陳世杰，孫雷，潘毅，王亞娟，林友建，陳汾君

（1.西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)與開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500；2.中國(guó)石化 西南油氣分公司 采氣四廠，重慶 402160；3.中國(guó)石油 青海油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736202）

中國(guó)部分油田已經(jīng)進(jìn)入開(kāi)發(fā)中—后期，受開(kāi)采技術(shù)限制，采出程度低，因此，需要進(jìn)一步開(kāi)展提高剩余油采出程度的研究，以實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā)。水驅(qū)和氣驅(qū)是低滲透油藏常用的開(kāi)發(fā)方式，由于滲透率差異，驅(qū)替流體（水、氣）會(huì)快速突破裂縫通道，出現(xiàn)水竄或氣竄，驅(qū)替未波及區(qū)存在大量剩余油[1-4]。微球作為新型調(diào)驅(qū)劑，具有良好的分散性、均勻的粒徑以及較強(qiáng)的吸附能力[5-11]。微球進(jìn)入巖心后，以架橋封堵和變形的方式通過(guò)孔隙和喉道，可實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)集層大孔道及裂縫的選擇性封堵，使液流轉(zhuǎn)向，油滴匯聚成油流，從而提高驅(qū)油效率，有效動(dòng)用剩余油[12-19]。但由于微球粒徑與孔道匹配關(guān)系的影響，賦存在基質(zhì)較小孔道中的剩余油仍難以有效動(dòng)用。因此，如何有效動(dòng)用更小孔道的剩余油，大幅提高原油采收率，是目前亟需解決的問(wèn)題。本文通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，分析微球-天然氣驅(qū)在致密砂巖油藏開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用效果，研究微球在天然氣驅(qū)過(guò)程中的作用，為潛山油藏開(kāi)發(fā)中—后期剩余油的有效動(dòng)用提供依據(jù)。

1 微球驅(qū)機(jī)理

研究目標(biāo)為中非BG 盆地B1 潛山油藏裂縫型儲(chǔ)集層，埋深為1 300～1 576 m，儲(chǔ)集空間包括溶孔、解理、裂縫等，其中，裂縫較為發(fā)育，儲(chǔ)集層非均質(zhì)性較強(qiáng)，采用單一水驅(qū)或天然氣驅(qū)的驅(qū)油效率和采出程度均較低，因而，引入微球-天然氣驅(qū)，以有效動(dòng)用其剩余油。

微球進(jìn)入巖心后，微球顆粒受到孔縫表面吸附的同時(shí)吸水膨脹，部分微球顆粒聚合變形，封堵裂縫及大孔道，抑制主流通道形成；在彈性變形作用下，微球聚合體通過(guò)喉道后恢復(fù)原狀，并在下一喉道處再次對(duì)驅(qū)替流體進(jìn)行封堵，以此不斷向深部運(yùn)移，逐次封堵，逐次調(diào)剖，使主流通道周?chē)Ｓ嘤捅或?qū)出。在此過(guò)程中，微球大小影響調(diào)驅(qū)效果，首先需要確保微球可以注入孔喉并膨脹；其次，注入的微球可以在膨脹變形后運(yùn)移，實(shí)現(xiàn)深部調(diào)驅(qū)。

2 實(shí)驗(yàn)方法

2.1 實(shí)驗(yàn)條件

地層壓力為7.5 MPa，原始地層壓力為12.5 MPa，地層溫度為99.8 ℃。實(shí)驗(yàn)裝置包括長(zhǎng)巖心驅(qū)替設(shè)備、長(zhǎng)巖心夾持器、地層流體配樣器等。選取B1 潛山油藏儲(chǔ)集層巖心16塊，巖心總長(zhǎng)78.956 cm，束縛水飽和度為32%；人工造縫形成網(wǎng)狀微裂縫后，平均滲透率為110 mD，平均孔隙度為13.15%。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)用水為取自B1 潛山油藏的地層水，水型為NaHCO3型，礦化度為1 369 mg/L，pH 值為7.82；實(shí)驗(yàn)用天然氣采用井下取樣器取樣（取樣深度約為1 195 m）后測(cè)定其組成，并在實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行復(fù)配；選取粒徑分別為100 nm、500 nm和900 nm的微球G1、G2和G3。

