Study and Application of Precipitated Particle Profile Control andDisplacement Agent
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摘要:
针对注入水或地层水矿化度高油田聚合物驱驱油效果差的问题，开发了一种“硅酸钠+分散剂”的调驱体系。该调驱体系与注入水或地层水中的钙镁离子反应，可以迅速生成最小粒径小于100 nm的沉淀粒子。通过调节分散剂与硅酸钠质量浓度之比，可调控沉淀粒子的团聚程度，使初始粒径在 60.4 nm至3.85 μm可控，分散时间在2～144 h可控，可适配不同渗透率的油藏。沉淀粒子聚集后，聚集体的最终粒径超70 μm，可有效封堵高渗流通道，实现深部液流转向。该调驱体系在南海某油田的P8注采井组进行了现场试验，该井组注入水的矿化度为34 g/L，连续注入沉淀调驱体系192 d后，平均注水压力升高2.9 MPa，2口受效井的含水率分别降低了4.6和17.8百分点，累计增油量超6 200 m³，有效期在4月以上。研究和现场试验表明，设计的沉淀调驱体系可以解决注入水矿化度高油田聚合物调驱效果差的问题，为注入水高矿化度油田调驱提供技术支持。
Abstract:In the oilfield with a high salinity of injected water or formation water, the effect of polymer profile control and displacement agent is poor. To address this issue, a profile control and displacement system of “sodium silicate + dispersant” was designed. Together with calcium and magnesium ions in injected water or formation water, precipitated particles with a minimum particle size of less than 100 nm could be rapidly formed. Adjusting the concentration ratio of sodium silicate to dispersant could change the agglomeration degree of precipitated particles making the initial particle size controllable within 60.4 nm–3.85 μm, and controlling the dispersion time within 2–144 h which is feasible to accommodate reservoirs with different permeability. After the aggregation of precipitated particles, the final particle size of aggregates exceeded 70 μm, which could effectively block high-permeability channels and achieve deep fluid flow steering. The profile control and displacement system was tested in the P8 injection and production well group of an oilfield in the South China Sea. The salinity of injected water in this well group was 34 g/L, and the average injection pressure increased 2.9 MPa after 192 days of continuous injection of the precipitated particle profile control and displacement system. The water cut of the two affected wells was reduced by 4.6 and 17.8 percentage points, respectively, resulting in a cumulative oil gain of over 6 200 m3,with a valid period longer than 4 months. The research and field test show that the designed precipitated particle profile control and displacement system can solve the problem of poor profile control and displacement effects in oilfields with high salinity of injected water and provide technical support for oilfields with high salinity of injected water.
