特低滲油藏大劑量微球深部調驅提高采收率技術實踐

沈煥文，王治國，王碧濤，陳建宏，郭文娟，李娟

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

長慶特低滲透油藏屬典型的“低壓、低滲、低產”特征，從巖心相滲規律看，油層束縛水飽和度為37.1%，兩相流飽和度區間較窄，僅為26%，含水飽和度超過40%后水相滲流快速增加，油相滲流急速下降，平均無水驅油效率為20.7%，含水率達95%時水驅油效率為31.9%，最終水驅油效率僅為43%。從礦場實踐開發規律看，早期通過注水有效補充了地層能量、擴大了波及效率，但進入中高含水階段后，即綜合含水率突破40%后，受儲層非均質性強、天然微裂縫及動態縫等開啟影響，注水沿原水驅優勢通道突進、注水無效循環加劇，油井含水上升速度加快，采油速度大幅下降，產量遞減增大，控水穩油難度加大，導致最終采收率低，開發規律與巖心相滲曲線特征一致。

因此，長慶特低滲油藏中高含水階段如何控制含水上升速度是確保油藏持續穩產以及提高最終采收率的重中之重。而聚合物微球調驅技術具有初始粒徑小、吸水膨脹、彈性形變能力，易運移到地層深部，實現逐級深部調驅特點，進而擴大注水波及體積[1-3]。本文根據油藏開發矛盾結合微球調驅特點，開展PV 級微球大劑量深部調驅試驗，歷經三年多現場試驗，在改善驅替、降水增油及提高采收率方面取得顯著效果。

1 特低滲油藏中高含水期開發矛盾

1.1 驅替狀況變差

1.1.1 平面動態裂縫開啟 特低滲油藏天然裂縫較發育，動態裂縫受現今地應力場控制，油藏注水開發進入中后期，注水壓力持續升高，井底壓力接近或超過地層破裂壓力，加大了儲層非均質性，導致水平應力場“均一化”，多方向裂縫開啟，導致采油井多方向性見水增加，如A 區塊數理統計Δp（井底壓力-地層破裂壓力）與含水上升幅度呈正相關關系，當井口注水壓力超過12 MPa，井底壓力大于地層破裂壓力，地層動態裂縫開啟，油井含水上升幅度超過15%。

1.1.2 剖面吸水變差 受儲層非均質性及微裂縫影響，隨著注水時間延長，吸水不均比例增加，統計表明（表1），吸水均勻比例由低含水期的51.6%下降至中高含水期的32.6%，小層不吸水及吸水不均的比例逐步增加，由低含水期的48.4%上升至中高含水期的67.4%，導致注水沿著高滲帶單向突進特征愈加明顯，油井含水上升速度加快，水驅油效率下降。

表1 特低滲A 油藏不同含水階段吸水剖面吸水方式變化對比表

1.2 常規注水剩余油挖潛難度大

從中高含水期同一井組不同方向、不同井距部署實施4 口檢查井巖心描述結果看（表2），隨著采出程度增加，平面不均勻驅替特征明顯，不同井距、不同方向水洗程度不同，平面剩余油主要富集在油藏深部的井間三角區、注水未波及區，依靠水驅進一步提高波及有限；縱向上，以中強水洗為主，水洗程度達75.1%，未水洗僅為24.9%，剩余油主要分布在儲層物性差的層段、隔夾層遮擋部位，但儲層改造容易造成注水溝通動用難度大。

表2 特低滲A 油藏不同方向檢查井巖心描述水洗程度統計表

2 大劑量微球深部調驅技術實踐

2.1 技術機理及方案設計

2.1.1 技術機理 深部調驅的核心在于提高注入水波及體積，封堵高滲層或裂縫等優勢竄流通道，啟動低滲部分未動用的剩余油，控制注水開發過程中含水上升速度，提高最終采收率。微球驅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，宏觀上儲層內比表面積增大，滲透率降低，從而達到提高微觀波及體積的同時提高驅油效率。

