A 區B 油藏聚合物微球調驅的應用與效果評價

許開國，付 紅，趙艷鋒，張 勛，李 博，庾倫森

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

A 區B 油藏為典型的低滲、低壓、低豐度油藏，沉積相類型為湖盆三角洲沉積體系，在構造上處于陜北斜坡中西部，為一平緩的西傾單斜。B 油藏伴隨注水開采時間增加，剖面問題、平面問題日益突出，該油藏剩余油豐富，水驅效率差，各層之間水洗程度差異大，層內水洗液存在差異[1-3]。目前主要采用同心雙管分注工藝，無法測試吸水剖面，導致注水井問題不能及時發現[4]，通過油井動態判斷注水井吸水狀況，發現時間滯后，治理難度增加，治理井數較少，滿足不了油田開發的需求，2022 年開始實施聚合物微球調驅，總體效果較好，但也存在一些問題，需進一步實驗、研究、總結、調整。

1 油藏開發概況

姬塬油田A 區發育長4+5、長63、長8 等含油層系，主力油層三疊系B 儲層，井均有效厚度30.1 m，孔隙度12.9%，空氣滲透率1.73×10-3μm2，為特低滲透儲層。B1 儲層滲透率集中分布在（0.60～36.00）×10-3μm2，孔隙度集中分布在10.0%～16.0%。B2 儲層滲透率集中分布在（1.10～4.40）×10-3μm2，孔隙度集中分布在12.0%～16.0%。B2 儲層平均滲透率突進系數為3.49，級差20.91，變異系數0.56；B1 儲層平均滲透率突進系數為4.25，級差20.90，變異系數0.52。根據儲層非均質評價參數分析，認為B1、B2 儲層為中等非均質儲層。通過有效厚度、孔隙度、滲透率等物性參數對比，整體上B2儲層略好于B1 儲層，但同時B2 儲層更易見水。

2 聚合物微球調驅應用效果

2.1 開發思路改變

針對油藏不同開發階段水驅特征，水驅治理思路由封堵→堵+調→堵+調+驅轉變，體系從體膨顆粒向PEG 轉變。2017 年以前主要是有機加無機堵水方式，封堵裂縫為主，伴隨注水年限增加，問題逐漸復雜，適應性變差；2017 年開始實施籠統+體膨顆粒（配合無機堵劑），封堵優勢水驅方向裂縫及大孔道吸水，改善剖面大孔道吸水；2018-2021 年為試驗階段，開始放棄無機堵劑，全部采用有機堵劑，引進PEG、微球，同時也由籠統注入轉變為分層注入；2022 年整體注入微球調驅，單點PEG-1 堵水，堵、調、驅結合，提高砂體水驅波及，全面增加治理范圍。

3 聚合物微球深部調驅礦場試驗

剖面水驅矛盾仍然嚴重，注水井調剖措施效果逐年變差，綜合含水率上升風險較大。地層深部高滲帶為主要的水驅通道，常規堵水調剖堵劑難以有效封堵。為了封堵地層深部的喉道，有效改善水驅狀況，提高注入水波及體積，降低油藏綜合含水率和綜合遞減率，A 區B 油藏開展納米微球深部調驅試驗。

3.1 實施情況

2022 年A 區B 油藏注入聚合物微球，主要在西部、西南部、西北部79 個井組，設計注入粒徑100 nm，注入濃度1 500 mg/L，單井平均注入量3.2 t。

3.2 整體實施效果

3.2.1 注入壓力變化 注入聚合物微球后整體油藏注入壓力B1 儲層由11.6 MPa 上升到11.8 MPa，B2 儲層由11.6 MPa 上升到11.9 MPa。

3.2.2 吸水指數 由于整體注入聚合物微球，吸水指示曲線由61.2%上升到71.5%，B1 儲層/B2 儲層有42.9%/34.5%井吸水狀況變好，35.7%/62.1%穩定，整體吸水指數由107.0 m3/（d·MPa）下降到80.9 m3/（d·MPa）。吸水指數呈堵塞型下降，正常型、裂縫型呈增加趨勢。

原因分析：（1）堵塞型孔喉較小，微球不能進入孔喉內，既不能形成封堵效果，也不會有驅替效果，堵塞型不會增加[5-6]。（2）部分為裂縫型孔喉相對較小，微球進入孔喉內形成封堵，變成正常型，正常型增加。（3）大部分裂縫型孔喉較大，微球直接穿過孔喉，不能形成有效封堵。（4）部分堵塞型、正常型以及單井注水量的提升，原本閉合的裂縫開啟，開始變為裂縫型，伴隨注水時間的增加，部分井孔喉逐漸變大。

