Development and Field Testing of a New Targeted Viscosity-Enhancing Oil Displacement Agent
-
摘要:
针对目前常规聚合物驱存在注入过程中机械降解黏度损失严重、油藏深部调驱能力弱的局限性，借鉴其他行业应用的微胶囊技术，利用反相乳液聚合与界面原位聚合技术，将常规聚合物包覆在微胶囊外壳内，研制出新型靶向增黏驱油剂（TVP）。利用微观手段表征了TVP的破壳缓释过程，并研究了TVP缓释影响因素、抗机械剪切性能、缓释前后的阻力系数及驱油效果。研究表明，TVP缓释前呈球形，粒径主要分布在600～800 nm；微胶囊外壳在高温和高pH值下均可释放聚合物，聚合物释放后溶于水中形成网状结构；在质量浓度5 000 mg/L下，TVP可使水相增黏至30 mPa·s左右；在微胶囊外壳的保护下，TVP具有抗强机械剪切能力，剪切后黏度损失率仅3.3%；TVP缓释前注入岩心的阻力系数仅3.0左右，注入性能较好，缓释后注入岩心的阻力系数增至36.88，采收率可提高26.7百分点，具有良好的扩大波及范围的能力和驱油效果。TVP现场试验结果表明，3口注水井的油压平均升高6.4 MPa，2口油井动液面上升，含水率降低，日增油量4.4 t，注聚效果初见成效。研究结果表明，TVP作为新型驱油剂，在油田三次采油中具有显著提高原油采收率的潜力。
Abstract:In view of the limitations of conventional polymer flooding, such as serious viscosity loss due to mechanical degradation during injection and weak flooding profile control ability in deep reservoirs, a novel targeted viscosity-enhancing oil displacement agent (TVP) was developed. It is formulated by encapsulating conventional polymers within microcapsule shells using inverse emulsion polymerization and interfacial in-situ polymerization technologies, inspired by microencapsulation techniques from other application fields. The release process of TVP was characterized by microscopic methods, and the influencing factors of TVP sustained-release, anti-shear performance, resistance coefficient before and after sustained-release, and oil displacement effect were studied. The results show that TVP is spherical with an average particle diameter of 600～800 nm before sustained release. The microcapsule shell can release polymers under high temperatures or high pH conditions. After release, the polymer will dissolve in water, forming a network structure, which can increase the aqueous phase viscosity to approximately 30 mPa·s at a mass concentration of 5000 mg/L. Protected by microcapsule shell, TVP has strong mechanical shear resistance, with only 3.3% viscosity loss after shearing. Before TVP sustained release, the resistance coefficient of core flooding is only about 3.0, indicating favorable injectivity. After sustained release, the resistance coefficient of core flooding rises to 36.88, achieving an incremental oil recovery of 26.7 percentage points, which demonstrates favorable sweep efficiency and oil displacement performance. Field trials of TVP were carried out, and the results showed that the average injection pressure of three water injectors increased by 6.4 MPa, the dynamic fluid level of two producers increased, the water cut decreased, and the daily oil production increased by 4.4 t, indicating preliminary favorable effectiveness of polymer injection. The results also show that TVP, as a new oil displacement agent, has the potential to significantly improve crude oil recovery in tertiary oil recovery.
