聚合物微球驅在五里灣長6 油藏的應用實踐

郭文娟，鄭 浩，孟利華，李 東，馬云成，李化斌

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

特低滲五里灣長6 油藏屬典型的均質型“三低”油藏，低含水期堅持以水動力受效單元為核心的精細注采調控技術，油井見效程度達到95.0 %、見效幅度110 %，單井產量保持在4.0 t 以上，采油速度保持在1.1 %，實現了連續11 年低含水高效開發，期末地質儲量采出程度10.8 %，可采儲量采出程度超過51.2 %；中含水期堅持精細注采調控，強化剖面治理，期末地質儲量采出程度17.0 %；但進入高含水期后平面水驅波及半徑增大，剩余油零散分布，剖面上主力小層動用程度高，剩余油呈米～厘米級規模相間分布，常規手段動用難度大，穩油控水難度加大，進入開發調整的關鍵時期，亟需開展新工藝新技術試驗，從而實現剩余油的精準動用。

通過細化小層認識，更加注重注采對應關系的調整，突出向層內要油、在層內控水的主攻方向，通過聚合物微球驅技術實踐，形成較為成熟和完善的提高采收率技術，實現了剩余油的精準動用。

1 高含水開發階段的主要開發矛盾

1.1 平面上水驅波及半徑增大，剩余油分布復雜

五里灣長6 油藏基礎井網井排距為330 m×330 m的正方形反九點井網，開發特征表現為平面注水均勻推進，隨著采出程度的增加，水驅波及半徑逐步增大，從歷年檢查井的取心和試油、試采效果來看，目前水驅半徑已突破300 m，平面剩余油分布愈加復雜，常規手段挖潛難度增大。

1.2 剖面上注入水沿高滲層段突進，低滲層段挖潛動用難度大

受儲層物性影響，縱向上物性好、注采連通性較好的小層水洗程度最高，物性較差、層理發育的小層水洗程度較弱或未水洗；總體水洗程度已達到70 %，以中水洗為主，中強水洗達到50 %左右，弱水洗20 %～40 %，未水洗20 %左右。縱向上單砂體剩余油分米～厘米級規模相間分布，常規手段動用難度大。

1.3 隨采出程度增加，控水穩油難度加大

隨著采出程度的增加，五里灣長6 油藏自2007 年綜合含水突破20 %以后，含水上升速度明顯加快，油藏遞減持續逐年加大，雖然通過持續加強油藏綜合治理，多手段努力控制油藏遞減和含水上升速度，但含水上升仍然較快，遞減絕對值仍然較大。

2 聚合物微球的特性及試驗區的選擇依據

2.1 聚合物微球的特性

聚合物微球具有初始粒徑小、緩慢膨脹、耐鹽、耐剪切等特性，能夠進入地層深部改變注入水已有的流向，在油層中具有封堵、變形、運移、再封堵的功能，能夠有效改善地層的非均質性，阻止或減緩注水單向突進，降低已見水油井含水的上升速度，具有深部調剖和驅油的雙重作用，最大限度的提高注入水波及體積，最終達到提高采收率的目的。

2.2 試驗區的選擇依據

選擇開發時間相對較長（1997 年全面開發）的特低滲均質型五里灣長6 油藏，其油藏中部深度1 850 m，孔喉中值半徑0.21 μm，平均滲透率1.81×10-3μm2，平均孔隙度12.69 %，油層溫度54.39 ℃，地層水礦化度80.56 g/L，屬深層封閉環境下的CaCl2水型，在長慶油田目前所開發的油田中具有明顯的代表性，如安塞、靖安大部分的油田和五里灣油田的儲層有一定的相似性；同時該油藏雖然儲層微裂縫發育，但含水上升比較緩慢，不存在很嚴重的貫通性裂縫，有利于聚合物微球的運移和有效封堵。

3 聚合物微球驅的應用實踐及效果分析

3.1 礦場實踐

先后經歷了先導試驗、擴大試驗、鞏固試驗、工業化規模試驗、整體注入五個階段，在形成較為成熟和完善的提高采收率技術后，逐步由三疊系長6 油藏向長8～長9 深層及侏羅系淺層擴大。