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近年来，注入水或地层水矿化度高（> 20 g/L）油田的稳油控水难题引起重视。该类油田采用聚合物调驱时，由于注入水矿化度高，含有大量的Na+、K+和Ca2+、Mg2+，导致聚合物黏度迅速下降，驱油效果变差[1–10]。硅酸盐无机凝胶具有耐温耐盐的优势，但存在反应速率不可控、一触即凝的问题，如果在地面流程中将2种工作液先混合再注入，则极易在井筒内形成沉淀并产生堵塞，如果采用交替注入的方式，则2种工作液进入井下环境后会接触不充分，无法形成足量的沉淀物，影响封堵效果，这是制约无机调剖推广应用的主要原因[11–16]。
通常来说，加入阻垢剂能够抑制难溶性无机盐沉淀或成垢，其主要原理是其与水中的二价阳离子结合形成稳定的螯合物，使成垢概率降低，最终沉淀物减少，但无法长时间抑制沉淀物的形成。因此，笔者提出一种新思路：在不改变地层水中钙镁离子浓度的情况下，利用分散剂抑制沉淀物的团聚和沉降，延缓絮凝，同时形成具有深部调驱功能的沉淀粒子，从而避免堵塞井筒和筛管，改善层内非均质性。通过室内试验测定了沉淀粒子的粒径、分散时间、Zeta电位，评价了其渗流特性和驱油能力。在南海某油田进行了现场试验，证明沉淀粒子能够起到调剖驱油的作用，有效提高采收率。
1. 技术原理
无机沉淀是由无数纳米或亚微米级别的沉淀粒子团聚和沉降形成的聚集体。由于沉淀粒子的粒径小，比表面积大，表面能高，粒子之间有强烈的聚集倾向，因此，形成沉淀的时间十分短暂。为了控制沉淀速率，必须对粒子表面进行修饰[17–21]。笔者研制了一种长链微支化型分散剂，分子结构包含长链烃和强极性基团，在形成沉淀的瞬间和粒子相互触碰之前，分散剂依靠强极性基团迅速吸附在粒子表面，同时长链烃在粒子表面形成足够厚的溶剂化层，通过空间位阻效应将沉淀粒子分隔，防止其团聚（见图1（a））。另外，分散剂电离后产生大量的反离子，可以改变表面吸附层的电性，使Zeta电位升高，扩散层变厚（见图1（b）），依靠静电排斥作用使粒子进一步分散，从而阻止沉淀快速形成。通过调节分散剂的浓度，可以改变沉淀粒子的团聚程度，实现对其初始粒径的调控[22–23]。
2. 沉淀粒子性能评价
将硅酸钠和分散剂按一定浓度比例复配至去离子水中，形成高浓度母液，再用模拟水将母液中的硅酸钠稀释至目标浓度，制备沉淀粒子。模拟水按照南海某油田注入水的离子组成配制，其总矿化度34 691 mg/L，钙镁离子质量浓度1 783 mg/L。
2.1 分散形态
配制硅酸钠质量浓度为1 500 mg/L、分散剂质量浓度分别为0，1 000，1 500，2 500 和3 000 mg/L的溶液，放入90 ℃恒温箱，定期取出观察不同时刻沉淀粒子的分散状态，如图2所示（从左至右分散剂质量浓度分别为0，1 000，1 500，2 500 和3 000 mg/L）。由图2可知：不加分散剂时，30 min后底部迅速产生沉淀；加入分散剂后，溶液呈灰白色透明状态，长时间保持稳定；分散剂质量浓度越高，粒子团聚程度越低，粒径越小，分散时间越长；随受热时间增长，溶液稳定性变差，分散粒子开始团聚，逐渐生成沉淀。
2.2 粒径与稳定时间
改变沉淀离子体系中分散剂与硅酸钠质量浓度之比，放入90 ℃的恒温箱，测定其分散时间，并利用马尔文
3000 激光粒度仪测定其初始粒径和完全沉淀后的粒径，结果见表1和图3。表 1 不同配方沉淀粒子体系的初始粒径与分散时间Table 1. Initial particle size and dispersion time of precipitated particle system with different formulations配方 试剂质量浓度/（mg·L−1） Ca2+、Mg2+质量浓度/
（mg·L−1）d50/nm 分散时间/h 硅酸钠 分散剂 初始状态 完全沉淀后 1 1 500 0 1 783 4 870.0 72 800 不稳定 2 100 3 850.0 70 980 1～2 3 300 529.0 74 700 12～24 4 500 464.0 72 200 12～24 5 1 000 88.7 71 200 72～96 6 1 500 73.9 74 200 96～120 7 2 500 60.8 71 400 120～144 8 3 000 60.4 76 100 120～144 ![]()