-
西湖凹陷位于东海陆架盆地浙东坳陷东部，面积约5.9×104 km2，新生代地层最大沉积厚度超过1.0×104 m，主要目的层为古近系平湖组和花港组地层。储层岩性以长石砂岩和岩屑砂岩为主，埋深一般大于3 500.00 m，受压实成岩作用影响，储层物性一般偏低，孔隙度多在15%以下，渗透率一般小于10 mD。低孔低渗储层的流体性质识别一直是西湖凹陷油气勘探开发中的难题之一[1–3]，原因是储层束缚水含量高、电阻率对比度低，同时受储层孔隙结构影响，水层的电阻率往往也较高，通过电性判别难度较大[4–6]；另外，低孔低渗储层毛细管水含量高，当生产压差增大到一定数值后，一部分束缚水往往会转化为可动水，导致生产出水，影响油气产量，特别是气层一旦出水将严重影响最终的采收率，降低油气田开发的经济性[7–10]。针对上述问题，笔者利用油基钻井液的高侵特性，基于时移测井理念[11–12]，提出时移电阻率测井对比识别法，即通过对比随钻实时电阻率与复测电阻率的差异快速识别流体性质，并在西湖凹陷低孔低渗储层进行了现场应用，验证了其可行性和有效性。
1. 油基钻井液滤失性试验
西湖凹陷低孔低渗储层钻井使用的油基钻井液主要成分为白油，根据实际需要，其含量约占钻井液总体积的70%～85%，其余成分为水和各种添加剂，主要起乳化、降滤失和封堵作用。虽然油基钻井液比水基钻井液具有更好的井壁稳定和储层保护作用，但仍具有一定的侵入特性。为了分析油基钻井液的滤失特征，利用具有低孔低渗特征的人造岩心进行了滤失性试验，岩心参数见表1。
表 1 油基钻井液滤失性试验所用岩心的主要参数Table 1. Core parameters of oil-based drilling fluid filtration test编号 长度/cm 直径/cm 渗透率/mD 钻井液密度/（kg·L–1） 1 7.39 2.49 199 1.18 2 7.34 2.53 198 1.32 将岩心放入夹持器内，逐渐加压至13 MPa，并持续24 h，测量滤失量、滤饼厚度和滤液侵入深度。试验结果为：1号岩心滤饼厚4.0 mm，滤液侵入深度为 3.5 cm；2号岩心滤饼厚5.0 mm；滤液侵入深度为6.5 cm；滤失量与侵入时间的关系如图1所示。
![]()
图 1 油基钻井液滤失量与侵入时间的关系Figure 1. Relationship between fluid loss and intrusion time of oil-based drilling fluid从图1可以看出，油基钻井液存在一定的滤失性，滤液能够侵入岩心，滤失量与岩心物性、压差和时间都有一定的关系。这是因为，油基钻井液滤液侵入地层后，会对储层中原有流体产生一定的驱替作用，导致储层电性特征变化，所以可通过对比储层电性特征变化情况分析判断储层流体的性质。
2. 时移电阻率测井对比识别法原理
地层刚钻开时，油基钻井液滤液侵入量小，滤饼薄，冲洗带和过渡带较窄；钻开一段时间后，滤饼增厚，冲洗带和过渡带宽度增大[13]，如图2所示。所以，刚钻开地层进行随钻电阻率测井时，该电阻率一般可以代表地层真电阻率，即原状地层电阻率Rt；地层钻开一段时间后复测电阻率时，电阻率特别是探测深度较浅的电阻率（Rs）会包含冲洗带和过渡带的流体性质变化信息。对于水基钻井液，Rs相对于Rt增大或减小，取决于钻井液滤液矿化度和地层水矿化度的相对大小关系；但对于油基钻井液，由于钻井液滤液不导电，当地层水被驱替后，复测时电阻率Rs会变大，即复测Rs大于随钻测量Rs。时移电阻率测井对比识别法就是利用含有不同性质流体的储层被油基钻井液滤液驱替后、表现出不同的电性变化特征进行流体识别。
![]()
图 2 地层刚钻开和钻开一段时间后的井筒环境Figure 2. Wellbore environments after penetrating the formation soon and drilling for a while为了进一步说明时移电阻率测井对比识别法的技术原理，分别分析了探测深度与被探测地层电阻率的关系，以及油基钻井液滤液侵入不同地层后的电阻率变化特征。
首先用Schlumberger公司的ARC随钻电阻率测井仪（以下简称ARC测井仪）分析探测深度与被探测地层电阻率的关系。该仪器有5个源距（406.4，558.8，711.2，863.6和1 016.0 mm）的发射器，采用2种发射频率（400 kHz和2 MHz），所以可以获得20条电阻率曲线（10条相位电阻率和10条衰减电阻率）。其中，发射频率为2 MHz时，ARC测井仪探测深度与地层相位电阻率的关系曲线如图3所示。
![]()
图 3 P16H探测深度与被探测地层电阻率的关系曲线Figure 3. Relationship curve between P16H detection depth and the resistivity of measured formation由图3可知，P16H（源距为406.4 mm，频率为2 MHz的相位电阻率）探测深度最小，但其探测深度与地层电阻率相关，电阻率越高，探测深度越大。由于油基钻井液滤液侵入深度小，所以可以利用P16H电阻率的变化率分析侵入深度。
