聚合物微球驅(qū)在五里灣長(zhǎng)6 油藏的應(yīng)用實(shí)踐

郭文娟，鄭 浩，孟利華，李 東，馬云成，李化斌

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

特低滲五里灣長(zhǎng)6 油藏屬典型的均質(zhì)型“三低”油藏，低含水期堅(jiān)持以水動(dòng)力受效單元為核心的精細(xì)注采調(diào)控技術(shù)，油井見效程度達(dá)到95.0 %、見效幅度110 %，單井產(chǎn)量保持在4.0 t 以上，采油速度保持在1.1 %，實(shí)現(xiàn)了連續(xù)11 年低含水高效開發(fā)，期末地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度10.8 %，可采儲(chǔ)量采出程度超過51.2 %；中含水期堅(jiān)持精細(xì)注采調(diào)控，強(qiáng)化剖面治理，期末地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度17.0 %；但進(jìn)入高含水期后平面水驅(qū)波及半徑增大，剩余油零散分布，剖面上主力小層動(dòng)用程度高，剩余油呈米～厘米級(jí)規(guī)模相間分布，常規(guī)手段動(dòng)用難度大，穩(wěn)油控水難度加大，進(jìn)入開發(fā)調(diào)整的關(guān)鍵時(shí)期，亟需開展新工藝新技術(shù)試驗(yàn)，從而實(shí)現(xiàn)剩余油的精準(zhǔn)動(dòng)用。

通過細(xì)化小層認(rèn)識(shí)，更加注重注采對(duì)應(yīng)關(guān)系的調(diào)整，突出向?qū)觾?nèi)要油、在層內(nèi)控水的主攻方向，通過聚合物微球驅(qū)技術(shù)實(shí)踐，形成較為成熟和完善的提高采收率技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了剩余油的精準(zhǔn)動(dòng)用。

1 高含水開發(fā)階段的主要開發(fā)矛盾

1.1 平面上水驅(qū)波及半徑增大，剩余油分布復(fù)雜

五里灣長(zhǎng)6 油藏基礎(chǔ)井網(wǎng)井排距為330 m×330 m的正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，開發(fā)特征表現(xiàn)為平面注水均勻推進(jìn)，隨著采出程度的增加，水驅(qū)波及半徑逐步增大，從歷年檢查井的取心和試油、試采效果來看，目前水驅(qū)半徑已突破300 m，平面剩余油分布愈加復(fù)雜，常規(guī)手段挖潛難度增大。

1.2 剖面上注入水沿高滲層段突進(jìn)，低滲層段挖潛動(dòng)用難度大

受儲(chǔ)層物性影響，縱向上物性好、注采連通性較好的小層水洗程度最高，物性較差、層理發(fā)育的小層水洗程度較弱或未水洗；總體水洗程度已達(dá)到70 %，以中水洗為主，中強(qiáng)水洗達(dá)到50 %左右，弱水洗20 %～40 %，未水洗20 %左右?？v向上單砂體剩余油分米～厘米級(jí)規(guī)模相間分布，常規(guī)手段動(dòng)用難度大。

1.3 隨采出程度增加，控水穩(wěn)油難度加大

隨著采出程度的增加，五里灣長(zhǎng)6 油藏自2007 年綜合含水突破20 %以后，含水上升速度明顯加快，油藏遞減持續(xù)逐年加大，雖然通過持續(xù)加強(qiáng)油藏綜合治理，多手段努力控制油藏遞減和含水上升速度，但含水上升仍然較快，遞減絕對(duì)值仍然較大。

2 聚合物微球的特性及試驗(yàn)區(qū)的選擇依據(jù)

2.1 聚合物微球的特性

聚合物微球具有初始粒徑小、緩慢膨脹、耐鹽、耐剪切等特性，能夠進(jìn)入地層深部改變注入水已有的流向，在油層中具有封堵、變形、運(yùn)移、再封堵的功能，能夠有效改善地層的非均質(zhì)性，阻止或減緩注水單向突進(jìn)，降低已見水油井含水的上升速度，具有深部調(diào)剖和驅(qū)油的雙重作用，最大限度的提高注入水波及體積，最終達(dá)到提高采收率的目的。

