聚合物微球調驅技術的實際應用及效果評價

續 博 ，李泰余，孟 越，劉 超，吳文超，李 平，羅 強

（1.陜西明德石油科技有限公司，陜西西安 710016；2.西安中孚凱宏石油科技有限責任公司，陜西西安 710016；3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西西安 710016）

隨著安塞油田注水開發，由于受油藏地層的非均質性影響，同時受層間、平面、層內矛盾和天然裂縫、微裂縫、壓裂造成的裂縫、局部高滲帶的影響，再者受油藏類型、砂體展布方向、注采井網等因素影響，嚴重制約了油田的注水效果。

具體表現之一為注水井的注入水沿單向突進，導致水驅波及體積減小，突進方向油井見水后含水迅速上升、產油量大幅度下降，而側向井地層壓力保持水平較低，長期低產低效，嚴重影響油田整體開發水平。

為了解決上述問題，調剖調驅技術應運而生，并且通過多年的應用實踐，能夠有效的優化注水效果，提高油田的整體開發水平。而聚合物微球調驅技術則是在以往的調剖調驅技術上近年來發展起來的一種新型深部調驅技術。

1 儲層特征及水淹類型

1.1 地質及儲層特征

安塞油區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，構造由西向東逐漸抬升，砂體呈北東-南西向展布，斜坡上發育東西向、北東-南西向的小型鼻狀構造。開發含油層位主要有長2、長3、長4+5、長6，其中長6 和長2 為主力開采層，為典型的巖性-構造油藏，向東為巖性控制，向西為構造控制，巖心孔隙度在2.0 %～17.16 %，平均值約11.27 %；滲透率在0.1×10-3μm2～38.82×10-3μm2，平均值約1.01×10-3μm2，整體屬于特低孔、特低滲儲層。其中長6 儲層普遍存在天然垂直微裂縫，微裂縫分布不均勻，在原始壓力下一般呈閉合狀態，注水后，注入水易沿裂縫水竄，水線推進速度較快，主向油井含水上升速度快，甚至快速水淹，水驅狀況變差。

1.2 水淹類型

針對安塞低滲裂縫油藏，依據受效方向、見水見效周期、含水與采出程度關系，可以進行水淹類型的劃分：（1）孔隙型水淹；（2）裂縫-孔隙型水淹；（3）裂縫型水淹（見圖1）。

2 聚合物微球調驅工藝

2.1 所采用化學藥劑

該技術所采用的主要化學藥劑是一種見水膨脹的高分子聚合物，其優點包括受外界影響小，可以直接用污水配制，耐高溫高鹽，以及注入無黏度、無污染、成本較低等。粒徑具有可選性，目前現場主要應用的微球聚合物粒徑有100 nm、300 nm、500 nm 及800 nm等。外觀為乳白色或淡黃色均相液體，pH 值在6～8，可析出固形物含量大于等于22.0 %，密度在0.950 g/m3～1.050 g/m3。

2.2 注入設備

注入設備是一種可移動撬裝加藥裝置，外形尺寸2 200 mm×2 200 mm×2 320 mm，內部主要構件，計量泵（核心部分），攪拌器，齒輪泵，防爆配電柜，電表箱，高壓軟管，照明設施，儲液罐，安全閥，過濾器，液位計，加熱器，阻尼器。設備嚴格按照中國石油天然氣股份有限公司標準《Q/SY CQ 3647-2016 聚合物微球驅加注裝置技術規范》技術條件要求加工定制，具有防塵、防雨、防風，并具有良好的通風透氣能力。

圖1 水淹類型劃分標準

圖2 微球調驅封堵轉向過程示意圖

2.3 調驅機理

聚合物微球具有“變形蟲”特性，溶脹后，若聚合物微球直徑小于喉道直徑的1/3，聚合物微球通過模式表現為“順利通過”，若大于喉道直徑的1/3，則以“變形蟲”的方式通過，壓力較大時發生一定的破碎。

聚合物微球注入到油層孔隙后，在近井地帶，由于壓差較大，聚合物微球在驅動壓力作用下，產生變形，通過油層孔隙聚合物微球移動到油層深部；在油層深部，由于壓差較小，聚合物微球在孔隙內滯留，堵塞孔隙通道，起到了調驅作用。聚合物微球的調剖機理為：（1）變形驅動機理；（2）壓力波動機理；（3）剪切破碎機理。實際上，在顆粒通過孔喉時，常常是幾種機理的綜合表現，很難發現單獨一種機理起作用（見圖2）。

