姬塬油田X 區聚合物微球驅效果評價

楊 雷，羅凌燕，李 博，付 紅，王 迪，閆澎思，鞏衛軍

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

低滲透油藏是我國勘探開發的主力油藏，其特點是低孔、低滲、油井自然產能低、儲層物性差和非均質性強等[1，2]，隨開采程度增加，水驅矛盾日益加劇，底水錐進、水竄、水淹、近井地帶堵塞等問題頻發[3]，改善地層非均質性、提高注入水波及體積，開采地層中大量的剩余油成為關鍵。聚合物納米微球具有粒徑小、可溶脹團聚、黏彈性和耐溫耐鹽性等優點[4]，同時微球乳液中含有的表面活性劑能降低油水界面張力，具有較強的洗油能力[5，6]，聚合物納米微球被作為微尺度調驅材料應用于各大低滲透油田中。國內外學者對納米微球的粒徑分布、膨脹特性、團聚特性、在地層內的動態運移以及封堵和驅油性能做了廣泛研究[7-9]，大量室內實驗和礦場試驗表明聚合物納米微球具有良好的深部調驅作用。

1 油藏地質概況

姬塬油田X 區塊長6 油藏為典型的低滲、低壓、低豐度油藏，沉積相類型為湖盆三角洲沉積體系，在構造上處于陜北斜坡中西部，為一平緩的西傾單斜。區內地形復雜，溝谷縱橫，梁峁交錯，屬于非常典型的黃土高原地貌。地面海拔1 380～1 525 m，相對高差約150 m。油藏構造位于陜北斜坡中部，整體上屬于一個西傾低幅度鼻狀隆起，由東向西軸線傾沒，傾幅為3.4 m/km，南北向等高線不閉合，主力含油層系為中生界三疊系上統延長組三段，地層總厚度在100～130 m，油藏埋深在1 648～1 940 m，平均油藏埋深為1 770 m。該區沉積環境為湖相三角州前緣沉積，發育水下分流河道、堤岸、河口壩、河道間和決口扇等沉積微相。

姬塬油田X 區發育長4+5、長61、長63、長8 等含油層系，主力油層三疊系長61儲層（見表1），井均有效厚度為13.1 m，孔隙度為11.6%，滲透率為2.2×10-3μm2，屬特低滲透儲層。該區長儲層平均滲透率突進系數為3.49，滲透率級差為20.91，變異系數為0.56；長611儲層平均滲透率突進系數為4.25，滲透率級差為20.90，變異系數為0.52。根據儲層非均質評價參數分析，認為該區長611、長612層為中等非均質儲層。通過單井有效厚度、孔隙度、滲透率和含油飽和度等參數對比，發現長612層物性整體上略好于長611層，但同時長612層也更容易見水。

表1 姬塬油田X 區長61 油藏儲層物性

2 微球調驅原理及發展歷程

2.1 發展歷程

2010-2019 年，歷經三個重大研究試驗階段，實現了工業化推廣應用。

先導試驗階段（2010-2015 年）：以“注得進、堵得住、能運移”深部調驅理念為指導，匹配孔喉及裂縫尺度，探索研發了系列微米級別聚合物微球，依托聚合物微球良好的分散性、體系黏度低、初始粒徑小、吸水緩膨、彈性形變和自膠結能力等技術特點，開展了不改變注入制度的在線注入先導試驗。

擴大試驗階段（2016-2017 年）：從滲流物理角度出發，納米粒徑聚合物微球在孔隙中滯留，增大內比表面積，降低高滲層滲透率，從封堵孔喉向增大比表面降低滲透率的轉變，增大比表面更具廣普性，解決了長期以來進得去與堵得住的理論矛盾，使注劑與地層匹配成為可能，相同質量的注劑，粒徑越小、數量越大，增大比表面的能力越大，解決了大劑量注入與成本之間的矛盾。

工業化應用階段（2018 年至今）：采用單點+區域注入工藝模式，實現了規模應用，總體增油控水效果顯著。自主研發了在線注入裝置，保證了施工質量，形成了低成本、易管理、安全環保的工藝注入模式，注入工藝實現“一拖多”區塊集中注入，減輕現場工人勞動強度，降低了成本，為規模實施奠定工藝基礎。