2.2 試驗(yàn)區(qū)的選擇依據(jù)

選擇開發(fā)時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)（1997 年全面開發(fā)）的特低滲均質(zhì)型五里灣長(zhǎng)6 油藏，其油藏中部深度1 850 m，孔喉中值半徑0.21 μm，平均滲透率1.81×10-3μm2，平均孔隙度12.69 %，油層溫度54.39 ℃，地層水礦化度80.56 g/L，屬深層封閉環(huán)境下的CaCl2水型，在長(zhǎng)慶油田目前所開發(fā)的油田中具有明顯的代表性，如安塞、靖安大部分的油田和五里灣油田的儲(chǔ)層有一定的相似性；同時(shí)該油藏雖然儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育，但含水上升比較緩慢，不存在很嚴(yán)重的貫通性裂縫，有利于聚合物微球的運(yùn)移和有效封堵。

3 聚合物微球驅(qū)的應(yīng)用實(shí)踐及效果分析

3.1 礦場(chǎng)實(shí)踐

先后經(jīng)歷了先導(dǎo)試驗(yàn)、擴(kuò)大試驗(yàn)、鞏固試驗(yàn)、工業(yè)化規(guī)模試驗(yàn)、整體注入五個(gè)階段，在形成較為成熟和完善的提高采收率技術(shù)后，逐步由三疊系長(zhǎng)6 油藏向長(zhǎng)8～長(zhǎng)9 深層及侏羅系淺層擴(kuò)大。

3.1.1 先導(dǎo)試驗(yàn)階段 2010-2013 年在五里灣長(zhǎng)6 油藏開展16 個(gè)井組的聚合物微球驅(qū)技術(shù)先導(dǎo)性試驗(yàn)，主要依據(jù)中國(guó)石油大學(xué)（華東）雷光倫等為代表的微球粒徑匹配方法，根據(jù)各油藏的檢查井資料、壓汞資料、精細(xì)油藏描述等靜態(tài)數(shù)據(jù)，參考利用K-Z 方程計(jì)算孔喉直徑，計(jì)算高滲層孔喉半徑，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1.2～1.5。初期通過掃描電子成像技術(shù)對(duì)五里灣長(zhǎng)6 油藏的真實(shí)巖心進(jìn)行觀察，有明顯的微裂縫存在，裂縫寬為20 μm～30 μm，根據(jù)微球膨脹倍數(shù)為30 倍（見圖1、圖2），結(jié)合1/3 架橋理論，經(jīng)計(jì)算確定WQ-1 微球選擇粒徑為300 nm 注入方式在三口井開展試驗(yàn)，注入后降水增油效果比較明顯。但其注入方式及注入?yún)?shù)較為單一。

圖1 巖心微裂縫掃描電鏡照片（450 倍）

圖2 聚合物微球高倍顯微鏡下圖片（550 倍）

為了進(jìn)一步摸索適宜的注入方式，通過對(duì)在55 ℃下，滲透率為0.5×10-3μm2～2.0×10-3μm2的5 塊天然巖心中注入不同濃度表面活性劑，隨著表面活性劑濃度的增加，水驅(qū)后表面活性劑驅(qū)油效率逐漸變大，濃度在4 800 mg/L～6 700 mg/L 時(shí)，驅(qū)油效率趨于穩(wěn)定，綜合考慮表面活性劑性能與經(jīng)濟(jì)因素，選定最佳使用濃度為5 000 mg/L 左右，選取7 個(gè)井組開展聚合物微球+表面活性劑注入方式開展試驗(yàn)，注入后井組含水上升趨勢(shì)減緩；同時(shí)選取9 個(gè)井組開展聚合物微球+表面活性劑交替注入方式開展試驗(yàn)，剖面吸水狀況得到有效改善，試驗(yàn)區(qū)7 口可對(duì)比水井平均單井吸水厚度由9.6 m 上升到10.8 m，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度提高了9.2 %；見效范圍由主向井向側(cè)向井逐步擴(kuò)大，對(duì)應(yīng)油井51口，見效率45.1 %，月度遞減率和含水上升幅度明顯下降，控水穩(wěn)油效果較明顯（見表1）。

