鄒信波，李志臻，張 譯，麻 路，高云峰，馮 釗

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518064；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

隨著海上油田開發(fā)時(shí)間增長，采出液含水率上升、采收率下降，新老油田控水需求迫切。海上油田開發(fā)控堵水具有特有難點(diǎn)：海上油井對應(yīng)關(guān)系不明顯；作業(yè)空間狹?。凰骄壤?，完井結(jié)構(gòu)復(fù)雜；多存在底水或邊水，油井能量和生產(chǎn)壓差大，水錐突破后使得產(chǎn)量大幅降低[1]。2006—2016年，渤海油田累計(jì)實(shí)施堵水作業(yè)18口井，措施有效率55.6%，平均含水由98.22%下降至73.50%，有效期209 d；南海東部油田2018年至2019年堵水施工約8井次，2020年上半年機(jī)械類控堵水8井次，多依賴機(jī)械堵水和連續(xù)封隔體(ICD)。

選擇性化學(xué)堵水目前在南海西部尚未有實(shí)施經(jīng)驗(yàn)，水平井高含水治理、增油的需求迫切?，F(xiàn)階段海上油田化學(xué)堵水多運(yùn)用凝膠堵劑、乳化稠油和超分子選擇性堵劑。存在多種問題：堵劑注入性差，注入壓力高，施工不能完成設(shè)計(jì)量的注入；油水選擇性較差，對油水兩相滲透率均有傷害；過篩有殘留，儲層傷害大；有效期短，耐高溫性能差等。因此，需要研究一種新型控水體系及工藝進(jìn)行解決[2]。

筆者結(jié)合超疏水顆粒的性能特點(diǎn)，制備出了水分散性良好、顆粒間膠結(jié)性強(qiáng)，具有良好抗溫抗鹽耐壓性的超疏水顆粒乳液型控水體系。首次將納米孔洞金屬-有機(jī)骨架空心球材料應(yīng)用于油田控水領(lǐng)域，改善高含水油田的開發(fā)效果。

1 超疏水顆粒特性及控水機(jī)理

1.1 超疏水顆粒特性

超疏水顆粒JX是近年來研究的新材料，是一種納米孔洞金屬-有機(jī)骨架空心球材料，具有多種優(yōu)點(diǎn)[3]：1)超強(qiáng)的親油疏水性(水相接觸角>150°)；2)較小的粒徑，平均粒徑最小可達(dá)到100 μm以下；3)超高的比表面積(可達(dá)2 000 m2/g)和極高的孔隙率(可達(dá)90%以上)；4)環(huán)境友好性。由于該顆粒的特殊性質(zhì)，將其制備成微球，不但可以突破傳統(tǒng)多孔微球的性能極限，同時(shí)也拓寬了該材料的應(yīng)用領(lǐng)域。該顆粒在吸附、藥物緩釋、能源存儲等方面有著極大的應(yīng)用潛力[4]。

1.2 控水機(jī)理分析

超疏水顆粒乳液型控水體系的控水機(jī)理主要是通過將乳液體系注入目標(biāo)儲層后，在儲層溫度及地層水作用下發(fā)生破乳，將超疏水顆粒釋放并在儲層孔喉堆積形成架橋，從而形成控水屏障，利用超疏水顆粒自身良好的親油疏水性來實(shí)現(xiàn)油水選擇，如圖1所示。

圖1 超疏水顆?？厮畽C(jī)理示意

2 控水體系設(shè)計(jì)與制備

2.1 顆?？尚行苑治?/h3>

2.1.1 潤濕性

為驗(yàn)證超疏水顆粒的親油疏水性，對其控水可行性進(jìn)行初步考察，通過油水接觸角測試判斷其親油疏水性。實(shí)驗(yàn)在常溫條件下進(jìn)行，首先向?yàn)V膜表面鋪滿超疏水顆粒；隨后分別向未加顆粒和加入顆粒的濾膜表面滴加地層水和模擬油，測試接觸角，結(jié)果如圖2、圖3所示。

圖2 水相接觸角測定

圖3 油相接觸角測定

由圖2和圖3可知，超疏水顆粒具有良好的親油疏水性，濾膜表面添加該材料后可改變其潤濕性：添加后油相接觸角由53.002°降至8.379°；而水相接觸角由47.965°升至139.402°，體現(xiàn)了該材料的親油疏水性，即油水選擇性。

2.1.2 粒徑分析

超疏水顆粒粒徑主要分為4個(gè)等級，如表1所示。針對目標(biāo)區(qū)塊儲層滲透率，通過經(jīng)驗(yàn)公式[5]計(jì)算出孔喉尺寸為13.15～27.39 μm，由“三球架橋理論”[6]可知，超疏水顆粒材料應(yīng)選用JX-10系列。為驗(yàn)證該系列粒徑，對其進(jìn)行了粒徑分布測試(圖4)，該系列顆粒粒徑均小于10 μm，主要分布于3～5 μm，滿足設(shè)計(jì)要求。

