微球調(diào)驅(qū)技術(shù)改善雙低油藏水驅(qū)效果研究

楊 雷，羅凌燕，鞏衛(wèi)軍，張德鑫，王成順，范敏杰

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

特低滲油藏儲(chǔ)層孔滲物性差、孔喉細(xì)小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、滲透率低，在注水開發(fā)過(guò)程中存在水竄嚴(yán)重、采收率低等問(wèn)題[1，2]，開發(fā)效果不理想。因此，如何有效防止低滲油藏注入水的竄流，擴(kuò)大波及體積，驅(qū)動(dòng)剩余油，對(duì)于提高油藏采收率具有重要意義[3，4]。對(duì)于低滲透油藏調(diào)剖往往會(huì)出現(xiàn)“注得進(jìn)的堵不住”或“堵得住的注不進(jìn)”的情況，從而影響調(diào)剖效果。聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)是目前提高油藏采收率的有效方法，微球分散體系進(jìn)入油層后，可以通過(guò)吸附、滯留、架橋堵塞、彈性封堵等方式在喉道處堆積產(chǎn)生封堵[5]，對(duì)水流產(chǎn)生阻力，從而降低水竄層的滲透率，使后續(xù)水產(chǎn)生繞流，波及未水竄區(qū)域，挖潛剩余油，從而達(dá)到防治水竄、提高采收率的目的[6，7]。

1 研究單元基本情況介紹

位于鄂爾多斯盆地的姬塬油田長(zhǎng)8、長(zhǎng)9 油藏，平均孔隙度為12.02%，平均滲透率為1.31×10-3μm2，為典型的中孔特低滲透砂巖儲(chǔ)層。儲(chǔ)層具有孔喉半徑小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、排驅(qū)壓力及啟動(dòng)壓力梯度大、儲(chǔ)層基質(zhì)物性差、非均質(zhì)性和壓力敏感性強(qiáng)、可動(dòng)流體飽和度低、天然裂縫發(fā)育等特點(diǎn)。區(qū)塊于2008 年全面開發(fā)，采用480 m×130 m 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)超前注水開發(fā)，經(jīng)過(guò)10多年開發(fā)，表現(xiàn)出單井產(chǎn)能低、產(chǎn)量遞減速度快、含水和注入壓力上升速度快、注水效果差、采油速度低、采出程度低等開發(fā)特征，開發(fā)矛盾日益嚴(yán)重。長(zhǎng)8、長(zhǎng)9油藏原始裂縫普遍發(fā)育，且受沉積相及平面非均質(zhì)性影響，水驅(qū)存在優(yōu)勢(shì)方向，注水沿主應(yīng)力方向突進(jìn)，造成主向油井快速水淹，側(cè)向油井注水不見效，水驅(qū)治理難度大，采油速度持續(xù)低下。尤其是當(dāng)注水壓力超過(guò)裂縫開啟壓力或地層破裂壓力時(shí)，造成裂縫張開和擴(kuò)展，油井多方向性見水，嚴(yán)重影響注水開發(fā)效果。截止2021 年底，平均單井產(chǎn)能為0.79 t/d，綜合含水率為67.5%，采出程度為6.8%，采油速度為0.28%。

由于油田超前注水開發(fā)，油井從2010 年開始見效見水，經(jīng)過(guò)2010-2015 年常規(guī)調(diào)剖措施，調(diào)剖效果逐年變差，且伴隨著注水井壓力逐年上升。自2016 年開始實(shí)施聚合物微球驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，目前已完成3～4 輪次注入，微球粒徑由800 nm 下降到300 nm 再下降到50 nm，注入濃度由5 000 mg/L 下降到2 000 mg/L 再下降到1 000 mg/L，2021 年在前期PEG 堵水調(diào)剖+層內(nèi)分注基礎(chǔ)上開展集中規(guī)模微球調(diào)驅(qū)。

2 微球調(diào)驅(qū)機(jī)理認(rèn)識(shí)逐步明確

2.1 先導(dǎo)試驗(yàn)階段-孔喉匹配架橋理論

微球先導(dǎo)試驗(yàn)階段，以“注得進(jìn)、堵得住、能運(yùn)移”深部調(diào)驅(qū)理念為指導(dǎo)，匹配孔喉及裂縫尺度，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(jié)能力等技術(shù)特點(diǎn)，以孔喉匹配架橋理論為聚合物微球封堵機(jī)理。