2.1.2 方案設計 根據特低滲油藏的儲層特征結合室內實驗分析效果，特低滲A 油藏喉道主要分布在1 μm以下，為了滿足良好的注入性，匹配粒徑應該小于100 nm，為能夠運移到多孔介質的大部分孔道中，更容易滯留在地層，現場方案設計采取大劑量、小粒徑、低濃度、長周期的注入方式，總注入量設計為0.3 PV，粒徑WQ50 nm，注入濃度為1 500 mg/L。試驗區16 個井組于2018 年9 月開始注入，目前完成方案設計注入量的54.2%。

2.2 現場應用效果

2.2.1 注入參數趨于合理 從井組綜合開采生產曲線看，大劑量微球深部調驅井組動態變化分見效期、變差期、穩定期、提升期四個階段，注入初期見效期，注采比2.22，壓力保持水平115.2%，微球對近井地帶注水未驅替的剩余油進行驅替，見效特征顯著，隨地層能量上升達到118.9%時，地層微裂縫開啟，降水效果變差，通過注入速度、注采比優化調整，地層能量穩中下降，降水效果進一步提升。礦場效果認為一是注水政策要根據生產動態適時優化調整；二是合理的壓力保持水平是保證效果的基礎，認為合理的壓力保持水平在110%左右，注采比1.6 左右。

同時，為進一步擴大地層深部波及體積，在注水政策優化基礎上，開展注入濃度優化調整，微球濃度由1 500 mg/L 調整到1 000 mg/L，調驅效果更加顯著（表3），見效比例由76.1%上升到86.4%，月度遞減率、含水上升幅度指標大幅下降，降水增油效果進一步提升。

表3 特低滲A 油藏大劑量微球深部調驅注入政策及注入參數調整歷程表

2.2.2 水驅狀況得到改善 從吸水剖面統計表明，低滲層段吸水比例由32.1%上升到47.9%，高滲層段吸水形態由尖峰狀/指狀吸水變均勻，吸水強度由3.21 m3/d·m下降到1.75 m3/d·m，注水單向突進現象得到控制，說明微球對低滲層段剩余油進行驅替動用，對高滲出水層段進行封堵。從注水井壓降試井解釋表明，地層有效滲透率由15.8 mD 下降至7.7 mD，裂縫半長由134 m 下降至89 m，說明微球對長期注水形成的動態微裂縫形成一定封堵，改善了油層深部水驅狀況。

同時，針對注采連通性較差的低滲層段開展配套補孔分注措施，5 口可對比井吸水厚度由7.8 m 上升到10.32 m，低滲層段開始參與吸水，整體水驅儲量動用程度由51.2%上升到68.5%，有效驅替了低滲層段剩余油。

2.2.3 控水穩油效果顯著 從2018 年9 月開始注入至目前，已持續有效三年以上，注入2.2 個月后見效，油井見效比例達85.6%，其中凈增油型占比33.4%，控水降遞減型占比52.2%，兩項指標大幅度下降，年對年自然遞減由注入前的14.98%下降到2021 年的0.23%，含水上升率由4.5%下降到-2.1%，達到了改善水驅的效果。

2.2.4 提高采收率明顯 根據產量遞減法預測對比，實施微球驅實際采油速度較常規水驅遞減采油速度提高0.38%，階段累計增油達到1.85×104t，階段累計降水2.32×104m3，井組綜合含水率與采出程度關系曲線大幅度向右偏移，提高采收率趨勢良好，預測增加可采儲量15.71×104t，采收率提高3.5%。

3 取得認識

（1）大劑量微球深部調驅技術對中高含水期油藏控水降遞減、改善水驅效果顯著，有效提升了低滲區、低滲層的驅替效果和波及體積，預測采收率提高3%～5%。

（2）合理的地層能量是保證長期效果的基礎。認為合理的壓力保持水平在110%左右，注采比1.6 左右，能夠控制含水上升速度且避免動態裂縫開啟。

（3）注入參數要適時動態調整。在注水政策適時優化調整基礎上，要配套對微球驅注入粒徑、注入濃度等進行優化，進一步擴大波及體積。

（4）技術組合拳是提升效果方向。在層內分注基礎上開展微球深部調驅進一步驅替了低滲層段剩余油，水驅動用程度由51.2%上升到68.5%，下步結合特低滲油藏儲層特征，持續開展層內/層間分注+微球驅、周期注水+微球驅等技術組合拳試驗，充分發揮特低滲儲層的滲吸、驅替效果，進一步擴大波及體積和驅油效率。