表1 五里灣長(zhǎng)6 油藏聚合物微球驅(qū)注入前后主要指標(biāo)對(duì)比表

3.1.2 擴(kuò)大試驗(yàn)階段 2014-2015 年，在油藏中部30個(gè)井組開展聚合物微球+表面活性劑、單注聚合物微球兩種注入方式的擴(kuò)大試驗(yàn)，同區(qū)域未開展試驗(yàn)區(qū)對(duì)比，聚合物微球驅(qū)控水穩(wěn)油效果明顯，同時(shí)，不同含水階段不同粒徑的控水穩(wěn)油效果也得以體現(xiàn)，其中乳液聚合的小尺寸微球能適應(yīng)于孔隙型油藏，分散聚合的大粒徑微球適應(yīng)于孔隙+裂縫型油藏，能大大提高封堵性，依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)反應(yīng)，分散聚合微球強(qiáng)度大、封堵率高，能延長(zhǎng)有效期，注入性好于乳液聚合微球；從指標(biāo)變化看，聚合物微球驅(qū)具有明顯的周期性。因此，2015 年末在油藏中部30 個(gè)井組開展單注不同粒徑的聚合物微球試驗(yàn)，突出采取不同粒徑、不同注入速度、不同注入濃度的實(shí)施效果評(píng)價(jià)，進(jìn)一步明確聚合物微球合理的注入?yún)?shù)。

3.1.3 鞏固試驗(yàn)階段 2017 年以鞏固效果為目的，重點(diǎn)突出參數(shù)的優(yōu)化，在油藏中部完成三輪次注入，以粒徑優(yōu)化調(diào)整為主，在外圍擴(kuò)大區(qū)完成兩輪次，以段塞優(yōu)化調(diào)整為主，對(duì)聚合物微球驅(qū)的粒徑匹配、段塞設(shè)計(jì)、注入量及注入濃度等關(guān)鍵性技術(shù)指標(biāo)取得了較為深入和成熟的認(rèn)識(shí)。并逐步完善了注入工藝，實(shí)現(xiàn)了注入設(shè)備的定型，制定了聚合物微球加藥裝置的安裝標(biāo)準(zhǔn)和設(shè)備的專業(yè)化維護(hù)，并完成了注入設(shè)備的專利申請(qǐng)。同時(shí)，理論研究也由借鑒孔喉匹配理論向納米級(jí)聚合物微球增大比表面積，降低滲透率理論轉(zhuǎn)變，形成采收率=波及系數(shù)×驅(qū)油效率技術(shù)機(jī)理。

3.1.4 工業(yè)化規(guī)模試驗(yàn)階段 2018 年五里灣長(zhǎng)6 油藏正式進(jìn)入工業(yè)化規(guī)模注入試驗(yàn)階段，針對(duì)多輪次效果變差的現(xiàn)狀，在持續(xù)優(yōu)化注水政策基礎(chǔ)上，重點(diǎn)突出堵水調(diào)剖、分層注水+聚合物微球多種技術(shù)綜合聯(lián)作，并采取大劑量、長(zhǎng)周期的注入方式，逐步形成較為成熟和完善的聚合物微球聯(lián)作技術(shù)。

3.1.5 整體注入階段 2019 年在五里灣長(zhǎng)6 油藏全面開展聚合物微球驅(qū)技術(shù)應(yīng)用，利用干線整體注入，以小粒徑低濃度單注方式，重點(diǎn)突出堵水+聚合物微球的聯(lián)作技術(shù)應(yīng)用，通過對(duì)比，實(shí)施多手段聯(lián)作技術(shù)井組在控含水效果上更明顯。