膨脹后的微球粒徑與孔喉直徑比例匹配系數(shù)為1.2～1.5 時(shí)，實(shí)現(xiàn)最優(yōu)匹配封堵。

2.2 擴(kuò)大試驗(yàn)階段-增大比表面降低滲透率理論

通過(guò)查閱大量文獻(xiàn)，開展學(xué)術(shù)研討、技術(shù)交流及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)降低高滲通道滲透率和比表面積的關(guān)系，在孔喉封堵基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)增大儲(chǔ)層內(nèi)比表面積降低滲透率也是聚合物微球重要的調(diào)驅(qū)機(jī)理。

聚合物微球發(fā)生網(wǎng)狀滯留，增大儲(chǔ)層比表面積，使后續(xù)流體滲流阻力增大，發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，達(dá)到擴(kuò)大波及體積的目的，增大比表面理論比孔喉匹配理論更具廣普性，提高微觀波及體積的同時(shí)提高驅(qū)油效率。

封堵孔喉向增大比表面降低滲透率的轉(zhuǎn)變，增大比表面更具廣普性，解決了長(zhǎng)期以來(lái)進(jìn)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(zhì)量的注劑，粒徑越小、數(shù)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。

2.3 成熟推廣階段-主體工藝調(diào)驅(qū)機(jī)理認(rèn)識(shí)進(jìn)一步明確

三疊系優(yōu)勢(shì)通道主要由動(dòng)態(tài)縫、微裂縫、人工壓裂縫共同構(gòu)成，微裂縫是封堵的主要對(duì)象。動(dòng)態(tài)縫主要分布在注水井周圍50 m 以內(nèi)，特低滲透油藏長(zhǎng)期水驅(qū)過(guò)程中隨地層壓力升高，動(dòng)態(tài)縫開啟，在吸水剖面、試井曲線上有所反映；微裂縫主要分布在距水井50 m 之外，主要使儲(chǔ)層內(nèi)比表面積降低，從而儲(chǔ)層滲透率大幅增加。特低-超低滲巖石具備基質(zhì)及裂縫雙重介質(zhì)的復(fù)雜結(jié)構(gòu)特征，在儲(chǔ)集層中產(chǎn)生了一個(gè)較大的等效滲透率，微裂縫是油藏的主要導(dǎo)流通道。

圍繞三疊系裂縫基質(zhì)分布規(guī)律，從尺度及分布上形成了初步認(rèn)識(shí)，低滲透儲(chǔ)層優(yōu)勢(shì)通道為注水井近井地帶動(dòng)態(tài)縫+遠(yuǎn)井地帶微裂縫，主體工藝調(diào)驅(qū)機(jī)理認(rèn)識(shí)進(jìn)一步明確，針對(duì)低滲-超低滲油藏水驅(qū)不均，以深部調(diào)驅(qū)改善水驅(qū)為目標(biāo)，立足油藏全生命開發(fā)周期，提出了“整體治理、先堵后驅(qū)”的技術(shù)理念。

體膨顆粒：以架橋封堵注水井近井動(dòng)態(tài)縫，封堵范圍較小（5～20 m）；

PEG 凝膠：以架橋封堵注水井近井動(dòng)態(tài)縫，封堵范圍較體膨顆粒大（20～50 m）；

聚合物微球：以納米粒徑通過(guò)基質(zhì)喉道進(jìn)入儲(chǔ)層深部大孔隙或者微裂縫，增大內(nèi)比表面積降低高滲層滲透率，作用范圍大（50～250 m）。

3 聚合物微球驅(qū)的應(yīng)用實(shí)踐及效果分析

3.1 礦產(chǎn)試驗(yàn)

經(jīng)過(guò)2016-2020 年多輪次的微球注入，微球效果逐漸變差，2021 年針對(duì)姬塬油田長(zhǎng)8、長(zhǎng)9 雙低油藏開發(fā)特征，受優(yōu)勢(shì)滲流通道及裂縫等影響，含水持續(xù)上升，存水率下降，采油速度下降，在前期體膨顆粒+PEG凝膠堵水調(diào)剖基礎(chǔ)上，開展區(qū)塊整體聚合物微球深部調(diào)驅(qū)，采取“小粒徑、低濃度、集中注”的方式，重點(diǎn)突出堵水+分注+微球的聯(lián)作技術(shù)應(yīng)用。通過(guò)對(duì)比，實(shí)施多手段聯(lián)作技術(shù)，井組在降遞減、控含水效果上更加明顯。

