納米微球深部調(diào)驅(qū)技術(shù)在低滲透油藏的應(yīng)用

安 然，李凱凱，陳世棟，朱向前，錢雄濤

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710000）

低滲透油藏由于儲層物性差，進(jìn)入中高含水期后，受儲層非均質(zhì)性以及注入水驅(qū)替沖刷的影響，局部區(qū)域水竄加劇、水淹井增多，注采調(diào)整及常規(guī)調(diào)剖治理手段有限[1，2]，大量剩余油富集在水線兩側(cè)難以有效采出。納米微球深部調(diào)驅(qū)技術(shù)[3，4]以其粒徑小、可形變、提壓小、可依托注水系統(tǒng)集中實(shí)施的突出優(yōu)勢，近年來在長慶油田特低滲透油藏Ⅰ+Ⅱ類規(guī)模應(yīng)用取得了較好的效果效益。胡A 區(qū)長4+5 油藏是典型的超低滲Ⅰ類油藏，作為胡尖山油田上產(chǎn)主力區(qū)塊，開展納米微球深部調(diào)驅(qū)適應(yīng)性探索，進(jìn)一步提高采出程度尤為必要。

1 油藏基本概況

胡A 區(qū)長4+5 油藏的主體位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，整體呈東高西低的單斜構(gòu)造。油藏埋深為2 140 m，平均油層厚度11.3 m，平均孔隙度12.0%，平均滲透率0.7×10-3μm2，縱向多套單砂體疊置，非均質(zhì)性強(qiáng)，注入水沿高滲層段突進(jìn)（剖面吸水不均占比27.8%），低滲層剩余油難動(dòng)用；2017 年大規(guī)模加密后平面上存在NE45°、NE75°等多個(gè)見水方向，見水風(fēng)險(xiǎn)增加。2021 年通過優(yōu)化注水政策、調(diào)剖調(diào)驅(qū)及措施挖潛等工作，含水上升趨勢得到控制，開發(fā)形勢趨于穩(wěn)定，目前該區(qū)綜合含水64.7%，采油速度0.65%，采出程度僅為9.27%。

2 納米微球調(diào)驅(qū)機(jī)理及參數(shù)優(yōu)化

2.1 納米微球理化特征

采用反相微乳液聚合工藝，將水相聚合反應(yīng)封閉在油相分散系的“微反應(yīng)器”中，通過調(diào)整單體、引發(fā)劑配比來得到理想粒徑的聚合物微球（見圖1）。其特點(diǎn)是水化性能好，在水中可均勻分散，吸水膨脹后粒徑可以擴(kuò)大為原來的5～10 倍，其表面的活性親油基團(tuán)會(huì)吸附在巖石壁面的剩余油膜上，從而提高驅(qū)油效率。與常規(guī)聚合物材料相比具有注入性好、耐高溫高鹽、溶解性好等優(yōu)點(diǎn)[5-7]。

圖1 傳統(tǒng)線性聚合物與微球結(jié)構(gòu)對比圖

2.2 納米微球動(dòng)用剩余油機(jī)理

2.2.1 粒徑與儲層滲透率匹配關(guān)系

根據(jù)該理論，注入微球優(yōu)先進(jìn)入大孔道中，遇水膨脹，表面積呈幾何級數(shù)增長，造成滲透率大幅下降，孔道中水相滲流阻力顯著提高，使注入水向小孔喉中運(yùn)移，動(dòng)用剩余油，能較好的解釋目前大部分現(xiàn)場實(shí)踐結(jié)果。以50 nm 粒徑微球?yàn)槔僭O(shè)1 m3、30.1%濃度微球溶液（有效含量25%）含有微球個(gè)數(shù)3.8×1015個(gè)，所有微球表面積可達(dá)到2.7×104m2（考慮3 倍膨脹）。

考慮1 m3的孔喉模型，孔喉半徑在0.5～200 μm變化，則根據(jù)比表面積方程，可以計(jì)算微球驅(qū)前后滲透率比值隨孔喉平均半徑變化關(guān)系（見圖2）。