然后分析油基钻井液滤液分别侵入油气层、水层、含油气水层和干层后，冲洗带电阻率的变化情况。对于油气层，油气和油基钻井液滤液都是不导电的流体介质，油基滤液侵入地层后，地层电阻率基本不变；对于水层、含油气水层或同层，油基钻井液滤液侵入后会减小导电流体（水）的体积，导致储层的电阻率升高。实际复测时，同时测量砂岩储层及上下泥质围岩的电阻率，由于泥岩为非渗透性层，所以随钻实时电阻率和复测电阻率保持一致，通过使围岩电阻率重合，就可以确定砂岩储层电阻率的变化。钻井液滤液的侵入深度与储层物性、井筒过平衡压差、侵入时间及钻井液特性都有关系。例如，西湖凹陷某区域的典型低孔低渗储层，孔隙度为9%～18%，渗透率为1～50 mD，在较大正压差和较长完钻时间下的侵入深度一般较大。而致密层由于储层物性太差，滤液基本无侵入，所以地层电阻率基本不变。不同地层的具体变化特征见表2（其中，P16H实时，指P16H随钻实时电阻率；P16H复测，指P16H复测电阻率）。
表 2 油基钻井液滤液侵入不同地层后的电阻率变化特征Table 2. Characteristics of resistivity change after oil-based drilling fluid filtrate invaded different formations地层类型 钻井液滤液侵入情况 电阻率变化情况 ARC测井仪测量结果 油气层 一定压差下侵入 不变 P16H实时≈P16H复测 水层 一定压差下侵入 升高 P16H实时<P16H复测 含油气水层或同层 一定压差下侵入 升高 P16H实时<P16H复测 致密层 基本无侵入 不变 P16H实时≈P16H复测 3. 现场应用
时移电阻率测井对比识别法在西湖凹陷X1井和X2井进行了应用，均取得了成功，证明该方法可行且有效。
X1井4 450.00～4 475.00 m井段钻遇油气显示层，电阻率最高50 Ω·m，气测全量Tg最高12.0%，岩性为长石细砂岩，孔隙度为9%～11%，渗透率为1～5 mD，参照邻井信息，初步判断该层为气层。对该层进行了随钻电阻率复测，结果如图4所示。图4中，第五道“电阻率对比”指P16H随钻实时电阻率（P16H实时）与P16H复测电阻率（P16H 复测）的对比；P16H复测值大于P16H实时值（对应部分进行了蓝色充填），表明该层为非纯气层，存在一定量的可动水，或者说在该井钻井液过平衡压差约6.9 MPa的条件下，储层孔隙中的部分水可以流动。
![]()
图 4 X1井随钻电阻率实时值与复测值的对比Figure 4. Comparison on the resistivity while drilling real-time measurement and the re-tested value in Well X1X1井完钻后，在井深4 471.50 m处进行了电缆地层测试泵抽取样（MDT仪器），泵抽至45 min时，通过井下流体识别仪IFA开始观察到地层天然气流体，流线中的成分主要为天然气和油基钻井液；泵抽至160 min时，泵抽压差增大至4.13 MPa，流线出现了明显的地层水信号，说明在该压差下一部分毛细管水开始流动，转变为可动水。泵抽结束时，流线中水的体积比约为17%，该结果与电阻率复测分析结果完全一致（如图5所示）。这说明该层有一部分毛细管水在压差大于4.13 MPa时是可以流动的，可以称这部分水为弱束缚水；后续进行地层测试或开发时，生产压差应小于4.13 MPa，否则会导致地层出水，影响天然气产能。
![]()
图 5 X1井井深4 471.50 m MDT泵抽流体性质综合识别Figure 5. Comprehensive identification of 4 471.50 m MDT pumping fluids properties in Well X1X2井与X1井处于同一构造带，应用油基钻井液钻进。该井4 317.00～4 336.00 m井段钻遇油气显示层，岩性为长石细砂岩，孔隙度为10%～15%，渗透率为1～10 mD。储层上部电阻率约24 Ω·m，气测全量Tg最高约6.0%；储层下部电阻率为13 Ω·m，气测全量Tg约为2.8%。与邻区同层位油气层相比，该层整体电阻率较低，认为该层未达到纯油气层的标准，为此进行了电阻率随钻与复测对比，结果如图6所示。该井钻井液过平衡压差为7.13 MPa。图6中，第五道为P16H实时值和复测值的对比结果，可以看出井深4 330.00 m以浅的P16H实时值与P16H复测值一致，说明该层不含可动水，为纯油气层；井深4 330.00 m以深的P16H复测值明显大于P16H实时值，说明该层含可动水，推测为气水同层。