3.2 應(yīng)用效果

3.2.1 壓力上升幅度可控 2021 年1 月開始微球注入，平均注水壓力由15.7 MPa 上升到16.7 MPa，上升1.0 MPa。

3.2.2 水驅(qū)狀況趨于好轉(zhuǎn) 微球注入后，從吸水指數(shù)對(duì)比來(lái)看，整體吸水指數(shù)穩(wěn)定；從吸水指示曲線形態(tài)來(lái)看，整體下折型及穩(wěn)定流比例下降，直線型和上翹型比例增加。同時(shí)試井資料顯示，裂縫半長(zhǎng)明顯減小，表明隨著微球注入，地層深部水驅(qū)得到改善，高滲通道得到一定程度封堵。

3.2.3 降遞減、控含水效果明顯 微球注入后，區(qū)塊整體月度遞減率從0.69%下降到0.37%，月含水上升幅度從0.17%下降到-0.07%，整體見效比例為65.6%，其中增油型占44.3%，降遞減型占21.4%。

3.2.4 合理的壓力上升幅度可實(shí)現(xiàn)微球的有效封堵微球調(diào)驅(qū)后壓力下降井組表現(xiàn)遞減增大，效果較差；壓力緩慢上升井組，降遞減、控含水效果較好；壓力上升過(guò)快井組，措施有效期短（4～5 個(gè)月），整體降遞減效果不明顯。

提壓幅度ΔP≤-1 MPa 井組微球封堵能力弱，整體見效比例低；提壓幅度ΔP≥1 MPa 井組微球近井地帶堆積、深部運(yùn)移距離短，不能有效發(fā)揮微球深部調(diào)驅(qū)作用；提壓幅度介于0.3～1 MPa 井組見效比例高（94.5%）。

3.2.5 地層能量是影響微球效果的關(guān)鍵 通過(guò)對(duì)比不同部位微球效果，油井見效比例與能量水平正相關(guān)，C4區(qū)中部、C1 區(qū)北部效果相對(duì)較好，較高的壓力保持水平有利于微球調(diào)驅(qū)效果（見圖1）。

圖1 分部位能量水平、微球見效比例統(tǒng)計(jì)

3.2.6 水驅(qū)治理后微球效果得到提升

3.2.6.1 體積壓裂+微球 針對(duì)注水壓力高，近井地帶堵塞，微球難以運(yùn)移到地層深部，在實(shí)施體積壓裂的基礎(chǔ)上，開展微球驅(qū)效果較好，體積壓裂+微球聯(lián)作月度遞減由0.98%下降到-0.70%，月含水上升幅度由0.38%下降到-0.36%。

3.2.6.2 分注+微球 針對(duì)剖面水驅(qū)不均見水井組，在實(shí)施層內(nèi)分注的基礎(chǔ)上，開展微球驅(qū)效果較好，分注+微球聯(lián)作月度遞減由0.87%下降到0.38%，月含水上升幅度由0.19%下降到0.02%，單一微球井組效果不明顯。

3.2.7 合理的開發(fā)技術(shù)政策是微球調(diào)驅(qū)的基礎(chǔ) 控制注水后，地層能量保持水平下降，微球難以運(yùn)移到地層深部，降水增油效果不明顯；通過(guò)適度回調(diào)注水，同時(shí)實(shí)施微球整體注入，微球運(yùn)移到地層深部，油井降水增油效果明顯。

4 結(jié)論

（1）持續(xù)堅(jiān)持小粒徑、低濃度、長(zhǎng)周期的注入工藝。微球注入過(guò)程中，根據(jù)動(dòng)態(tài)變化合理調(diào)整注入?yún)?shù)，控制注水壓力上升幅度在0.3～1 MPa，可有效延長(zhǎng)措施有效期。

（2）多項(xiàng)技術(shù)組合實(shí)施是提升試驗(yàn)效果的關(guān)鍵。針對(duì)微球驅(qū)多輪次效果變差的問(wèn)題，立足油田全生命周期調(diào)驅(qū)理念，以“先堵后驅(qū)”的技術(shù)思路，開展體積壓裂、堵水調(diào)剖、分注+聚合物微球驅(qū)技術(shù)組合，不斷提升試驗(yàn)效果，實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油的目標(biāo)。

（3）合理的注水制度及壓力保持水平是確保試驗(yàn)效果的基礎(chǔ)。針對(duì)壓力保持水平低的油藏，需優(yōu)化注水技術(shù)政策，提高壓力保持水平，充分發(fā)揮微球深部調(diào)驅(qū)效果。