聚合物微球驅多輪次效果變差原因分析

張 鵬，王艷玲，沈煥文，陳建宏，郭文娟

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

微球在油層中具有封堵、變形、運移、再封堵的特性，能有效改善地層的非均質性，阻止或減緩注水單向突進，降低見水油井含水上升速度，具有深部調剖和驅油的雙重作用，實現從水井到油井的長效全過程驅油，提高油藏采收率。針對特低滲A 油藏進入中高含水開發階段后，平面、剖面矛盾加劇，穩油控水難度加大的問題，從2014 年使用微球驅技術至2018 年，開展了五輪次的注入，但隨著注入輪次的增加，微球驅改善水驅能力減弱，控水增油效果變差，技術適應性變差，通過優化注入參數，采取微球驅與多項技術組合的綜合治理技術，試驗效果顯著提升。

1 微球驅多輪次效果變差原因分析

1.1 水驅波及半徑增大，近井地帶剩余油減少

特低滲A 油藏基礎井網井排距為330 m×330 m的正方形反九點井網，注水均勻推進，隨開發時間延長，縱向上水驅狀況變差，水洗程度增加，剖面不均勻吸水比例達到37.7 %，水洗程度由27.5 %上升到75.0 %；平面上水驅波及半徑由240 m 擴大到300 m，微球驅初期對近井地帶波及范圍內的剩余油得到有效驅替，但隨輪次增加，近井地帶剩余油減少，導致效果變差，因此，遠井地帶剩余油是下步挖潛的方向。

1.2 注入參數適應性變差

試驗初期根據孔喉匹配理論，即“1/3～2/3 架橋規則”，結合儲層孔喉特征，開展5 μm 和800 nm 間隔注入試驗，第一輪注入效果明顯，單井組日增油200 t 以上，有效期240 d 左右，但隨著注入輪次的增加，雖然不斷優化調整注入參數，但相比試驗初期仍然較差，第五輪次單井組日增油下降至100 t，有效期105 d，含水上升速度增大。認為大粒徑封堵近井地帶高滲段，近井地帶剩余油驅替已盡，同時大粒徑進入地層深部的能力有限所致，因此，需要進一步優化體系，提高微球進入深部地層的能力。

1.3 注入速度過快，微球在地層中的滯留性變差

室內研究表明：聚合物微球封堵性能隨滲流速度呈反比。即在近井水流速度高的地帶不會發揮封堵作用，越是在油水井間滲流速度越慢的地帶封堵性能越強，試驗表明滲流速度在0.1 mL/min 時，封堵率達到88.74 %（見表1）。

從A 油藏歷年綜合含水與注采比、注水強度關系曲線看，微球效果與注采比、注水強度呈正比關系，由于持續加大注采比，由2.5 上升到2.9，注水強度由3.0 m3/（d·m）上升到3.2 m3/（d·m），導致地層能量恢復速度過快，年壓力恢復速度達0.38 MPa，導致微球滯留性變差，封堵性能變差。因此，合理的注水速度是提高微球滯留性和封堵性能的關鍵（見圖1）。

2 提高試驗效果技術對策及應用

在深化微球驅機理研究和粒徑匹配關系研究基礎上，通過優化完善注入參數，突出注入速度與注水技術政策相結合，注入方式與多項技術組合相結合，2019年現場實踐表明，試驗區油井見效比例增加，自然遞降由10.9 %下降到5.9 %，含水上升率由5.8 %下降到4.5 %，含水與采出程度曲線向右偏移，控水增油效果凸顯，試驗效果有效提升，預測采收率提高4.2 %以上。

2.1 優化調整注入參數，提高深部調驅能力

開展孔喉匹配研究，A 油藏喉道主要分布在1 μm以下，為滿足良好的注入性，匹配粒徑應小于100 nm，結合100 nm 粒徑現場試驗效果，為提高微球深部調驅能力，注入參數調整為50 nm，并優化注入方式，由原來的短周期注入調整為大劑量、長周期注入，形成了小粒徑、低濃度、大劑量、長周期的注入工藝參數。

表1 不同驅替速度下WQ100 聚合物微球封堵參數及結果

圖1

通過優化調整參數，2019 年試驗效果提升，表現為油井見效快，見效比例高，降水增油效果較好的特點，油井見效周期由1.7 個月縮短到1.5 個月，見效比例由29.5 %增加到33.9 %，單井日增油由0.27 t 上升到0.40 t，目前已有效8 個月且持續見效中，降低區塊自然遞減0.41 %（見圖2）。

2.2 優化注入政策，提高微球滯留性

A 油藏2019 年注采比由2.8 下調到2.4，注水強度由3.1 m3/（d·m）下調到2.7 m3/（d·m），地層能量保持水平在保持合理的基礎上穩中下降，由106.6 %下降到106.1 %，地層流壓保持穩定，試驗區含水上升速度明顯變緩，試驗效果提升。

2.3 多項技術集成，提升試驗效果

采取堵、分、驅結合的思路，開展堵水、分注與微球集成的組合技術應用，從改善水驅、增油控水效果對比，堵水聯作井組見效快、見效比例高、單井組增油效果好、降遞減控含水效果更為明顯。其中堵水+微球聯作18 個井組，平均單井吸水厚度增加0.48 m，見效周期41 d，見效比例31.3 %，單井組增油75.9 t，遞減由1.72 %下降到0.44 %；分注+微球聯作10 個井組，平均單井吸水厚度增加0.87 m，見效周期121 d，見效比例31.3%，單井組增油45.3 t，遞減由1.8%下降到-0.03%；單一微球44 個井組，平均單井吸水厚度增加0.34 m，見效周期36 d，見效比例30.3 %，單井組增油45.9 t，遞減由1.67 %下降到0.24 %。

圖2 特低滲透A 油藏微球驅參數調整前后效果對比圖

3 結論與認識

（1）根據不同的開發階段，要不斷優化完善微球驅技術參數。小粒徑、低濃度、大劑量、長周期的注入工藝參數能夠提高微球深部調驅能力，達到改善水驅，提高注水波及體積的效果。

（2）合理的注水政策是確保試驗效果的基礎。由于注采比、注水強度過大，地層能量恢復速度過快，注水單向突進速度加快，導致微球的滯留性變差，多輪次后效果變差。

（3）聚合物微球調驅要立足油田全生命周期調驅理念，堅持“堵、分、驅”的技術思路，開展堵水/分注+微球驅技術組合拳綜合治理手段，不斷提升試驗效果，實現控水穩油的目標。