![]()
图 6 X2井随钻电阻率实时值与复测值的对比Figure 6. Comparison on the resistivity while drilling real-time measurement and the re-tested value in Well X2完钻后，X2井在井深4 321.20和4 333.00 m处分别进行了MDT泵抽取样。井深4 321.20 m处泵抽压差约13.8 MPa，泵抽时间为115 min，证实为纯轻质油层，不含水；井深4 333.00 m处泵抽压差为18.3 MPa，泵抽时间为120 min，后期含水率为60%，证实为油水同层，流体性质识别具体情况如图7所示。该井的泵抽结果与电阻率复测对比分析结果完全一致，再次证明了该方法的可行性和有效性。
![]()
图 7 X2井井深4 321.20和4 333.00 m MDT泵抽流体性质综合识别Figure 7. Comprehensive identification of MDT pumping fluid properties at 4 321.20 and 4 333.00 m in Well X24. 结论与建议
1）油基钻井液滤液侵入地层后，对储层中原有流体有一定驱替作用，从而引起储层电性特征的变化，通过对比该变化情况，就能够对储层中原有流体性质进行分析判断。
2）低孔低渗储层岩性和孔隙结构复杂，仅仅依靠对比电阻率的高低或者邻区经验识别流体的性质很难得到准确的结果。油基钻井液条件下利用时移电阻率测井对比识别法，可以快速识别低孔低渗储层的流体性质，现场应用也验证了该方法具有较高的准确性。
3）时移电阻率测井对比识别法具有较好的通用性，只要使用随钻电阻率和油基钻井液均可进行借鉴，特别是对于一些新区探井，该方法能够快速识别流体性质，为后续作业选择提供指导，提高作业效率并节省成本。
-
![]()
图 3 不同老化温度下黏度随时间变化曲线
Figure 3. Variation of viscosity with time at different aging temperatures
![]()
图 4 不同pH值下TVP溶液黏度与老化时间的关系
Figure 4. Variation of viscosity with time at different pH conditions
![]()
图 5 剪切前后TVP溶液黏度与老化时间的关系
Figure 5. Variation of TVP solution viscosity with aging time before and after shearing
-
[1] 刘益嘉. 三次采油化学驱油技术策略[J]. 化学工程与装备,2022(2):41–42. LIU Yijia. Technical strategy of chemical flooding for tertiary oil recovery[J]. Chemical Engineering & Equipment, 2022(2): 41–42.
[2] 李刚,宋群华,高振东,等. 运用聚合物驱油技术提高采收率方法研究[J]. 当代化工,2022,51(8):1974–1977. doi: 10.3969/j.issn.1671-0460.2022.08.045 LI Gang, SONG Qunhua, GAO Zhendong, et al. Study on improving oil recovery by using polymer flooding technology[J]. Contemporary Chemical Industry, 2022, 51(8): 1974–1977. doi: 10.3969/j.issn.1671-0460.2022.08.045
[3] 刘柬葳,彭勃. 交联聚合物微球在深部调驱中的应用[J]. 油田化学,2022,39(1):179–185. LIU Jianwei, PENG Bo. Research progress of crosslinked polymer microspheres for deep control and flooding[J]. Oilfield Chemistry, 2022, 39(1): 179–185.
[4] 孙福街. 中国海上油田高效开发与提高采收率技术现状及展望[J]. 中国海上油气,2023,35(5):91–99. SUN Fujie. Status and prospects of efficient development and EOR technologies in China offshore oilfields[J]. China Offshore Oil and Gas, 2023, 35(5): 91–99.
