.5、HCO3-183.6；填砂管，長50 cm、直徑25 mm，3個測壓點(diǎn)沿填砂管均勻分布在入口、入口1/3和入口2/3處。

高溫高壓巖心流動裝置、高溫高壓可視化縫洞模型，江蘇聯(lián)友科研儀器有限公司；高溫高壓可視化縫洞模型由微量注入泵、顯微鏡、圖像采集設(shè)備、中間容器等組成，在8 cm×8 cm 石英玻璃上刻蝕縫洞型流道用于制備縫洞模型。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）膨脹速率的測定

稱取約0.5 g 實(shí)驗(yàn)樣品和適量模擬水（或模擬油），置于安瓿瓶中并密封，放入裝滿水的老化罐中，在140℃烘箱中溶脹一段時間后，用篩網(wǎng)濾去溶液，用濾紙小心吸去顆粒表面的液體，稱量緩膨顆粒的質(zhì)量。隨后重新加入模擬水（或模擬油）繼續(xù)浸泡，重復(fù)上一步實(shí)驗(yàn)操作，直至實(shí)驗(yàn)設(shè)計時長［14］。根據(jù)測量緩膨顆粒在不同浸泡時間下的質(zhì)量變化，可得到其膨脹倍數(shù)隨時間變化的關(guān)系曲線。按膨脹后顆粒質(zhì)量的增加值與膨脹前顆粒初始質(zhì)量的比值計算膨脹倍數(shù)。

（2）封堵率的測定

使用較高滲透率的填砂管模擬縫洞型油藏，測量其滲透率和孔隙度；水驅(qū)或油驅(qū)壓力穩(wěn)定后注入0.2 PV 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的緩膨顆粒懸浮液；密閉140℃下加熱一定時間使顆粒充分膨脹；繼續(xù)水驅(qū)或油驅(qū)，記錄驅(qū)替過程中的壓力變化。按封堵前后的滲透率差值與封堵前滲透率的比值計算封堵率。

（3）液流轉(zhuǎn)向性能

并聯(lián)高低滲（1050×10-3、206×10-3μm2）填砂管模擬不同寬度裂縫的組合，考察緩膨顆粒對流道的調(diào)整能力。當(dāng)水驅(qū)壓力穩(wěn)定后注入0.2 PV 0.5%的緩膨顆粒懸浮液；密閉140℃下加熱一定時間使顆粒充分膨脹；繼續(xù)水驅(qū)，記錄驅(qū)替過程中注入端壓力的變化和高低滲填砂管的出液量。

（4）填砂管驅(qū)油

使用高滲（2426×10-3μm2）填砂管模擬縫洞型油藏，考察流道調(diào)整后的驅(qū)油特征。填砂管預(yù)先飽和油，水驅(qū)至含水100%后注入0.2 PV 0.5%的緩膨顆粒懸浮液；密閉140℃下加熱一定時間使顆粒充分膨脹；繼續(xù)水驅(qū)，記錄驅(qū)替過程中壓力、含水率和采收率的變化。

（5）微觀可視化驅(qū)油

可視模型由并聯(lián)的大縫洞和小裂縫組成，其中大縫洞的裂縫內(nèi)徑0.5 mm，溶洞為邊長4 mm 的正方形孔洞，小裂縫內(nèi)徑0.2 mm。為便于觀察，用蘇丹紅染色的柴油替代模擬油。首先用染色柴油驅(qū)替至模型完全充滿，隨后用模擬水繼續(xù)驅(qū)替，當(dāng)水驅(qū)達(dá)到含水98%以上時注入0.5%的緩膨顆粒懸浮液，密閉模型，高溫加熱一段時間后繼續(xù)水驅(qū)。記錄壓力變化，同時通過顯微攝像系統(tǒng)記錄實(shí)驗(yàn)視頻及圖片。

2 結(jié)果與討論

2.1 緩膨顆粒選擇性堵水機(jī)理

2.1.1 油水膨脹速率

緩膨顆粒在模擬水或模擬油中浸泡不同時間的膨脹倍數(shù)見圖1。緩膨顆粒具有明顯延緩膨脹特性，150 h后基本達(dá)到溶脹平衡。在模擬水中的最大膨脹倍數(shù)為14倍，而在模擬油中的最大膨脹倍數(shù)為1.7 倍，二者具有顯著的差異，表現(xiàn)出明顯的選擇性膨脹特征。250 h 后顆粒仍保持較好的形狀和彈性。可見該緩膨顆粒適合在高溫高鹽油藏進(jìn)行選擇性堵水。