2.2 微球調驅原理簡介

聚合物微球發生網狀滯留，增大儲層比表面積，使后續流體滲流阻力增大，發生液流轉向，達到擴大波及體積的目的。微觀上，納米粒徑微球進入孔隙后滯留，使液固界面分子作用力更強，啟動壓力更大，從而降低滲透率，宏觀上，儲層比表面積增大，滲透率降低。納米級微球環境掃描觀測實驗表明聚合物微球在高礦化度條件下可緩慢膨脹2～3 倍。

3 微球驅應用效果

3.1 實施基本概況

X 區長6 油藏目前共計79 個井組正注微球，主要在西部、西南部、西北部，注入粒徑為100 nm，注入濃度為1 500 mg/L，單井注入量為7.2 t。

3.2 注入壓力

注入微球后，油藏整體注入壓力上升（見圖1），其中長611層注入壓力由注入之前的11.6 MPa 上升到目前的12.1 MPa，長612層注入壓力由注入之前的11.9 MPa上升到目前的12.3 MPa。

圖1 X 區長6 油藏2021 年注入壓力與單井日注入量變化圖

3.3 水驅變化

該區吸水指數主要分布在1～100 m3/（d·MPa）范圍內，所占比例較高，整體注入微球后，長611層吸水指數由103.3 m3/（d·MPa）下降為81.7 m3/（d·MPa），長612層吸水指數由110.7 m3/（d·MPa）下降為80.3 m3/（d·MPa），整體吸水指數由107.0 m3/（d·MPa）下降為80.9m3/（d·MPa），長611層42.9%的注入井，長612層34.5%的注入井吸水指數變小，吸水狀況變好，長611層35.7%的注入井，長612層62.1%的注入井吸水指數變化不大，吸水狀況穩定，整體吸水指數由107.0 m3/（d·MPa）下降到80.9 m3/（d·MPa）。

3.4 地層能量變化

X 區地層能量保持水平由2020 年的97.6%上升為2021 年的99.5%，2020 年壓力下降后，2021 年得到回升，西部壓力更趨于均勻，西南部雖能量保持水平有所回升，但仍然較低，僅為87.9%（見圖2）。

圖2 X 區長6 油藏歷年地層壓力保持水平柱狀圖

3.5 微球驅井組流壓變化

由圖3 可以看出，全區流壓呈下降趨勢，由注微球之前的4.1 MPa 下降為目前的3.88 MPa，西部、西南部、西北部流壓均呈下降趨勢。

圖3 X 區長6 油藏歷年微球驅井組流壓變化曲線

3.6 微球注入井組動態變化

2021 年4 月微球驅整體注入后，微球驅注入井組整體月度遞減率和月度含水上升幅度均變小，由注之前的1.00%下降為目前的0.11%，月度含水上升幅度由之前的0.05%下降為目前的-0.68%，全區見效比例為74.4%，其中增油型占64.4%，降遞減型占35.6%，見效井中側向井（39.5%）、角井（51.2%）增油型比例較高，優勢方向井（43.2%）、更新井（57.1%）降遞減型比例較高，側向井和角井以孔隙見水為主，100 nm 微球能起到較好的封堵和驅替效果，優勢方向井和更新井以大孔道和微裂縫見水為主，100 nm 微球能起到的封堵效果較差。

4 結論

（1）X 區注入微球粒徑為100 nm，濃度為1 500 mg/L，目前調驅封堵效果較好。

（2）微球能有效封堵高滲帶，水驅效果得到一定的改善，水驅狀況持續變好，注入端壓力上升，水驅波及體積變大，油井端流壓下降。2020 年12 月～2021 年11月，調驅井組注入壓力從11.9 MPa 上升到12.3 MPa，井底流壓從4.10 MPa 下降到3.88 MPa。

（3）側向井和角井以孔隙見水為主，100 nm 的微球能起到較好的封堵和驅替效果；優勢方向井和更新井以大孔道和微裂縫見水為主，100 nm 的微球能起到的封堵效果較差。