三疊系油藏堵驅結合技術的探索應用

安 然，劉旭華，李凱凱，錢雄濤，董傳賓

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710000）

我國大多數油田采用早期注水開發，進入中高含水率期后，受儲層非均質性及地下流體性質差異的雙重影響，注入地層的水70%～90%進入厚度不大的高滲通道內，隨著時間推移，水竄現象加劇，水淹井增多，控水穩油難度加大[1]。常規調剖有效期較短，通常在施工結束后3 個月發生堵劑突破或形成新的繞流導致失效，尤其是多輪次調剖后，由于堵劑栓塞位置重疊，效果呈減弱趨勢，東北石油大學陳博[2]通過室內模擬分析認為多輪次調剖最佳注入輪次為3～4 次；納米微球調驅劑粒徑小，可以進入油藏深部、起壓幅度小，但在孔隙-裂縫型滲流油藏中滯留能力較差，因此，亟需探索一種堵驅結合的技術[3]，充分發揮常規調剖體系的封堵性能與納米微球深部驅替性能，在滿足當前注水系統壓力的基礎上，實現栓塞近井地帶裂縫、深部擴大波及體積的多級封堵協同作用[4]。

1 調剖調驅必要性判斷

PI 值是從注水井井口測得的在一定時間內的壓力平均值。一般來說PI 值越低越代表著該井高滲通道發育，區塊中各注水井PI 值級差越大則說明區塊非均質性越強。本文基于H4 區地質監測資料，以注水井井口壓降曲線為基礎資料，利用PI 修正值進行堵驅結合注水井篩選，PI 修正值=（PI 值/實注量）×歸整后平均日注量[5]，結合注水井井史資料及注水系統提壓空間，劃分相應對策技術界限（表1）。

表1 H4 區PI 修正技術界限劃分

2 堵驅結合體系選擇

H4 區是典型的三疊系低滲透油藏，埋深2 140 m，油層厚度11.3 m，孔隙度12.0%，空氣滲透率0.7 mD，含油飽和度50.0%，水驅控制程度68.5%，水驅動用程度59.8%，壓力保持水平94.8%。近年來，為提高儲層動用程度，針對不同見水類型、滲流方式、孔喉匹配，探索形成由近井至儲層深部多種堵水調驅技術體系。根據目標區塊地質開發特征，結合歷年實施效果，為實現對高滲通道的有效封堵和啟用動用程度低的油層，體系上選擇具有封堵能力的PEG-1 凝膠作為前置段塞，能夠實現深部調驅、低爬坡壓力的乳液微球作為驅替補充段塞。

2.1 PEG-1 凝膠調剖體系

PEG-1 凝膠顆粒是以丙烯酰胺（AM）和耐溫抗鹽共聚（AMPS）為基本單體，采用反相懸浮聚合法合成，凝膠含量≥80%，利用激光粒度儀檢測初始平均粒徑100～300 μm，在光學顯微鏡下，顆粒表面呈溝壑狀的褶皺結構，分散良好，無粘連現象。

將產品抽濾去除油相，稱取質量為m1的產品分散于模擬水中，室溫下養護2 h 后置于篩網上至無水滴下，稱取吸液后樣品的質量為m2，可以發現注入水后，顆粒吸水緩慢膨脹，粘連形成更大的顆粒，但隨著礦化度升高，膨脹倍數逐漸變小，幅度變緩，最終膨脹倍數可達4.5（表2）。

表2 水溶膨脹率及礦化度的影響

式中：R-質量膨脹倍數；m1、m2-樣品吸液前后的質量。

該體系以“堵”為主，通過單個顆粒或多個顆粒架橋、吸附聚結，栓塞近井地帶動態裂縫，形成物理屏障，達到降低主向井含水率，促進側向井受效，有效均衡水驅的目的，室內實驗測得該體系封堵率≥95%。本次堵劑設計采用變濃度段塞0.3%～0.5%，施工排量原則上采用等配注注入，綜合考慮油層厚度、高滲透層厚度占比、油井見水方向系數等地質因素，利用以下經驗公式確定注入方量：

式中：R，r-不同位置調剖劑的內外環半徑，m；h-油層厚度，m；φ-地層中高滲透層的孔隙度；α-高滲透層厚度占油層厚度的百分數；β-方向系數。

2.2 納米微球深部調驅體系

目前國內生產納米微球普遍采用反相乳液或反相微乳液聚合工藝，通過調整單體/引發劑比例來得到理想粒徑[6]。納米微球是一種具有黏彈性的水溶性預交聯微凝膠，由于其初始粒徑小，分散到水溶液中黏度低，可以順利通過近井地帶進入到油藏中深部，在地層水礦化度、溫度、pH 值等因素的作用下，發生體積膨脹或黏結，形成較大的彈性柔體，造成后續注入水改向，動用深部剩余油[7-8]。現有的微球產品為乳白色至棕黃色均相液體，根據施工規模可采用單泵多井的施工方式，具有操作簡便、易管理、安全環保等優勢。