3 現場應用

3.1 注入方案

根據現場實施效果及室內分析評價，對注入粒徑、濃度及合理注入量進行優化。通過室內巖心驅替試驗，滲透率0.5 mD，粒徑100 nm（濃度0.3 %）綜合封堵效果最好；滲透率3.0 mD，粒徑800 nm（濃度0.3 %）綜合封堵效果最好；滲透率10.0 mD，粒徑300 nm（濃度0.3 %）綜合封堵效果最好。

3.1.1 注入粒徑選擇 前期電鏡觀察結果顯示，微球粒徑小于喉道半徑可實現深部驅替（見圖3）。

以增大比面降低滲透率理論，結合填砂管封堵試驗，對比不同粒徑聚合物微球在不用滲透率填砂管中的封堵率，研究最佳粒徑匹配公式：

式中：D-微球擴散系數，數值；F-微球融合系數，數值；η-注微球后巖心封堵率，%；k-高滲透層注微球前滲透率，10-3μm2；φ-高滲透層注微球前孔隙度，小數；Ci-微球注入濃度，mg/L；Ca-微球有效含量，小數；τ-迂曲度，數值；ρ-微球原液密度，g/cm3；Rm-微球初始粒徑，nm；Em-膨脹倍率，數值。

最佳粒徑匹配數值為理論計算封堵率在85 %～95 %所對應的微球初始粒徑。

3.1.2 注入濃度選擇 根據室內評價結果，隨著聚合物微球濃度的增加，阻力因子和殘余阻力因子逐漸變大，但在聚合物微球濃度高于2 000 mg/L 后，殘余阻力因子增加幅度明顯變小。聚合物微球濃度大于2 000 mg/L時，聚合物微球在巖心中形成了有效的封堵，綜合考慮聚合物微球性能與經濟因素，選定聚合物微球最佳使用濃度為2 000 mg/L，根據現場實施效果進行再優化。

3.1.3 注入量的確定 根據室內評價結果，通過不同PV 數聚合物微球注入填砂管實驗，對比不同PV 數聚合物微球注入后殘余阻力系數變化，隨著注入聚合物微球PV 數增加，其阻力因子增加，但殘余阻力因子增大幅度逐漸變小，考慮經濟因素，確定合理的聚合物微球注入PV 數為0.3 PV，根據現場實施效果進行再優化。

應用于礦產試驗計算可根據以封堵高滲層為目的，結合采出程度等數據計算，單井聚合物微球注入量計算公式如下：Q=0.3AhΦR。

式中：A-單水井控制含油面積；h-油層厚度；Φ-孔隙度；R-采出程度。

圖4 聚合物微球調驅工藝流程示意圖

3.2 施工工藝

將聚合物微球專用柱塞泵、配套設備與配水（閥組）間注水管線連接，按設計要求投加聚合物微球原液，微球原液隨注入水經注水井原井管柱注入目標地層。聚合物微球調驅基本工藝流程（見圖4）。

3.3 注入段塞組成

注入化學藥劑一般分為前置段塞、主體段塞、保護段塞三個段塞。

前置段塞注入長效顆粒加弱凝膠，主要作用為對強水洗段通道進行強封堵；主體段塞則是注入聚合物微球，通過不同粒徑組合，逐級深部調驅，實現對不同類型優勢通道封堵；保護段塞注入長效顆粒加弱凝膠，主要作用為封口作用，延長有效期。

4 結論與分析

聚合物微球調驅技術在安塞油田應用情況良好，2016 年開展先導試驗，2017 年擴大實施后降遞減、控含水效果明顯，2018 年共實施404 口井，階段遞減由5.0 %下降到2.2 %，累增油4.43×104t，累降水9.81×104m3。同時注水壓力平均上升僅0.2 MPa，表明微球未在近井地帶堆積。注水井平均PI 值上升0.3，67 %的壓降曲線形態變緩，含水與采出程度關系曲線向右偏移，水驅效果改善，開發形勢好轉。

4.1 現場微球粒徑與喉道匹配情況

現場施工表明，微球粒徑與喉道半徑相當時井組增油最多。

圖5 現場微球粒徑與增油關系圖

圖6 不同水淹類型增油效果圖

王窯、杏河儲層喉道半徑200 nm～400 nm，試驗了100 nm、300 nm、800 nm 粒徑微球，均顯示300 nm 增油降水效果最好（見圖5）。

4.2 聚合物微球調驅技術對不同水淹類型的效果分析

通過實際現場應用，孔隙型滲流井組實現凈增油，對應油井246 口，見效比39.8 %；孔隙-裂縫型滲流井組實現零遞減，對應油井919 口，見效比37.9 %；裂縫型滲流井組遞減下降明顯，對應油井547 口，見效比34.4 %（見圖6）。

通過對比，表明微球調驅在孔隙型滲流油藏適應性最佳，在其他滲流油藏也有顯著的效果。