聚合物微球驅(qū)對低滲透雙高油藏水驅(qū)效果研究

高攀鋒，駱園明，梁明華，付文艷

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川 750006）

S39 區(qū)長2 油藏是一個構(gòu)造-巖性油藏，屬河控湖相三角洲前緣沉積。本區(qū)儲集空間主要有殘余粒間孔、長石溶孔及少量的粒內(nèi)微孔等，喉道以縮頸型為主，孔隙主要與中喉和細喉相連。該區(qū)平均有效孔隙度18.0%、平均滲透率15.24×10-3μm2、平均孔隙喉道均值10.94 μm，屬典型低滲透油藏。該區(qū)2002 年注水開發(fā)，初期含水率28%，生產(chǎn)高峰期年產(chǎn)油達20×104t，2015年含水率達82%，可采儲量采出程度達75%，進入高含水率開發(fā)期，面臨剩余油分布復雜，常規(guī)動用難度大，油藏開發(fā)效果變差，提高采收率難度大等問題。通過聚合物微球驅(qū)現(xiàn)場技術(shù)實踐，可有效改善低滲透雙高油藏開發(fā)效果，達到提高采收率目的[1-4]。

1 中高含水率開發(fā)期主要特征

1.1 剩余油分布零散，挖潛動用難度大

該區(qū)開發(fā)基礎井網(wǎng)采用井距為300 m 的菱形反九點井網(wǎng)面積注水井網(wǎng)，采油井與注水井井數(shù)比為3∶1，開發(fā)特征表現(xiàn)為平面注水均勻推進，隨著采出程度的增加，水驅(qū)波及半徑逐步增大，平面上剩余油主要分布在井間、泄油半徑外以及微構(gòu)造高點處。

通過精細地質(zhì)研究，細化單砂體注采關系對應分析，該區(qū)水驅(qū)儲量控制程度達到93.4%，受非均質(zhì)性影響，水驅(qū)儲量動用程度長期在74.0%，部分井低滲層段吸水變差，縱向上單砂體剩余油分米～厘米級規(guī)模相間分布。整體而言，剩余油分布愈加復雜，常規(guī)手段難以挖潛。

1.2 水驅(qū)優(yōu)勢通道形成，水驅(qū)有效率變差

進入高含水率階段后，該區(qū)開發(fā)水驅(qū)指標逐步變差，水驅(qū)指數(shù)上升明顯，由1.06 上升到1.16；存水率下降加快，短期由0.49 下降到0.43；視吸水指數(shù)持續(xù)下降，從3.3 m3/MPa 下降到2.6 m3/MPa；整體水驅(qū)有效率變差。

1.3 控水難度大，遞減持續(xù)增大

該區(qū)雖然已進入中高含水率期，但含水率上升速度仍然較大，在實際開發(fā)過程中，僅2011-2014 年四年時間，含水率由64%上升到80%，含水率上升率持續(xù)保持在2.0%～2.5%；油藏遞減持續(xù)加大，雖然通過加強精細分層注水，提高剖面動用程度等多手段努力控制油藏遞減和含水率上升速度，但含水率上升仍然較快，遞減絕對值仍然較大。

綜合來看，進入中高含水率期后，該區(qū)通過常規(guī)注水開發(fā)，難以有效提高采油速度，保持合理遞減；難以提高水驅(qū)波及系數(shù)，提高采收率。

2 聚合物微球驅(qū)機理及工藝參數(shù)優(yōu)選

目前各種深部調(diào)驅(qū)技術(shù)中，聚合物改善水驅(qū)技術(shù)是最為有效的技術(shù)之一。這一技術(shù)在多年的現(xiàn)場實踐中得到證明，其主要原理是利用具有一定黏度的聚合物微球，優(yōu)先進入高滲水通道，向深部運移并水化。此后，這些微球會發(fā)生成倍的膨脹，封堵和調(diào)節(jié)滲流通道，改變水驅(qū)液流方向并擴大水驅(qū)波及系數(shù)，以提高采收率。

為確保聚合物微球的膨脹性能、耐鹽性能、耐溫性能、耐剪切性能以及對原油破乳脫水影響各方面的優(yōu)越表現(xiàn)，開展了室內(nèi)評價優(yōu)選。在現(xiàn)場先導試驗階段，針對封堵目的，結(jié)合孔喉匹配原則，對優(yōu)選出的最佳粒徑進行了篩選；在擴大規(guī)模、整體注入階段，在前期認識的基礎上，以擴大比表面、降低滲透率為目的，再次對粒徑進行了優(yōu)選。