2.2 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

用聚四氟乙烯薄膜纏繞包裹實(shí)驗(yàn)巖心，并進(jìn)行稱(chēng)重、編號(hào)；按照調(diào)和平均的方式對(duì)巖心進(jìn)行排序；用石油醚清洗巖心后用氮?dú)怛?qū)替，測(cè)試氣相絕對(duì)滲透率，對(duì)組合好的巖心抽真空；將烘箱溫度升高至地層溫度99.8 ℃，定量建立束縛水；在99.8 ℃條件下，用脫氣原油建壓至原始地層壓力12.5 MPa，并在實(shí)驗(yàn)溫度下老化72 h 待用。用復(fù)配好的地層流體驅(qū)替脫氣后地層流體，直至設(shè)備出口端生產(chǎn)氣油比穩(wěn)定后，分別用不同流體進(jìn)行驅(qū)替，每間隔一定時(shí)間記錄出口端油氣產(chǎn)量及壓力。

2.3 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

為了模擬實(shí)際開(kāi)采情況，以2 MPa/h 的降壓速度衰竭式開(kāi)采至地層壓力7.5 MPa，進(jìn)行不注微球驅(qū)實(shí)驗(yàn)和微球驅(qū)實(shí)驗(yàn)。

2.3.1 不注微球驅(qū)實(shí)驗(yàn)

不注微球驅(qū)實(shí)驗(yàn)是采用不同方式（水平驅(qū)替、頂部驅(qū)替）向模型中注入地層水或天然氣，實(shí)驗(yàn)分為3個(gè)階段：①在地層壓力7.5 MPa下，以0.05 mL/min的速度注入地層水或天然氣，直至出口端不產(chǎn)油，停止驅(qū)替；②注入地層水或天然氣，提高壓力至7.5 MPa，悶井24 h后，繼續(xù)以0.05 mL/min的速度注入地層水或天然氣，直至出口端不產(chǎn)油；③用地層水或天然氣提壓至原始地層壓力12.5 MPa，悶井24 h 后，以0.05 mL/min 的速度繼續(xù)驅(qū)替，直至不再產(chǎn)油，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。

2.3.2 微球驅(qū)實(shí)驗(yàn)

在上述實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，優(yōu)選出驅(qū)替效果最佳的方式，然后分別注入3 種微球（G1、G2 和G3）進(jìn)行調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，包括3 個(gè)階段：①在地層壓力7.5 MPa 下，以0.05 mL/min的速度分別向巖心內(nèi)注入0.3 HCPV 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1‰的3 種微球溶液段塞，驅(qū)替段塞至巖心深處，直至微球溶液被驅(qū)替至出口端，停止驅(qū)替，悶井24 h，使微球充分膨脹；②壓力7.5 MPa 下，以0.05 mL/min的速度向巖心內(nèi)注入驅(qū)替流體至不再產(chǎn)油，停止驅(qū)替；③用驅(qū)替流體使壓力增大至原始地層壓力12.5 MPa，悶井24 h后，再次驅(qū)替至不再產(chǎn)油，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。

3 結(jié)果與討論

3.1 微球封堵性能

采用巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)微球封堵性能，選擇滲透率不同的巖心，分別代表低滲透、中滲透和高滲透儲(chǔ)集層。在地層溫度99.8 ℃下，保持壓力恒定，以0.2 mL/min的速度向巖心中注入驅(qū)替流體，對(duì)注入壓力、阻力系數(shù)和封堵耐沖刷性進(jìn)行分析。

3.1.1 注入壓力

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，壓力變化整體上分為3 個(gè)階段一次水驅(qū)階段、微球驅(qū)階段和后續(xù)水驅(qū)階段。一次水驅(qū)階段，壓力基本穩(wěn)定。微球驅(qū)階段，隨著微球注入量增大，壓力持續(xù)增大；當(dāng)微球直徑與巖心孔喉直徑相近時(shí)，微球進(jìn)入巖心并在喉道處發(fā)生物理堵塞，該過(guò)程如同氣泡在喉道處的賈敏效應(yīng)，產(chǎn)生附加阻力；當(dāng)壓力增至一定值后，微球變形后通過(guò)喉道，壓力略有減??；微球向深部運(yùn)移，至下一個(gè)喉道處再次形成封堵，壓力先增大后減小，出現(xiàn)波動(dòng)式壓力變化（圖1a）。后續(xù)水驅(qū)階段，壓力不同程度減小，這主要是由于后續(xù)注水過(guò)程中，微球膨脹，注入壓力增至峰值后波動(dòng)明顯，微球封堵被水突破后，壓力逐漸減小，最終保持相對(duì)穩(wěn)定。