[5] 曹绪龙,季岩峰,祝仰文,等. 聚合物驱研究进展及技术展望[J]. 油气藏评价与开发,2020,10(6):8–16. doi: 10.3969/j.issn.2095-1426.2020.06.002 CAO Xulong, JI Yanfeng, ZHU Yangwen, et al. Research advance and technology outlook of polymer flooding[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2020, 10(6): 8–16. doi: 10.3969/j.issn.2095-1426.2020.06.002
[6] 束宁凯,汪卫东,曹嫣镔,等. 化学驱聚合物溶液配注工艺技术及矿场应用效果[J]. 石油学报,2022,43(5):668–679. doi: 10.7623/syxb202205008 SHU Ningkai, WANG Weidong, CAO Yanbin, et al. Preparation and injection technology of chemical flooding polymer solution and its application effect in fields[J]. Acta Petrolei Sinica, 2022, 43(5): 668–679. doi: 10.7623/syxb202205008
[7] 郭光范,叶仲斌,舒政. 近井地带剪切作用对驱油用聚合物溶液渗流特性的影响[J]. 油田化学,2014,31(1):90–94. GUO Guangfan, YE Zhongbin, SHU Zheng. Effects of near wellbore shearing on the seepage characteristics of flooding polymer solutions[J]. Oilfield Chemistry, 2014, 31(1): 90–94.
[8] 于鹏. 聚合物配制站系统运行适应性分析[J]. 化学工程与装备,2020(4):115–116. YU Peng. Analysis of operating adaptability of polymer preparation station system[J]. Chemical Engineering & Equipment, 2020(4): 115–116.
[9] 舒政,叶仲斌,张健,等. 聚合物溶液近井地带速率剪切模拟实验装置设计[J]. 油气地质与采收率,2010,17(4):55–58. doi: 10.3969/j.issn.1009-9603.2010.04.015 SHU Zheng, YE Zhongbin, ZHANG Jian, et al. Experiment design of velocity shearing simulation for polymer adjacent to borehole[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2010, 17(4): 55–58. doi: 10.3969/j.issn.1009-9603.2010.04.015
[10] 舒政,杨雅兰,王同旺,等. 近井地带剪切强度对疏水缔合聚合物相对分子质量的影响[J]. 石油化工应用,2022,41(1):44–50. doi: 10.3969/j.issn.1673-5285.2022.01.010 SHU Zheng, YANG Yalan, WANG Tongwang, et al. The effect of shear strength near the well on the molecular weight of hydrophobically associating polymers[J]. Petrochemical Industry Application, 2022, 41(1): 44–50. doi: 10.3969/j.issn.1673-5285.2022.01.010
[11] 杨开吉,张颖,魏强,等. 海上油田开发用抗温抗盐乳液聚合物研制与性能评价[J]. 石油钻探技术,2024,52(4):118–127. doi: 10.11911/syztjs.2024010 YANG Kaiji, ZHANG Ying, WEI Qiang, et al. Development and performance evaluation of emulsion polymer with temperature resistance and salt resistance used in offshore oilfield development[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2024, 52(4): 118–127. doi: 10.11911/syztjs.2024010
[12] 陈文娟,王秀军,胡科,等. 高抗剪切聚丙烯酰胺类聚合物驱油剂的合成及性能[J]. 西安石油大学学报(自然科学版),2018,33(6):105–111. doi: 10.3969/j.issn.1673-064X.2018.06.017 CHEN Wenjuan, WANG Xiujun, HU Ke, et al. Synthesis and properties of Polyacrylamide polymer flooding agent with high shear resistance[J]. Journal of Xi’an Shiyou University(Natural Science Edition), 2018, 33(6): 105–111. doi: 10.3969/j.issn.1673-064X.2018.06.017
[13] 于浩然. 绿色靶向微胶囊驱油体系的制备与性能研究[D]. 济南:山东大学,2021. YU Haoran. Preparation and performance of green targeted microcapsule oil displacement system[D]. Jinan: Shandong University, 2021.
[14] 雷明,罗明良,战永平,等. 化学自生热压裂液技术研究进展[J]. 油田化学,2022,39(1):170–178. LEI Ming, LUO Mingliang, ZHAN Yongping, et al. Research progress of fracturing fluid with chemical in-situ heat generation[J]. Oilfield Chemistry, 2022, 39(1): 170–178.