图 3 不同配方沉淀粒子体系的初始粒径分布Figure 3. Initial particle size distribution of precipitated particle system with different formulations从表1可以看出：硅酸钠直接与钙镁离子反应后，生成沉淀粒子的初始粒径为4.87 μm，但此时溶液为不稳定体系，分散粒子很快聚集沉淀，最终形成粒径72.8 μm的聚集体；加入分散剂后，沉降被延缓，当分散剂与硅酸钠的质量浓度之比从1∶15提至2∶1时，沉淀粒子的初始粒径从3.85 μm降至60.4 nm，分散时间从1～2 h延长至120～144 h。分析认为：分散剂的质量浓度越高，抑制沉淀粒子团聚的作用越强，初始粒径越小，分散体系越稳定；分散剂主要作用于固相粒子之间，因此，无论其加量多少，最终沉淀形成聚集体的粒径差别不大，约为70～80 μm。
从图3可以看出，不同配方沉淀粒子体系的初始粒径范围较窄并呈现“单峰”形态，粒子比较均匀。
2.3 Zeta电位
Zeta电位是指表面扩散层中的滑动面（抽象界面）相对于分散介质中远离该表面处某点的电势，Zeta电位的绝对值可以反映分散体系的稳定性。利用马尔文Zeta电位仪测定不同配方沉淀粒子体系室温下的Zeta电位，结果见表2。
表 2 不同配方沉淀粒子体系的Zeta 电位Table 2. Zeta potential of precipitated particle system with different formulations配方 硅酸钠质量
浓度/（mg·L−1）分散剂质量
浓度/（mg·L−1）pH值 Zeta电位/mV 9 300 20 7～8 −6.6 10 50 7～8 −10.8 11 100 8～9 −15.7 12 150 8～9 −26.3 13 200 8～9 −38.4 14 300 9～10 −44.5 15 500 9～10 −57.3 16 600 9～10 −58.8 从表2可以看出，当硅酸钠质量浓度一定时，随着分散剂质量浓度增大，沉淀粒子体系的pH值逐渐升高，Zeta电位始终为负值，但其绝对值逐渐增大。分析认为，分散剂分子端基中含有较多的阴离子基团，电离后吸附在粒子表面并产生大量的负电荷，使表面Zeta电位绝对值增大，静电位阻作用增强[24–27]；当分散剂在粒子表面达到吸附饱和后，继续提高其质量浓度，Zeta电位绝对值的增大幅度将减小。
2.4 渗流特性
为了观察不同粒径的沉淀粒子在多孔介质中的渗流规律，利用图4所示的岩心驱替试验设备进行不同配方沉淀粒子体系的渗流试验。试验用油为由南海某油田脱气原油与煤油混合而成的模拟油，其90 ℃下的黏度为5.3 mPa·s。试验岩心为根据南海油田地质特征制成的均质人造石英砂环氧树脂胶结岩心[28]，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，气测渗透率为260～1 000 mD。试验结果见表3和图5。
表 3 不同配方沉淀粒子体系的阻力系数和残余阻力系数Table 3. Resistance coefficient and residual resistance coefficient of precipitated particle system with different formulations配方 试剂质量浓度/（mg·L−1） Ca2+、Mg2+质量
浓度/（mg·L−1）初始粒径/nm 岩心渗透率/mD 阻力系数 残余阻力系数 硅酸钠 分散剂 1 1 500 0 1 783 4 870.0 260 500 1000 4 500 464.0 260 3.07 1.00 500 2.57 2.71 1 000 2.50 2.52 6 1 500 73.9 260 2.07 2.53 500 1.85 2.38 1 000 1.50 2.33 8 3 000 60.4 260 1.53 1.73 500 1.43 1.50 1 000 1.24 1.24 ![]()
图 5 不同配方沉淀粒子体系注入压力与注入量的关系Figure 5. Relationship between injection pressure and injection rate of precipitated particle system with different formulations从表3和图5可以看出：不加分散剂时，生成沉淀物的注入性较差，注入压力迅速升高，说明此时沉淀物堵塞在岩心入口端表面，因此，无法进入岩心深部；渗透率相同时，分散剂与硅酸钠质量浓度之比越大，阻力系数越小，注入性越好。沉淀粒子是刚性颗粒，在多孔介质中不会发生弹性形变，其注入压力主要取决于粒子的初始粒径与岩石孔隙尺寸的匹配性，当两者匹配性较好时，阻力系数较小，这时沉淀粒子可以更多地进入多孔介质中，并在孔隙内充分滞留，增加后续注入水的流动阻力，宏观表现为残余阻力系数大于阻力系数，当两者匹配性不佳时，残余阻力系数接近或小于阻力系数。
2.5 驱油能力
为探究沉淀粒子提高采收率的原理，并对比不同粒径沉淀粒子对采收率增幅的影响。利用图4所示岩心驱替设备进行不同粒径沉淀粒子的驱油试验。试验步骤：1）将尺寸4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm、各小层渗透率50，200和
1000 mD的岩心饱和模拟油；2）水驱至含水率为95%，注入0.75倍孔隙体积的沉淀粒子体系，然后在90 ℃下静置48 h；3）再次水驱，水驱至含水率为95%，计算最终采收率，结果见表4。水驱和注入沉淀粒子体系及后续水驱过程中的注入压力、含水率和采收率如图6所示。表 4 不同配方沉淀粒子体系驱替试验结果Table 4. Displacement experiment results of precipitated particle system with different formulations配方 试剂质量浓度/