圖2 微球驅(qū)前后滲透率比值隨孔喉平均半徑變化曲線

由圖2 可以看出：當(dāng)儲層孔喉均勻且很小時(shí)，由于自身表面積基數(shù)很大，微球增加的表面積并不能使?jié)B透率降低太多或者是微球無法進(jìn)入導(dǎo)致驅(qū)替前后滲透率變化不大；當(dāng)大孔隙進(jìn)入的微球較多，比表面積大大增加，能夠較大幅度地降低滲透率。

2.2.2 液流轉(zhuǎn)向機(jī)理 當(dāng)驅(qū)替壓力差小于毛細(xì)管內(nèi)原油啟動(dòng)壓力，即ΔP＜Pc時(shí)，原油不能從小毛細(xì)管內(nèi)驅(qū)替出，從而形成剩余油，注入的水沿著大毛細(xì)管流動(dòng)，注入水產(chǎn)生無效循環(huán)。注入聚合物微球在大毛細(xì)管中通過卡堵、架橋、疊加封堵等形式在孔喉處對水相產(chǎn)生物理阻擋，并產(chǎn)生附加壓力Pn，由于附加壓力和驅(qū)替壓力的共同作用，即當(dāng)ΔP-Pn＞Pc時(shí)，水相被強(qiáng)制從大毛細(xì)管繞流至小毛細(xì)管，形成液流轉(zhuǎn)向，同時(shí)驅(qū)替出較小半徑毛細(xì)管內(nèi)的剩余油（見圖3）。

圖3 注入納米微球前后水驅(qū)替變化示意圖

未注入聚合物微球，即不存在聚合物微球表面沉積時(shí)，ΔP 可由達(dá)西定律得到：

通過分析可以看出，發(fā)生液流部分轉(zhuǎn)向的臨界力學(xué)條件可以表述為下式：

注入聚合物微球后，聚合物微球發(fā)生表面沉積，減少了滲流通道，導(dǎo)致滲透率降低為Kn，忽略橫截面積和滲流長度的變化，那么附加滲流阻力Pn可以表示為：

其中Pc可以通過下式得到：

結(jié)合式（1）、（3）、（4）可得到液流轉(zhuǎn)向的臨界滲透率Kc為：

式中：Q-流量，cm3/s；A-橫截面積，cm2；K-孔道原始滲透率，μm2；K-注入微球后孔道滲透率，μm2；Kc-臨界滲透率，μm2；ΔP-滲流壓差，Pa；Pc-毛管力，Pa；Pn-附件滲流阻力，Pa；μ-流體黏度，Pa·s；L-滲流長度，cm。

由式（5）可知，當(dāng)聚合物微球發(fā)生表面沉積，導(dǎo)致大孔的滲透率降低，當(dāng)滲透率降低到滿足臨界條件時(shí)，就會(huì)發(fā)生液流部分轉(zhuǎn)向。進(jìn)而可知，確定聚合物微球發(fā)生表面沉積后的滲透率是判斷是否存在液流部分轉(zhuǎn)向的關(guān)鍵，當(dāng)K=0 時(shí)，液流完全轉(zhuǎn)向（物理阻擋）；當(dāng)K≤Kc時(shí)，液流部分轉(zhuǎn)向。

3 礦場應(yīng)用效果

2021 年3 月在胡A 油藏中部實(shí)施69 注195 采，設(shè)計(jì)微球粒徑50 nm，濃度0.1%，單井注入量60 000 m3，同時(shí)針對裂縫發(fā)育、綜合含水高的6 個(gè)井組采取“單井調(diào)剖+微球調(diào)驅(qū)”聯(lián)作治理，實(shí)施后地層能量得到補(bǔ)充，老井含水上升趨勢得到有效遏制[8，9]，日產(chǎn)油能力由76 t 上升到88 t，含水由69.2%下降到65.5%，拉動(dòng)實(shí)施區(qū)域平均月度遞減由2.01%下降到-2.31%，平均月度含水上升幅度由0.86%下降到-0.54%（見圖4），整體主要表現(xiàn)為負(fù)遞減見效特征，累計(jì)降遞減增油3 123 t，目前持續(xù)有效；6 個(gè)“單井調(diào)剖+微球調(diào)驅(qū)”聯(lián)作井組日產(chǎn)油能力由23 t 上升到27 t，含水由74.3%下降到66.5%，階段遞減由3.0%下降到-2.2%，含水上升幅度由1.60%下降到-0.98%（見圖5），與單一微球階段效果相比，具有見效快、見效比例高、單井組增油效果好等特點(diǎn)。