若微球直徑遠(yuǎn)小于孔喉直徑時(shí)，封堵效果不佳，壓力波動(dòng)不明顯（圖1b、圖1c）。儲(chǔ)集層滲透率較大時(shí)，微球能夠順利通過(guò)巖心，壓力波動(dòng)不明顯；儲(chǔ)集層滲透率較小時(shí)，多數(shù)微球難以進(jìn)入巖心，導(dǎo)致深部的封堵效果較差。

3.1.2 阻力系數(shù)

在不同滲透率的巖心中，不同直徑微球的封堵效果差異較大，傳統(tǒng)架橋理論認(rèn)為，當(dāng)微球直徑為孔喉直徑的1/7～1/3 時(shí)，微球能順利通過(guò)孔喉。利用Kozeny-Carman 公式[20]估算，得出實(shí)驗(yàn)所用巖心的孔喉直徑為1.65～3.54 μm，微球G1、G2 和G3 均可進(jìn)入巖心深部，實(shí)現(xiàn)有效調(diào)驅(qū)。阻力系數(shù)隨微球注入體積的增大而增大，這是因?yàn)槲⑶蛟趲r心孔隙中膨脹后會(huì)通過(guò)聚并、滯留等方式形成封堵，使得阻力系數(shù)不斷增大。此外，微球G3 與儲(chǔ)集層最為匹配，低滲透和高滲透巖心注G3 可分別使阻力系數(shù)增加約14 倍和17 倍（圖2）。

3.1.3 封堵耐沖刷性

耐沖刷性可表征微球封堵后在多孔介質(zhì)中的附著能力，殘余阻力系數(shù)是表征微球溶液通過(guò)后多孔介質(zhì)滲透率降低程度的指標(biāo)。當(dāng)微球封堵被水突破后，水驅(qū)進(jìn)行沖刷實(shí)驗(yàn)。注入不同微球后的巖心殘余阻力系數(shù)均略有降低，同一滲透率級(jí)別的儲(chǔ)集層，注G3的殘余阻力系數(shù)較注G1 大。微球粒徑越大，殘余阻力系數(shù)整體越高，說(shuō)明微球溶液在孔隙介質(zhì)中的滲流阻力越大，封堵效果越好。微球粒徑越大，隨注入體積增大，殘余阻力系數(shù)下降幅度越大，即微球封堵耐沖刷性越好。滲透率越小的巖心，殘余阻力系數(shù)的變化幅度越小（圖3）。

3.2 開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

3.2.1 水驅(qū)

利用實(shí)驗(yàn)分析水平水驅(qū)和頂部水驅(qū)的驅(qū)油效率。首先，衰竭式開(kāi)采至地層壓力7.5 MPa后進(jìn)行水驅(qū)，該階段末水平水驅(qū)的驅(qū)油效率為55.72%，比頂部水驅(qū)高3.65%；壓力恒定為7.5 MPa，悶井24 h后進(jìn)行水驅(qū)，水平水驅(qū)驅(qū)油效率為58.43%，比頂部水驅(qū)高4.26%；將壓力增至原始地層壓力12.5 MPa后保持恒定，再次悶井24 h后水驅(qū)，2種方式的驅(qū)油效率均基本不變，水平水驅(qū)和頂部水驅(qū)的最終驅(qū)油效率分別為58.55%和54.39%。二次悶井對(duì)采出程度的貢獻(xiàn)不足3%，這主要是由于水驅(qū)對(duì)油的溶解能力有限，且無(wú)法有效波及小孔道剩余油，導(dǎo)致驅(qū)油效率較低（圖4）。

3.2.2 天然氣驅(qū)

開(kāi)展天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)，分別研究水平天然氣驅(qū)和頂部天然氣驅(qū)對(duì)驅(qū)油效率的影響。首先衰竭式開(kāi)采至地層壓力7.5 MPa 后天然氣驅(qū)，水平天然氣驅(qū)和頂部天然氣驅(qū)的驅(qū)油效率相當(dāng)，該階段末頂部天然氣驅(qū)的驅(qū)油效率為62.19%，比水平天然氣驅(qū)高1.59%；保持壓力恒定為7.5 MPa，悶井24 h后天然氣驅(qū)，該階段末頂部天然氣驅(qū)的驅(qū)油效率為68.21%，比水平天然氣驅(qū)高2.41%；壓力增至原始地層壓力12.5 MPa，再次悶井24 h后天然氣驅(qū)，頂部天然氣驅(qū)的最終驅(qū)油效率為69.21%，比水平天然氣驅(qū)高2.86%。此外，頂部天然氣驅(qū)和水平天然氣驅(qū)的最終驅(qū)油效率分別較水驅(qū)提高7.02%和5.75%，驅(qū)油效率顯著提高。這主要是由于天然氣存在溶解和重力泄油作用，使得油氣界面處的傳質(zhì)作用增強(qiáng)，突破趨勢(shì)減弱，最終驅(qū)油效率較高（圖5）。