（mg·L−1）含油饱和度，% 采收率，% 硅酸钠 分散剂 水驱 沉淀粒子驱 后续水驱 5 1 500 1 000 88.7 21.9 6.2 15.1 8 3 000 60.4 22.6 4.7 18.3 ![]()
图 6 注入压力、含水率和最终采收率与注入量的关系Figure 6. Relationship among injection pressure, water cut, final recovery, and injection rate从表4和图6可以看出：水驱阶段，注入压力先升高再缓慢降低，采出液含水率迅速升高；沉淀粒子体系注入阶段，注入压力和含水率变化不明显，但后续水驱阶段注入压力明显升高，含水率大幅度降低，含水“漏斗”出现的时机存在滞后性。分析认为：刚性粒子不具有黏弹性，因此注入过程中含水率下降幅度不大，静置后，沉淀粒子在孔隙内（特别是高渗透层）发生了部分团聚，滞留在其中，产生了封堵作用，因此后续水驱过程中含水率明显降低。粒子的初始粒径越小，在多孔介质中运移和滞留的能力越强，深部液流转向能力越强，采收率增幅越大。
3. 现场试验
南海某油田储层温度高于80 ℃，注入水矿化度约为34 g/L，钙镁离子质量浓度约为
1700 mg/L，渗透率为26～540 mD，是典型高矿化度、强非均质性油田。P8注采井组的受效井为P1井和P2井，目前笼统注水。由于储层厚度较大，纵向非均质性强，导致注水井P8井在各小层段吸水量差异大，对应受效井含水率上升较快。在P8注采井组开展了注入沉淀粒子体系的调驱作业，P8井注入沉淀粒子体系的曲线如图7所示。从图7可以看出，P8井累计注入沉淀粒子体系192 d，注入压力从注入沉淀粒子体系前的15.2 MPa逐渐升至18.1 MPa（该井限压20 MPa），注入压力缓慢升高并最终保持平稳，说明在该井储层条件下，沉淀粒子不仅具有良好的注入性，也能建立有效的渗流阻力。
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图 7 P8井深部调驱注入曲线Figure 7. Injection curve of deep profile control and displacement of Well P8受效井P1井和P2井在P8井结束注入沉淀粒子体系的56和38 d后，含水率开始明显降低，见效时间存在一定的“滞后性”（见表5），这与室内驱替试验中含水“漏斗”滞后现象相符合，分析认为：注入初期，沉淀粒子在高渗通道中以“运移”为主，随着注入时间增长，一方面沉淀粒子在孔隙中不断堆积，形成封堵；另一方面，储层高温导致沉淀粒子体系失稳，沉淀粒子发生团聚。二者的协同作用提高了高渗通道的渗流阻力，从而实现深部液流转向，扩大波及体积，提高采收率。
表 5 受效井措施前后的生产情况Table 5. Production effects of affected wells before and after measure implementation受益井 措施后见效时间/d 日产液量/m3 日产油量/m3 含水率，% 措施后累计增油量/m3 措施前 措施后 措施前 措施后 措施前 措施后 P1井 56 116.9 112.7 22.8 31.9 78.6 74.0 2 069.2 P2井 38 117.1 114.0 20.5 39.0 82.5 64.7 4 177.5 4. 结 论
1）沉淀粒子体系中的硅酸根与钙镁离子质量浓度不变时，分散剂质量浓度越高，沉淀粒子的初始粒径越小，分散时间越长，分散剂主要作用于固相颗粒之间，不影响最终沉淀后聚集体的粒径。
2）沉淀粒子的粒径与岩石孔隙尺寸匹配性越好，注入过程中的阻力系数越小，并且残余阻力系数大于阻力系数。
3）沉淀粒子的初始粒径越小，含水“漏斗”的滞后现象越明显，采收率的提高幅度越大。
4）现场试验结果证明，硅酸钠与分散剂的沉淀粒子体系具有提高采收率的功能，能够满足注入水或地层水矿化度度高油田的稳油控水需求。
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图 3 不同配方沉淀粒子体系的初始粒径分布
Figure 3. Initial particle size distribution of precipitated particle system with different formulations
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图 5 不同配方沉淀粒子体系注入压力与注入量的关系
Figure 5. Relationship between injection pressure and injection rate of precipitated particle system with different formulations