3.2 應(yīng)用效果

3.2.1 水驅(qū)狀況改善并好轉(zhuǎn) 五里灣長(zhǎng)6 油藏全面開展聚合物微球驅(qū)技術(shù)應(yīng)用后，堅(jiān)持持續(xù)優(yōu)化注水政策，注采比由1.42 下降到1.18，使油藏地層能量保持在合理范圍內(nèi)，并通過多項(xiàng)技術(shù)組合實(shí)施，油藏剖面吸水狀況得到明顯改善，水驅(qū)狀況得到好轉(zhuǎn)，15 口可對(duì)比平均吸水厚度由10.87 m 上升到11.06 m，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由63.9 %上升到65.6 %。

3.2.2 穩(wěn)油控水效果提升 在優(yōu)化注水政策基礎(chǔ)上，通過應(yīng)用開展堵水、分注+小粒徑、低濃度、長(zhǎng)周期聯(lián)作的注入方式，穩(wěn)油控水的效果持續(xù)提升，同比月度遞減率由1.67%下降到0.28%，月度含水上升幅度由0.58%下降到-0.02%；油井見效比例由32.3%上升到33.5%，見效周期縮短，由51 d 下降到36 d，單井日增油由0.29 t 上升到0.38 t。

3.2.3 開發(fā)指標(biāo)好轉(zhuǎn) 與2014 年相比，標(biāo)定遞減由11.1%下降到5.9%，含水上升率由7.7%下降到4.5%，遞減加大的趨勢(shì)明顯得到控制，含水與采出程度曲線開始右偏，開發(fā)形勢(shì)趨于好轉(zhuǎn)（見表2）。

表2 五里灣長(zhǎng)6 油藏聚合物微球驅(qū)試驗(yàn)歷年開發(fā)指標(biāo)對(duì)比

3.2.4 聯(lián)作效果好于單一微球 多手段聯(lián)作技術(shù)應(yīng)用后，從改善水驅(qū)效果看，堵水+微球可對(duì)比井6 口，吸水厚度由8.91 m 上升到9.38 m，平均單井吸水厚度增加0.48 m；分注+微球可對(duì)比井4 口，吸水厚度由8.62 m上升到9.49 m，平均單井吸水厚度增加0.87 m；單一聚合物微球可對(duì)比井5 口，吸水厚度由7.67 m 上升到8.21 m，平均單井吸水厚度增加0.54 m，從剖面吸水形態(tài)對(duì)比來看，多手段聯(lián)作在改善吸水形態(tài)作用上更加明顯。從穩(wěn)油控水作用來看，多手段聯(lián)作與單一微球階段效果對(duì)比，表現(xiàn)為見效快、見效比例高、單井組增油效果好、降遞減控含水效果明顯。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

4.1 持續(xù)堅(jiān)持小粒徑、低濃度、長(zhǎng)周期的注入工藝

根據(jù)理論研究結(jié)合試驗(yàn)效果，從初期借鑒孔喉匹配理論向形成納米級(jí)微球增大比表面積，降低滲透率理論轉(zhuǎn)變，形成提高采收率技術(shù)；通過不斷優(yōu)化完善注入工藝參數(shù)，認(rèn)為小粒徑、低濃度、長(zhǎng)周期的注入工藝參數(shù)適應(yīng)性較好。

4.2 合理的注水制度是確保試驗(yàn)效果的基礎(chǔ)

由于注水制度不當(dāng)，地層能量恢復(fù)速度過快，導(dǎo)致聚合物微球的滯留性變差，多輪次后效果變差，近年來五里灣長(zhǎng)6 油藏整體壓力呈穩(wěn)步上升趨勢(shì)，尤其是油藏中部壓力恢復(fù)速度為0.11 MPa/a，且局部高壓區(qū)注采比偏大，是導(dǎo)致微球效果減弱、控含水效果變差的一個(gè)主要因素。

4.3 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，開展堵水調(diào)剖、分注+聚合物微球驅(qū)技術(shù)組合實(shí)施的堵水調(diào)驅(qū)綜合治理手段，不斷提升試驗(yàn)效果，實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油的目標(biāo)。