3.2.3 微球-天然氣驅(qū)

對(duì)3 種不同粒徑微球調(diào)驅(qū)封堵后天然氣輔助驅(qū)在水平驅(qū)替方式下的開(kāi)發(fā)效果開(kāi)展對(duì)比實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)過(guò)程分為微球注入后天然氣驅(qū)、悶井后天然氣驅(qū)和再次悶井后天然氣驅(qū)3個(gè)階段。從圖6可以看出，在微球注入后天然氣驅(qū)階段，天然氣注入體積小于0.9 HCPV，注入微球G2 和G3 后的驅(qū)油效率相當(dāng)，略高于注G1后的驅(qū)油效率，微球粒徑對(duì)驅(qū)油效率的影響不大；壓力為7.5 MPa悶井24 h后天然氣驅(qū)階段，天然氣注入體積為0.9～1.9 HCPV，注入體積達(dá)1.4 HCPV后，注G3的驅(qū)油效率最高，注G2 的驅(qū)油效率最低，注G1 介于兩者之間；壓力為12.5 MPa 再次悶井后天然氣驅(qū)階段，天然氣注入體積為1.9～2.7 HCPV，注G1、G2 和G3 的驅(qū)油效率可分別增大3.09%、6.80%和4.10%，注入微球后二次悶井驅(qū)油效率提高顯著。

不同驅(qū)替方式下，各階段的驅(qū)油效率差別較大，水驅(qū)和天然氣驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中，驅(qū)油效率上升主要在驅(qū)替階段，悶井后的單一水驅(qū)或天然氣驅(qū)，對(duì)提高最終驅(qū)油效率作用不顯著，需采用輔助方式提高采收率。微球注入后早期會(huì)增加驅(qū)替阻力，在巖心喉道處發(fā)生物理堵塞，產(chǎn)生附加阻力，使得天然氣可以進(jìn)入更小的孔隙溶解驅(qū)油，從而提高驅(qū)油效率。其后的悶井過(guò)程中，微球逐漸膨脹，對(duì)高滲透層進(jìn)行封堵，抑制了主流通道形成，使得基質(zhì)及主流通道中天然氣未波及區(qū)域的原油被驅(qū)出。與單一天然氣驅(qū)相比，微球-天然氣驅(qū)的最終驅(qū)油效率可提高22.81%。注入微球后，微球向深部反復(fù)封堵和解堵巖心孔隙和喉道，封堵過(guò)程壓力增大，解堵過(guò)程壓力迅速減小，使得壓力呈現(xiàn)波動(dòng)式變化。

4 結(jié)論

（1）潛山油藏采用水平水驅(qū)和頂部水驅(qū)的最終驅(qū)油效率分別為58.55%和54.39%，采用水平天然氣驅(qū)和頂部天然氣驅(qū)的最終驅(qū)油效率分別為66.35%和69.21%，采用單一驅(qū)替方式對(duì)提高驅(qū)油效率作用不顯著，且二次悶井對(duì)剩余油的提采效果不明顯。

（2）微球進(jìn)入巖心后會(huì)在喉道、裂縫處膨脹、變形、聚并等從而發(fā)生物理堵塞，產(chǎn)生附加阻力，當(dāng)壓力增至一定值后，部分微球會(huì)以變形的方式通過(guò)原來(lái)的位置，引起驅(qū)替壓力的波動(dòng)式變化。低滲透和高滲透巖心注入微球G3 可分別使阻力系數(shù)增加約14 倍和17倍，微球G3對(duì)該儲(chǔ)集層的封堵效果好。

（3）微球注入巖心后由于其良好的膨脹、聚并等性能，多次封堵后可實(shí)現(xiàn)變形解堵，可使驅(qū)替流體改變流動(dòng)方向，實(shí)現(xiàn)封堵與氣體溶解的協(xié)同驅(qū)油作用，使原本難以動(dòng)用的剩余油被采出。微球-天然氣驅(qū)與天然氣驅(qū)相比，最終驅(qū)油效率提高22.81%，驅(qū)油效率顯著提升，潛山油藏的開(kāi)發(fā)效果得到改善。