室內填砂管實驗得出，粒徑越小，封堵率越高，說明降低滲透率幅度越大。當粒徑小于500 nm 時，符合增大比表面積封堵理論，滲透率大幅下降；當粒徑大于500 nm 時，符合孔喉封堵理論，降低滲透率幅度相對較低（圖1）。根據凝膠滲透色譜原理，微球粒徑越大，越在多孔介質的大孔道中移動，在地層中的運移路程越短，在地層中滯留時間就短；聚合物微球粒徑越小，則能夠運移到多孔介質的大部分孔道中，更容易滯留在地層。

圖1 不同粒徑微球實驗封堵率

礦場油井采出液檢測表明，小粒徑微球不易被采出，故選擇粒徑50 nm 的微球母液。由于注入濃度越高，微球越容易聚集成團，不利于深部運移和封堵，故優化注入濃度為0.1%。以封堵高滲層為目的，結合采出程度等數據可計算出單井微球理論注入量，公式如下：

式中：A-單水井控制含油面積，m2；h-油層厚度，m；Φ-孔隙度，小數；R-采出程度，小數。

根據室內評價及前期礦場試驗認識，本輪次平均單井注入量優化為5 000 m3。

3 礦場應用效果

根據PI 決策指導，2021 年在胡A 油藏裂縫-孔隙發育區域實施43 口PEG-1 凝膠+納米微球堵驅組合段塞體系，通過點面治理相結合，高滲通道得到有效封堵，剖面及平面矛盾得到有效緩解，提高了水驅效率。

3.1 注入端水驅狀況改善

通過對比近年來注水井壓降曲線形態，該區水驅狀況得到明顯改善，壓降快速下降型占比逐年降低，壓降緩慢下降型占比逐年提高，即孔隙型滲流逐年增加，裂縫型滲流逐年減少（圖2）。

圖2 近四年壓降曲線形態對比

以A161 注水井為例（圖3），從吸水曲線可以看出，PEG-1 凝膠+納米微球組合段塞注入完成后，注水啟動壓力明顯增加，注入端壓力由12.4 MPa 上升到13.5 MPa，地層吸水能力變差，說明組合段塞對高滲通道形成有效封堵；對比施工前后的壓降曲線，關井后壓力變化幅度較治理前減緩，層內、層間非均質性得到有效緩解。

圖3 A161 注水井吸水及壓降曲線

3.2 采出端控水增油效果明顯

采出端整體控水增油效果較好（圖4），平均階段月度遞減由1.49%下降到-0.10%，含水率上升幅度由0.73%下降到0.09%，注入15 個月后，累計降遞減增油5 650 t，累計井口降水量7 507 m3（圖5）。對應見水方向明確的58 口目標井，整體液量由134 m3下降到125 m3，日產油由35 t 上升到43 t，含水率由66%下降到57%，說明主流線區域得到有效封堵，擴大了波及體積。

圖4 胡A 油藏堵驅結合產量預測曲線

圖5 堵驅結合井組實施累計增油/降水曲線圖

進一步統計分析含水率高于60%的油井治理效果，發現堵驅結合治理在油井見效率、平均單井增油量以及含水率下降幅度方面均優于單一體系（圖6）。下步可通過優化段塞組合、施工參數、堵劑預留位置等，持續提高效果效益。

圖6 不同類型堵水調驅效果分析

4 結論及認識

（1）多輪次調剖后，近井地帶驅替程度高，剩余油減少，深部挖潛難度大，通過與納米微球體系結合，可充分發揮兩種體系的多級封堵作用，即調剖體系栓塞高滲通道、納米微球發揮深部液流轉向協同作用，最大程度擴大波及體積，挖潛剩余油。

（2）礦場應用表明，堵驅結合工藝可以改善注采井間滲流類型，有效緩解層內、層間水驅矛盾，同時采出端表現出較好的控水增油效果，對應見水方向明確的目標油井含水率大幅下降，油量抬升明顯，說明水竄通道得到有效封堵。

（3）在裂縫、裂縫-孔隙見水油井的治理中，堵驅結合技術在油井見效率、含水率下降幅度及平均單井增油量方面均優于單一堵水調驅體系，體現更好的適應性，下步可在段塞組合、堵劑預留位置、注入方式、注入時機等方面開展深入研究，進一步提高效果效益。