表1 超疏水顆粒粒徑系列

圖4 試樣JX-10的粒徑分布

2.2 控水體系的制備

JX-10顆粒具有超強(qiáng)的疏水性，不能均勻分散于水相，現(xiàn)場難以施工。因此考慮將超疏水顆粒配制成一定質(zhì)量分?jǐn)?shù)的O/W乳液進(jìn)行現(xiàn)場應(yīng)用，制備方法如下：

1)油相制備。準(zhǔn)備適量的白油于容器A中，然后加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20%的疏水顆粒和油溶性表面活性劑S1分散于白油，并進(jìn)行超聲分散，時(shí)間為10 min。

2)水相制備。準(zhǔn)備一定量的水于容器B中，加入體積分?jǐn)?shù)為10%乳化劑S2復(fù)配，然后將B容器在60 ℃預(yù)熱10 min，使表面活性劑完全溶解。

3)將乳化劑加入水相，在轉(zhuǎn)速12 000 r/min條件下，將一定溫度的油相滴入水相，油水的溫度盡量保持一致，乳化10 min，盡量避免空氣進(jìn)入。最后將乳化后的乳液用攪拌機(jī)慢慢攪拌脫氣0.5～1 h，即制得所需乳液控水體系。

3 控水體系性能評價(jià)

3.1 乳液體系微觀形貌和粒徑分布

乳液體系中，不穩(wěn)定的液滴會聚集形成大液滴，導(dǎo)致乳液較快分層破乳；乳液液滴越小、分布越均勻，體系愈穩(wěn)定，存放時(shí)間越長。通過熒光顯微鏡和生物顯微鏡對乳液體系進(jìn)行觀察，并通過激光粒度分析儀測量乳液的平均粒徑與粒徑分布，測試結(jié)果如圖5和圖6所示。

圖5 乳液體系微觀測試成像

圖6 乳液的粒徑分布

由圖5和圖6可見，乳液液滴呈規(guī)則的球形，且分布均勻，沒有團(tuán)聚、絮凝等現(xiàn)象，乳液液滴粒徑分布范圍為0.5～75 μm，中間大兩頭小，趨勢呈正態(tài)分布。從整體數(shù)據(jù)來看，該乳液的分散較為均勻且普遍粒徑偏小，有利于乳液的長期穩(wěn)定性，可滿足設(shè)計(jì)中在儲層注入性好并且可在孔喉中形成架橋的要求。

3.2 抗溫抗鹽性

根據(jù)施工工藝設(shè)計(jì)，體系應(yīng)具備常溫下穩(wěn)定不破乳。在儲層溫度下與地層水接觸后一定時(shí)間可發(fā)生破乳，釋放出顆粒的性質(zhì)。因此需要根據(jù)工藝設(shè)計(jì)的破乳時(shí)間對體系進(jìn)行抗溫抗鹽性測試，溫度為目標(biāo)儲層溫度150 ℃，地層水礦化度為35 g/L。實(shí)驗(yàn)使用現(xiàn)場地層水進(jìn)行，測試結(jié)果如表2所示。

表2 抗溫抗鹽性測試

由表2可知，超疏水顆粒乳液體系在常溫下60 d內(nèi)均一穩(wěn)定不發(fā)生破乳，滿足施工中的運(yùn)輸及相關(guān)要求。隨著溫度的升高，體系的穩(wěn)定性逐漸降低，在150 ℃時(shí)，乳液體系在3 h左右實(shí)現(xiàn)破乳。在本工藝設(shè)計(jì)中，根據(jù)注入工藝設(shè)計(jì)得知，需要體系破乳時(shí)間大于1.5 h，因此該體系可行。

3.3 巖心驅(qū)替試驗(yàn)

使用巖心為與目標(biāo)儲層巖性相似的滲透率為3 000 mD的人造砂巖巖心，尺寸為2.5 cm×6.0 cm。在巖心實(shí)驗(yàn)過程中，分別測定了體系的注入性、油水選擇性和耐沖刷性[7]。巖心驅(qū)替試驗(yàn)按石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5336—2006 巖心常規(guī)分析方法進(jìn)行[8]。

3.3.1 注入性

將體系從巖心一端以1 mL/min正向注入，觀察進(jìn)口端壓力變化，記錄壓差和流量。壓力穩(wěn)定后繼續(xù)驅(qū)替2～3 PV后停止，取出巖心觀察巖心注入端面顆粒殘留。以此結(jié)合注入穩(wěn)定壓力評價(jià)體系注入性，結(jié)果如圖7所示。

圖7 體系注入情況

由圖7可知，隨著體系的注入，注入端壓力逐漸升高，當(dāng)注入體積為3 PV左右時(shí)，注入壓力開始穩(wěn)定，達(dá)到0.08 MPa左右。并且隨著注入量的增加注入壓力不再上升，保持在0.08 MPa左右，可以看出體系在該巖心中的注入性良好。