3.1.1 先導試驗階段 2010-2013 年在五里灣長6 油藏開展16 個井組的聚合物微球驅技術先導性試驗，主要依據中國石油大學（華東）雷光倫等為代表的微球粒徑匹配方法，根據各油藏的檢查井資料、壓汞資料、精細油藏描述等靜態數據，參考利用K-Z 方程計算孔喉直徑，計算高滲層孔喉半徑，匹配微球粒徑，微球水化膨脹后粒徑與孔喉直徑的匹配系數為1.2～1.5。初期通過掃描電子成像技術對五里灣長6 油藏的真實巖心進行觀察，有明顯的微裂縫存在，裂縫寬為20 μm～30 μm，根據微球膨脹倍數為30 倍（見圖1、圖2），結合1/3 架橋理論，經計算確定WQ-1 微球選擇粒徑為300 nm 注入方式在三口井開展試驗，注入后降水增油效果比較明顯。但其注入方式及注入參數較為單一。

圖1 巖心微裂縫掃描電鏡照片（450 倍）

圖2 聚合物微球高倍顯微鏡下圖片（550 倍）

為了進一步摸索適宜的注入方式，通過對在55 ℃下，滲透率為0.5×10-3μm2～2.0×10-3μm2的5 塊天然巖心中注入不同濃度表面活性劑，隨著表面活性劑濃度的增加，水驅后表面活性劑驅油效率逐漸變大，濃度在4 800 mg/L～6 700 mg/L 時，驅油效率趨于穩定，綜合考慮表面活性劑性能與經濟因素，選定最佳使用濃度為5 000 mg/L 左右，選取7 個井組開展聚合物微球+表面活性劑注入方式開展試驗，注入后井組含水上升趨勢減緩；同時選取9 個井組開展聚合物微球+表面活性劑交替注入方式開展試驗，剖面吸水狀況得到有效改善，試驗區7 口可對比水井平均單井吸水厚度由9.6 m 上升到10.8 m，水驅儲量動用程度提高了9.2 %；見效范圍由主向井向側向井逐步擴大，對應油井51口，見效率45.1 %，月度遞減率和含水上升幅度明顯下降，控水穩油效果較明顯（見表1）。

表1 五里灣長6 油藏聚合物微球驅注入前后主要指標對比表

3.1.2 擴大試驗階段 2014-2015 年，在油藏中部30個井組開展聚合物微球+表面活性劑、單注聚合物微球兩種注入方式的擴大試驗，同區域未開展試驗區對比，聚合物微球驅控水穩油效果明顯，同時，不同含水階段不同粒徑的控水穩油效果也得以體現，其中乳液聚合的小尺寸微球能適應于孔隙型油藏，分散聚合的大粒徑微球適應于孔隙+裂縫型油藏，能大大提高封堵性，依據現場試驗反應，分散聚合微球強度大、封堵率高，能延長有效期，注入性好于乳液聚合微球；從指標變化看，聚合物微球驅具有明顯的周期性。因此，2015 年末在油藏中部30 個井組開展單注不同粒徑的聚合物微球試驗，突出采取不同粒徑、不同注入速度、不同注入濃度的實施效果評價，進一步明確聚合物微球合理的注入參數。

3.1.3 鞏固試驗階段 2017 年以鞏固效果為目的，重點突出參數的優化，在油藏中部完成三輪次注入，以粒徑優化調整為主，在外圍擴大區完成兩輪次，以段塞優化調整為主，對聚合物微球驅的粒徑匹配、段塞設計、注入量及注入濃度等關鍵性技術指標取得了較為深入和成熟的認識。并逐步完善了注入工藝，實現了注入設備的定型，制定了聚合物微球加藥裝置的安裝標準和設備的專業化維護，并完成了注入設備的專利申請。同時，理論研究也由借鑒孔喉匹配理論向納米級聚合物微球增大比表面積，降低滲透率理論轉變，形成采收率=波及系數×驅油效率技術機理。