3 應用效果及評價

3.1 礦場實踐

先后經(jīng)歷了先導試驗、擴大試驗、整體注入三個階段，在形成較為成熟和完善的聚合物微球提高采收率技術(shù)后，有效改善了該區(qū)開發(fā)效果。

3.1.1 先導試驗階段 2016 年優(yōu)先在S39 區(qū)6 個井組開展聚合物微球驅(qū)技術(shù)先導性試驗，當年累計試驗29 個井組，主要依據(jù)孔喉半徑和微球粒徑匹配方法；根據(jù)油藏的巖心分析、壓汞資料等靜態(tài)數(shù)據(jù)，參考利用經(jīng)驗公式r＝方程計算主滲流孔喉半徑，并匹配微球粒徑，微球水化膨脹后粒徑與孔喉直徑的匹配系數(shù)為1.2～1.4。根據(jù)該區(qū)油藏特點，在北部初期優(yōu)選粒徑為5 μm，在南部初次優(yōu)選微球粒徑800 nm，注入方式為井口注入，注入周期3 個月。但其注入方式及注入?yún)?shù)較為單一。試驗井組整體上初期效果明顯，月度遞減率和含水率上升幅度明顯下降，月度遞減率由1.0%下降到0.5%、含水率上升率由0.4%下降到-0.2%，但有效期短，見效6 個月后遞減逐步增大。

3.1.2 擴大試驗階段 2017-2018 年，在油藏中部33個井組開展聚合物微球的擴大試驗，結(jié)合先導試驗認識，以擴大比表面為目的，對粒徑進一步優(yōu)化，優(yōu)選粒徑為300 nm 和100 nm，在實踐過程中采取不同粒徑、不同注入濃度、不同注入周期開展試驗（表1），對實施效果評價，進一步明確聚合物微球合理的注入?yún)?shù)。

表1 S39 區(qū)聚合物微球各階段現(xiàn)場實踐主要參數(shù)表

3.1.3 整體注入階段 2019 年在S39 區(qū)油藏全面開展聚合物微球驅(qū)技術(shù)應用，采用注水站整體注入，對聚合物微球驅(qū)的粒徑匹配、段塞設計、注入量、注入濃度、注入周期等關鍵性技術(shù)指標取得了較為深入和成熟的認識，并對開發(fā)技術(shù)政策對聚合物微球驅(qū)效果影響也進行了分析研究，形成了成熟的聚合物微球驅(qū)在低滲透雙高油藏應用技術(shù)。

3.2 應用效果

3.2.1 井口壓力上升幅度可控 2016 年1 月開始微球注入，平均注水壓力由9.1 MPa 上升到9.8 MPa，上升0.7 MPa。隨著微球注入?yún)?shù)優(yōu)化調(diào)整，平均注水壓力發(fā)生變化，最終穩(wěn)定在9.5 MPa。視吸水指數(shù)穩(wěn)步上升，從2.6 m3/MPa 上升到3.3 m3/MPa，地層高滲孔道得到有效封堵。

3.2.2 水驅(qū)狀況改善并好轉(zhuǎn) 注入微球后，從水驅(qū)指數(shù)來看，水驅(qū)指數(shù)整體穩(wěn)定，多年穩(wěn)定在1.20～1.21；從試井資料顯示，裂縫半長明顯減小，可對比井由158 m下降到104 m，表明隨著微球注入，起到了地層深部調(diào)驅(qū)作用，高滲通道得到一定程度封堵；從油藏剖面吸水看，雖然吸水厚度變化不大，水驅(qū)儲量動用程度保持在75.0%左右，但剖面形態(tài)明顯好轉(zhuǎn)，吸水更趨于均勻，吸水狀況得到改善。

3.2.3 油藏開發(fā)效果改善，開發(fā)指標好轉(zhuǎn) 在持續(xù)精細注水政策基礎上，通過應用分注+小粒徑、低濃度、長周期的注入方式，油藏開發(fā)效果持續(xù)改善，與2015 年相比，自然遞減由10.5%下降到7.4%，含水率上升率由2.5%下降到0.2%，遞減加大的趨勢明顯得到控制，開發(fā)指標好轉(zhuǎn)（表2）；含水率與采出程度曲線開始右偏，開發(fā)形勢趨于好轉(zhuǎn)（圖1）。

表2 S39 區(qū)聚合物微球驅(qū)試驗歷年開發(fā)指標對比表

4 結(jié)論與認識

（1）聚合物微球驅(qū)能夠改善低滲透雙高油藏水驅(qū)狀況，在控水穩(wěn)油、控制開發(fā)指標方面取得較好效果。

（2）堅持小粒徑、低濃度、長周期的注入工藝，可以延長微球驅(qū)的有效期。根據(jù)理論研究結(jié)合試驗效果，通過不斷優(yōu)化完善注入工藝參數(shù)，注入?yún)?shù)由高濃度、短周期向低濃度、長周期、不間斷注入轉(zhuǎn)變后，工藝參數(shù)適應性較好，微球驅(qū)有效期延長，效果好轉(zhuǎn)。

（3）合理的開發(fā)技術(shù)政策是確保試驗效果的基礎。由于注水系統(tǒng)工藝措施不當，導致該區(qū)2020-2021 年欠注，無法落實合理的注水制度，地層能量下降，導致聚合物微球效果減弱、控含水效果變差，2021 年問題解決后，注水政策得以落實，2022 年開發(fā)指標明顯好轉(zhuǎn)，表明合理的開發(fā)技術(shù)政策是確保試驗效果的基礎。