3.3.2 油水選擇性

取處理后巖心，將模擬地層水1 mL/min正向注入巖心，壓力穩(wěn)定后停止，計(jì)算水相原始滲透率。將體系1 mL/min反向注入巖心，壓差穩(wěn)定后繼續(xù)驅(qū)替2～3 PV，取出巖心放入模擬地層水中在目標(biāo)儲層溫度下老化48 h。取出老化后巖心，正向注入模擬地層水，壓力穩(wěn)定后停止驅(qū)替，計(jì)算傷害后水相滲透率。水相滲透率測定完畢后改變流體為模擬油重復(fù)以上步驟，測試油相原始滲透率和傷害后油相滲透率，通過注入體系前后水相和油相滲透率的變化，以及巖心基質(zhì)滲透率損害率的計(jì)算評價(jià)體系的油水選擇性[9]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖8和表3所示。

由圖8可知，封堵后水相壓力在反向驅(qū)替1 PV后穩(wěn)定，為0.082 MPa，遠(yuǎn)高于原始水相壓力0.009 MPa；而油相封堵后穩(wěn)定壓力為0.009 MPa，與原始油相壓力0.008 MPa相差不大。由表3可知，封堵后水相滲透率明顯高于封堵前水相原始滲透率，下降了89.02%，而油相滲透率基本不變，只下降了11.11%?？梢姡摽厮w系的選擇性良好。

圖8 體系選擇性評價(jià)情況

表3 體系選擇性記錄表

3.3.3 耐沖刷性

取處理后巖心，使用模擬地層水進(jìn)行巖心飽和、體系注入及巖心老化，方法與3.3.2相同；取出老化后巖心，反向注入模擬地層水，使用較高流速8 mL/min驅(qū)替20 PV后停止，觀察進(jìn)口壓力變化并繪制曲線，評價(jià)其耐沖刷性，結(jié)果見圖9。

圖9 體系耐沖刷性評價(jià)情況

由圖9可知，封堵后的巖心進(jìn)行水相反向驅(qū)替后，隨著驅(qū)替液的增加，進(jìn)口壓力不斷升高。當(dāng)驅(qū)替液注入2 PV后，進(jìn)口壓力基本穩(wěn)定于0.4～0.5 MPa,且當(dāng)驅(qū)替量達(dá)到14 PV時(shí)，壓力仍然保持在0.5 MPa以上，可見該體系耐沖刷性較好。

3.4 微觀驅(qū)替分析

配制乳液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%的體系，攪拌0.5 h備用。取兩塊刻蝕玻璃模型抽真空，分別飽和模擬地層水和模擬油，靜止12 h，以流速0.01 mL/min注入控水體系，注入后將玻璃薄片放入恒溫箱90 ℃下老化12 h[10]。老化后分別進(jìn)行水驅(qū)和油驅(qū)，攝影成像對比結(jié)果見圖10和圖11。

圖10 油相和水相在薄片中運(yùn)移情況

圖11 油相和水相在薄片中驅(qū)替壓力變化

在流動(dòng)過程中，油相薄片可以觀察到油流與孔隙中的剩余油聚并形成油柱向前推進(jìn)，在油柱進(jìn)入主流線后向采出端匯聚。同時(shí)觀察注入壓力在開端緩慢上升后逐漸趨于穩(wěn)定，說明控水體系對油相封堵較弱。水相驅(qū)替薄片實(shí)驗(yàn)中可以看出，在持續(xù)注入過程中，水相液滴運(yùn)移較慢，部分液滴被拉斷、分割；少部分液滴推動(dòng)控水體系聚集于大孔隙處封堵滲流通道，并伴隨進(jìn)口端壓力快速上升。由此直觀地可以看出，該體系在孔喉中對于水相的封堵性較好，油相基本無封堵性。

4 結(jié) 論

a.通過對一種納米孔洞金屬-有機(jī)骨架空心球材料顆粒進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)其具有良好的疏水性，設(shè)計(jì)控水機(jī)理使得該顆?？蓱?yīng)用于油田控水領(lǐng)域。

b.對該顆粒進(jìn)行控水可行性分析，潤濕性測得其油相接觸角為8.379°，水相接觸角為139.402°；粒徑測試測得其粒徑主要分布于3～5 μm，可滿足油田需求。將超疏水顆粒制備成乳液體系，微觀觀察液滴形貌分布均勻，沒有團(tuán)聚、絮凝等現(xiàn)象，且普遍粒徑偏小，有利于乳液的長期穩(wěn)定性，可滿足于現(xiàn)場應(yīng)用。

c.該體系耐沖刷性評價(jià)，發(fā)現(xiàn)其耐溫耐鹽性可達(dá)到溫度150 ℃、礦化度35 g/L。在目標(biāo)儲層滲透率為3 000 mD的人造砂巖巖心中注入性、選擇封堵性，以及耐沖刷性良好，微觀觀察其封堵趨勢與所設(shè)計(jì)機(jī)理一致。