[15] 李继勇,邵红云,宋时权,等. 压裂用胶囊破胶剂性能评价方法研究[J]. 石油与天然气化工,2021,50(6):87–90. doi: 10.3969/j.issn.1007-3426.2021.06.015 LI Jiyong, SHAO Hongyun, SONG Shiquan, et al. Research on performance evaluation method of capsule breaker for fracturing[J]. Chemical Engineering of Oil and Gas, 2021, 50(6): 87–90. doi: 10.3969/j.issn.1007-3426.2021.06.015
[16] 杨强斌,李风. 压裂液微胶囊材料的制备及应用[J]. 山东化工,2015,44(5):22–26. doi: 10.3969/j.issn.1008-021X.2015.05.008 YANG Qiangbin, LI Feng. Preparation and application of polymeric capsule dressing for gel breaker[J]. Shandong Chemical Industry, 2015, 44(5): 22–26. doi: 10.3969/j.issn.1008-021X.2015.05.008
[17] 张凡,杨建军,吴庆云,等. 聚氨酯微胶囊的应用研究进展[J]. 粘接,2013,34(12):80–83. doi: 10.3969/j.issn.1001-5922.2013.12.029 ZHANG Fan, YANG Jianjun, WU Qingyun, et al. Progress of application of polyurethane microcapsules[J]. Adhesion, 2013, 34(12): 80–83. doi: 10.3969/j.issn.1001-5922.2013.12.029
[18] 张微微,胡静,包晓丽. 聚氨酯微胶囊应用研究进展[J]. 应用技术学报,2021,21(1):21–29. doi: 10.3969/j.issn.2096-3424.20016 ZHANG Weiwei, HU Jing, BAO Xiaoli. Research progress in the application of polyurethane microcapsules[J]. Journal of Technology, 2021, 21(1): 21–29. doi: 10.3969/j.issn.2096-3424.20016
[19] 张峰,吴斌. 可控降解聚氨酯弹性体的合成和水解性能研究[J]. 聚氨酯工业,2022,37(2):27–30. doi: 10.3969/j.issn.1005-1902.2022.02.007 ZHANG Feng, WU Bin. Synthesis and hydrolysis properties of controllable degradation polyurethane elastomers[J]. Polyurethane Industry, 2022, 37(2): 27–30. doi: 10.3969/j.issn.1005-1902.2022.02.007
[20] 季岩峰,杨勇,曹绪龙,等. 微胶囊乳液型聚合物驱油剂研制与评价[J]. 石油学报,2023,44(6):975–982. doi: 10.7623/syxb202306007 JI Yanfeng, YANG Yong, CAO Xulong, et al. Development and evaluation of microencapsulated emulsion polymer flooding agent[J]. Acta Petrolei Sinica, 2023, 44(6): 975–982. doi: 10.7623/syxb202306007
-
期刊类型引用(6)
1. 张浩，倪利平，罗刚，王雪亮，王亮. 油基钻井液侵入对核磁共振测井响应影响的实验研究. 科学技术与工程. 2023(12): 5013-5021 . 
百度学术
2. 罗健，张国栋，胡文亮，魏晓晗，何玉春. 低渗储层泥浆侵入特征与时移电阻率测井评价. 海洋石油. 2022(02): 55-60+76 . 百度学术
3. 吴进波，陈鸣，孙殿强，王锋，周基恒. 随钻地层测试在大斜度井油基钻井液中的应用. 石油钻采工艺. 2022(02): 178-185 . 百度学术
4. 张志强，王猛，杨杰. 油基泥浆环境下储层电阻率动态剖面反演方法研究及应用. 石化技术. 2021(06): 116-117 . 百度学术
5. 李新，米金泰，张卫，姚金志，李三国. 井下随钻核磁共振流体分析装置设计与试验验证. 石油钻探技术. 2020(02): 130-134 . 本站查看
6. 邱小雪，戴家才，陈猛，程伊博. 基于VOF对低产积液气井流动特征的数值模拟. 断块油气田. 2020(05): 619-623 . 百度学术
其他类型引用(2)
下载:
计量
- 文章访问数: 34
- HTML全文浏览量: 8
- PDF下载量: 17
- 被引次数: 8