圖4 胡A 油藏中部微球調(diào)驅(qū)產(chǎn)量預(yù)測曲線

圖5 胡A 油藏中部6 個(gè)“單井調(diào)剖+微球”聯(lián)作井組生產(chǎn)曲線

3.1 注入端指標(biāo)變化

不同見效類型壓力上升幅度不同：Ⅰ類凈增油見效21 口，占比30.4%，平均注水壓力上升幅度為0.6 MPa且穩(wěn)定在6 個(gè)月以上；Ⅱ類降水見效33 口，占比47.8%，平均注水壓力上升幅度為0.4 MPa；Ⅲ類效果不明顯15 口，占比21.7%，平均注水壓力變化不大。

水驅(qū)效果明顯提升：實(shí)施后注水井剖面吸水厚度變化幅度不大、注水壓力略有抬升，說明注入微球后深部優(yōu)勢通道被封堵，儲層形成新的滲流場，整體注水壓力有小幅上升，參與滲流孔喉增多，擴(kuò)大了波及體積。實(shí)施后注水井平均PI 值上升0.5，注水壓力平均上升僅0.4 MPa，可對比井壓降曲線形態(tài)變緩，說明微球進(jìn)入儲層深處封堵，儲層變得更“均質(zhì)”。

3.2 不同含水率對油井見效的影響

通過對納米微球調(diào)驅(qū)見效油井不同含水階段見效情況分析（見表1），由表1 可以看出：相同微球粒徑、濃度條件下，當(dāng)含水率較高時(shí)即fw＞60%時(shí)，油井見效率普遍較高；當(dāng)含水率fw≤30%時(shí)，見效井增油以提液為主；含水率fw＞30%見效井均表現(xiàn)出降含水主導(dǎo)作用。這是因?yàn)槲⑶蚍稚⒂谒信蛎?，含水越高，微球越膨脹，比表面積越大，滲透率降的越多，故高含水階段微球降含水作用突出。

表1 納米微球調(diào)驅(qū)見效井分含水階段統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論及認(rèn)識

（1）當(dāng)納米微球發(fā)生表面沉積，吸水膨脹后粒徑可以擴(kuò)大為原來的5～10 倍，使得大孔道內(nèi)的滲流阻力增加、滲透率大幅降低，當(dāng)高滲通道滲透率降低到臨界條件Kc時(shí)，液流部分轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大波及體積，啟動(dòng)低滲區(qū)域剩余油。

（2）相比常規(guī)調(diào)剖，納米微球調(diào)驅(qū)后注水井剖面吸水厚度變化幅度不大，井口壓力不會(huì)大幅增加，平均爬升壓力0.4 MPa，基本滿足目前注水系統(tǒng)壓力爬升空間，且依托注水系統(tǒng)集中實(shí)施微球規(guī)模調(diào)驅(qū)，從施工、管理、效果效益均優(yōu)于單點(diǎn)注入。

（3）從穩(wěn)油控水效果來看，針對裂縫發(fā)育、綜合含水高的井組采取先單井調(diào)剖后集中微球調(diào)驅(qū)治理，側(cè)向油井受效明顯，具有見效快、見效比例高、單井組增油效果好等特點(diǎn)。

（4）納米微球井組見效與注水井壓力存在對應(yīng)關(guān)系，井口壓力上升幅度：Ⅰ類增油見效＞Ⅱ類降遞減見效＞Ⅲ類效果不明顯。

（5）相同微球粒徑、濃度條件下，當(dāng)含水率fw＞60%時(shí)，油井見效率普遍較高；且含水率fw≤30%見效井增油以提液為主；含水率fw＞30%見效井均表現(xiàn)出降含水主導(dǎo)作用。