圖1 緩膨顆粒的膨脹倍數(shù)隨浸泡時間的變化

2.1.2 選擇性堵水機(jī)理

水驅(qū)過程中填砂管的注入端（p1）、中部（p2）和采出端（p3）壓力隨注入量的變化如圖2 所示。堵劑注入后，p1呈臺階式上升，而p2、p3變化很小，壓力梯度較大。表明緩膨顆粒吸水膨脹后迅速建立起封堵，隨著后續(xù)水驅(qū)量的增大，顆粒逐漸發(fā)生擠壓變形和堆積壓實(shí)，促使封堵壓力持續(xù)上升。顆粒注入前的滲透率（Kw）為4337×10-3μm2，顆粒注入后的Kw'為1446×10-3μm2，堵水率為66.7%。由于顆粒在填砂管中運(yùn)移緩慢，導(dǎo)致壓力傳導(dǎo)速度較低，中后部壓力上升速度緩慢，當(dāng)注入壓力低于顆粒突破壓力時可有效建立封堵，從而有效改善吸水剖面。因此在顆粒粒徑與孔道直徑相匹配的條件下，水化膨脹后顆粒的強(qiáng)度成為影響堵水效果的關(guān)鍵因素。由圖可見，水驅(qū)最高穩(wěn)定壓力僅0.010 MPa。這主要是由于填砂管模型中優(yōu)勢通道以外的孔隙仍有較好的滲流能力，而縫洞模型基質(zhì)一般不具備滲流能力。

圖2 水驅(qū)過程中填砂管的各部壓力隨注入量的變化

油驅(qū)過程中填砂管的各部壓力隨注入量的變化如圖3 所示。其壓力沿程分布與水驅(qū)明顯不同，主要表現(xiàn)為壓力梯度較小，堵劑注入前后壓力變化不明顯。顆粒注入前的滲透率（Ko）為552×10-3μm2，顆粒注入后的Ko'為513×10-3μm2，堵油率為7%。這主要是由于緩膨顆粒在油中的膨脹倍數(shù)很小，難以通過顆粒變形搭橋建立有效的封堵。由圖可見，油驅(qū)最高穩(wěn)定壓力為0.018 MPa，略高于水驅(qū)穩(wěn)定壓力，這主要是由于二者所使用的填砂管模型初始滲透率存在較大的差異所致。

結(jié)合圖2 和圖3 的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn)超支化緩膨顆粒具有明顯的堵水不堵油的選擇性堵水特征，有利于實(shí)現(xiàn)深部調(diào)堵。

圖3 油驅(qū)過程中填砂管的各部壓力隨注入量的變化

2.2 緩膨顆粒對流道的調(diào)整能力

2.2.1 液流轉(zhuǎn)向性能

由圖4 可見，緩膨顆粒對填砂管的封堵使得高滲管的產(chǎn)液率從98%降至23%，同時使低滲管的產(chǎn)液率從2%升至77%，高滲管與低滲管的分流比從98∶2降至23∶77。表明顆粒在膨脹前由于尺寸較小隨著注入水優(yōu)先進(jìn)入高滲管，吸水膨脹后封堵高滲管，迫使注入水逐漸轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲管。可見緩膨顆粒可通過封堵大裂縫迫使注入水進(jìn)入小裂縫，從而調(diào)整流道、擴(kuò)大水驅(qū)波及效率。