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图 6 注入压力、含水率和最终采收率与注入量的关系
Figure 6. Relationship among injection pressure, water cut, final recovery, and injection rate
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图 7 P8井深部调驱注入曲线
Figure 7. Injection curve of deep profile control and displacement of Well P8
表 1 不同配方沉淀粒子体系的初始粒径与分散时间
Table 1 Initial particle size and dispersion time of precipitated particle system with different formulations
配方 试剂质量浓度/（mg·L−1） Ca2+、Mg2+质量浓度/
（mg·L−1）d50/nm 分散时间/h 硅酸钠 分散剂 初始状态 完全沉淀后 1 1 500 0 1 783 4 870.0 72 800 不稳定 2 100 3 850.0 70 980 1～2 3 300 529.0 74 700 12～24 4 500 464.0 72 200 12～24 5 1 000 88.7 71 200 72～96 6 1 500 73.9 74 200 96～120 7 2 500 60.8 71 400 120～144 8 3 000 60.4 76 100 120～144 
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表 2 不同配方沉淀粒子体系的Zeta 电位
Table 2 Zeta potential of precipitated particle system with different formulations
配方 硅酸钠质量
浓度/（mg·L−1）分散剂质量
浓度/（mg·L−1）pH值 Zeta电位/mV 9 300 20 7～8 −6.6 10 50 7～8 −10.8 11 100 8～9 −15.7 12 150 8～9 −26.3 13 200 8～9 −38.4 14 300 9～10 −44.5 15 500 9～10 −57.3 16 600 9～10 −58.8
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表 3 不同配方沉淀粒子体系的阻力系数和残余阻力系数
Table 3 Resistance coefficient and residual resistance coefficient of precipitated particle system with different formulations
配方 试剂质量浓度/（mg·L−1） Ca2+、Mg2+质量
浓度/（mg·L−1）初始粒径/nm 岩心渗透率/mD 阻力系数 残余阻力系数 硅酸钠 分散剂 1 1 500 0 1 783 4 870.0 260 500 1000 4 500 464.0 260 3.07 1.00 500 2.57 2.71 1 000 2.50 2.52 6 1 500 73.9 260 2.07 2.53 500 1.85 2.38 1 000 1.50 2.33 8 3 000 60.4 260 1.53 1.73 500 1.43 1.50 1 000 1.24 1.24
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表 4 不同配方沉淀粒子体系驱替试验结果
Table 4 Displacement experiment results of precipitated particle system with different formulations
配方 试剂质量浓度/
（mg·L−1）含油饱和度，% 采收率，% 硅酸钠 分散剂 水驱 沉淀粒子驱 后续水驱 5 1 500 1 000 88.7 21.9 6.2 15.1 8 3 000 60.4 22.6 4.7 18.3
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表 5 受效井措施前后的生产情况
Table 5 Production effects of affected wells before and after measure implementation
受益井 措施后见效时间/d 日产液量/m3 日产油量/m3 含水率，% 措施后累计增油量/m3 措施前 措施后 措施前 措施后 措施前 措施后 P1井 56 116.9 112.7 22.8 31.9 78.6 74.0 2 069.2 P2井 38 117.1 114.0 20.5 39.0 82.5 64.7 4 177.5
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