3.1.4 工業化規模試驗階段 2018 年五里灣長6 油藏正式進入工業化規模注入試驗階段，針對多輪次效果變差的現狀，在持續優化注水政策基礎上，重點突出堵水調剖、分層注水+聚合物微球多種技術綜合聯作，并采取大劑量、長周期的注入方式，逐步形成較為成熟和完善的聚合物微球聯作技術。

3.1.5 整體注入階段 2019 年在五里灣長6 油藏全面開展聚合物微球驅技術應用，利用干線整體注入，以小粒徑低濃度單注方式，重點突出堵水+聚合物微球的聯作技術應用，通過對比，實施多手段聯作技術井組在控含水效果上更明顯。

3.2 應用效果

3.2.1 水驅狀況改善并好轉 五里灣長6 油藏全面開展聚合物微球驅技術應用后，堅持持續優化注水政策，注采比由1.42 下降到1.18，使油藏地層能量保持在合理范圍內，并通過多項技術組合實施，油藏剖面吸水狀況得到明顯改善，水驅狀況得到好轉，15 口可對比平均吸水厚度由10.87 m 上升到11.06 m，水驅儲量動用程度由63.9 %上升到65.6 %。

3.2.2 穩油控水效果提升 在優化注水政策基礎上，通過應用開展堵水、分注+小粒徑、低濃度、長周期聯作的注入方式，穩油控水的效果持續提升，同比月度遞減率由1.67%下降到0.28%，月度含水上升幅度由0.58%下降到-0.02%；油井見效比例由32.3%上升到33.5%，見效周期縮短，由51 d 下降到36 d，單井日增油由0.29 t 上升到0.38 t。

3.2.3 開發指標好轉 與2014 年相比，標定遞減由11.1%下降到5.9%，含水上升率由7.7%下降到4.5%，遞減加大的趨勢明顯得到控制，含水與采出程度曲線開始右偏，開發形勢趨于好轉（見表2）。

表2 五里灣長6 油藏聚合物微球驅試驗歷年開發指標對比

3.2.4 聯作效果好于單一微球 多手段聯作技術應用后，從改善水驅效果看，堵水+微球可對比井6 口，吸水厚度由8.91 m 上升到9.38 m，平均單井吸水厚度增加0.48 m；分注+微球可對比井4 口，吸水厚度由8.62 m上升到9.49 m，平均單井吸水厚度增加0.87 m；單一聚合物微球可對比井5 口，吸水厚度由7.67 m 上升到8.21 m，平均單井吸水厚度增加0.54 m，從剖面吸水形態對比來看，多手段聯作在改善吸水形態作用上更加明顯。從穩油控水作用來看，多手段聯作與單一微球階段效果對比，表現為見效快、見效比例高、單井組增油效果好、降遞減控含水效果明顯。

4 結論與認識

4.1 持續堅持小粒徑、低濃度、長周期的注入工藝

根據理論研究結合試驗效果，從初期借鑒孔喉匹配理論向形成納米級微球增大比表面積，降低滲透率理論轉變，形成提高采收率技術；通過不斷優化完善注入工藝參數，認為小粒徑、低濃度、長周期的注入工藝參數適應性較好。

4.2 合理的注水制度是確保試驗效果的基礎

由于注水制度不當，地層能量恢復速度過快，導致聚合物微球的滯留性變差，多輪次后效果變差，近年來五里灣長6 油藏整體壓力呈穩步上升趨勢，尤其是油藏中部壓力恢復速度為0.11 MPa/a，且局部高壓區注采比偏大，是導致微球效果減弱、控含水效果變差的一個主要因素。

4.3 多項技術組合實施是提升試驗效果的關鍵

針對微球驅多輪次效果變差的問題，立足油田全生命周期調驅理念，以“先堵后驅”的技術思路，開展堵水調剖、分注+聚合物微球驅技術組合實施的堵水調驅綜合治理手段，不斷提升試驗效果，實現控水穩油的目標。