圖4 緩膨顆粒對高低滲巖心的調(diào)剖效果

2.2.2 微觀封堵運(yùn)移機(jī)理

微觀可視模型由直徑0.5 mm 的裂縫和邊長4 mm的正方形孔洞串聯(lián)而成。通過分析水驅(qū)過程中壓力與驅(qū)替時間的關(guān)系了解其封堵運(yùn)移的過程。由圖5 可見，緩膨顆粒在注入可視模型并吸水膨脹后體積明顯增大，無法自由通過溶洞間的細(xì)小裂縫。在后續(xù)水驅(qū)作用下堆積在裂縫入口處并形成封堵，導(dǎo)致注入壓力升高（A 點(diǎn)）；當(dāng)壓力高于0.2 MPa 時，顆粒發(fā)生形變并快速通過裂縫，進(jìn)入下一個溶洞并在裂縫入口處滯留，此時出現(xiàn)注入壓力的短暫下降（B點(diǎn)）；由于壓力梯度較大，入口端的壓差高于模型中部的壓差，入口端的顆粒逐漸被推入模型中部，并在裂縫入口處累積，顆粒通過在入口處堆積搭橋形成更高的封堵能力，導(dǎo)致注入壓力迅速上升（C點(diǎn)）；當(dāng)顆粒再次發(fā)生彈性形變，并擠壓流出模型后，壓力持續(xù)下降到初始壓力（D數(shù)E點(diǎn)）。

對比圖2 和圖5 水驅(qū)壓力的差異還可以發(fā)現(xiàn)，同種顆粒堵劑應(yīng)用在高滲透填砂管模型中的最大壓力僅0.010 MPa，而在縫洞模型中則可達(dá)到1.2 MPa，二者相差約2個數(shù)量級，可見縫洞型油藏并不能簡單應(yīng)用砂巖油藏的物理模型去研究封堵強(qiáng)度。

緩膨顆粒是通過封堵-運(yùn)移-再封堵-再運(yùn)移來實(shí)現(xiàn)逐級封堵調(diào)驅(qū)的，同時裂縫兩端的壓差會導(dǎo)致低濃度的緩膨顆粒在裂縫入口產(chǎn)生濃縮效應(yīng)，并進(jìn)一步增大深部調(diào)堵能力。由此可說明圖2中注入壓力呈臺階式上升，以及圖4 中后續(xù)水驅(qū)階段注入壓力發(fā)生波動的現(xiàn)象。

圖5 緩膨顆粒的微觀封堵運(yùn)移過程

2.3 緩膨顆粒的驅(qū)油機(jī)理

2.3.1 填砂管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

如圖6所示，水驅(qū)至采出液含水率達(dá)到100%時轉(zhuǎn)注0.2 PV 0.5%緩膨顆粒懸浮液，顆粒吸水膨脹后建立封堵，促使注入壓力急劇上升，采收率也出現(xiàn)明顯的上升，最終采收率由51.7%上升至63.7%，提高采收率12.0%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，緩膨顆粒可有效封堵優(yōu)勢通道，提高注入端壓力，迫使后續(xù)水驅(qū)轉(zhuǎn)向，提高水驅(qū)波及效率；同時含水曲線出現(xiàn)一個深且寬的含水漏斗，有利于延長調(diào)堵的受效期。

圖6 高滲填砂管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

2.3.2 微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

水驅(qū)結(jié)束時較大縫洞中的模擬油被完全驅(qū)替，而小裂縫的殘余油尚未啟動。如圖7 所示，注入緩膨顆粒并吸水膨脹后進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，此時優(yōu)勢通道被緩膨顆粒封堵，迫使水流轉(zhuǎn)向進(jìn)入小裂縫，逐漸將小裂縫的模擬油驅(qū)替完全。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在縫洞型油藏中，未膨脹的顆粒會隨著水流優(yōu)先進(jìn)入尺寸較大的縫洞，膨脹后在縫洞結(jié)合處實(shí)現(xiàn)卡封，從而啟動小裂縫中的殘余油，進(jìn)而提高波及效率，增大原油采收率。

圖7 緩膨顆粒封堵縫洞模型后的可視化驅(qū)油過程

3 結(jié)論

超支化緩膨顆粒在塔河油田油藏條件下具有較好的抗溫抗鹽性能和選擇性堵水能力；可有效封堵高滲管，迫使注入水轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲管，調(diào)整流道擴(kuò)大水驅(qū)波及效率。緩膨顆粒主要通過彈性顆粒擠壓變形和堆積壓實(shí)作用在縫洞結(jié)合處形成卡封，從而改變水驅(qū)流道促使深部液流轉(zhuǎn)向。緩膨顆粒可通過在優(yōu)勢通道中逐級封堵和運(yùn)移來實(shí)現(xiàn)沿程擴(kuò)大波及效率，有利于實(shí)現(xiàn)縫洞型油藏提高采收率。