3.2.3 地層壓力變化 A 區地層能量保持水平由97.6%上升到99.5%，2021 年壓力下降后，2022 年得到回升，西部壓力更趨于均勻，西南部雖然能量保持水平有所回升，但仍然較低僅為87.9%。壓力保持水平B1儲層由97.2%上升到98.6%，B2 儲層由99.1%上升到100.6%；西部兩層壓力均有所上升，兩層壓差平穩，異常高壓井減少，西南部B1 儲層壓力持續較低。整體壓力保持水平上升原因為2022 年能量較低區域強化注水，且注水井開井數增加7 口，注采比提升，由2021 年12 月的2.23 上升至目前的2.50。西南部壓力低，原因為西南部物性差，層內非均質性強，2021 年控制注水后，為了避免油井見水，2022 年注水量未恢復至原來水平。

3.2.4 生產動態變化 整體月度遞減率由0.98%下降到0.55%，月度含水率上升幅度由-0.10%上升到-0.07%，整體見效比例82.1%，其中增油型占53.1%，降遞減型占46.9%。

3.3 實施效果

3.3.1 西部

3.3.1.1 注水壓力變化 西部清水區域注入聚合物微球后，總體注水壓力明顯上升，尤其B2 儲層，注水壓力由11.4 MPa 上升到11.7 MPa 再上升到11.9 MPa，后期壓力下降，目前為11.7 MPa，B1 儲層注水壓力由11.3 MPa 上升到11.4 MPa 再上升到11.7 MPa，后期壓力下降，目前為11.6 MPa，兩層均出現較明顯的封堵效果。說明B2 儲層大孔喉較多，與物性統計基本一致。

3.3.1.2 吸水指數變化 吸水指數由115.2 m3/（d·MPa）下降到87.4 m3/（d·MPa），B1 儲層110.7 m3/（d·MPa）下降到92.1 m3/（d·MPa），B2 儲層由119.6 m3/（d·MPa）下降到83.9 m3/（d·MPa），B2 儲層下降幅度明顯大于B1儲層，起到較好封堵效果，與注水壓力變化一致。

3.3.1.3 地層壓力變化 總體地層能量保持水平由104.0%上升到106.0%，經過恢復注水，地層能量有上升趨勢，B1 儲層能量保持水平由103.4%上升至105.4%，B2 儲層能量保持水平由106.0%上升至106.7%，其中B1 儲層上升幅度較B2 儲層大。

3.3.1.4 生產動態變化 2021 年由于限壓注水及水驅問題，四季度開始遞減明顯加大，2022 年恢復注水，整體實施微球驅，降水穩油效果明顯，月度遞減率由1.54%下降到0.21%，月度含水率上升幅度由0.61%下降到-0.73%。

3.3.1.5 見效情況 總見效比例為73.5%，其中見效比例最高方向為主向井，降遞減型比例最高，達到30.0%（表1）。通過單井對比，主要為主向井含水率下降引起見效，但角井、側向井見效比例仍然較低，主要為降遞減型少。分析認為A 區西部清水區域問題最大的仍然為主向井方向，存在大孔喉、微裂縫，且目前微球粒徑能封堵大部分孔喉，但更大孔喉無法封堵，主要因為最大孔喉大于微球100 nm 粒徑，且存在微裂縫，不足以促進水驅發生較大改變，促使側向井、角井進一步見效[7-9]。

表1 西部清水區域見效統計表

3.3.2 西南部

3.3.2.1 注水壓力變化 4 月注入微球后，注水壓力提升，B1 儲層注水壓力由12.4 MPa 上升到12.7 MPa，B2儲層注水壓力由12.6 MPa 上升到12.8 MPa，較B1 儲層提升壓力少，壓力上升后出現微降現象，目前基本穩定，總體B1 儲層上升0.4 MPa，B2 儲層上升0.3 MPa，見效較慢。

3.3.2.2 吸水指數變化 吸水指數由122.9 m3/（d·MPa）下降到98.9 m3/（d·MPa），B1 儲層由103.6 m3/（d·MPa）下降到101.6 m3/（d·MPa），B2 儲層由142 m3/（d·MPa）下降到98.1 m3/（d·MPa），有向好趨勢，主要為B2 儲層變化較大，B1 儲層無明顯效果。

原因分析：A 區西南部B1 儲層物性差，部分區域出現間滅現象，吸水能力差，所以注微球前B1 儲層吸水指數低于B2 儲層，微球對水驅改善效果不明顯，B2儲層為主力層，有明顯封堵現象。

南部吸水指數呈現出變好的井主要為吸水指數小于100.0 m3/（d·MPa）的注水井，吸水指數較大的注水井持續變大占比34.7%，其中5 口井從油井動態上看有明顯裂縫溝通，A 區雖每年水井措施都在增加，但西南部措施井占比卻呈下降趨勢，近年來措施比例僅17%，措施配套不足。

3.3.2.3 地層壓力變化 西南部總體壓力由86.6%下降到86.2%，B1 儲層能量保持水平由84.6%上升至84.8%，B2 儲層能量保持水平由88.1%下降至87.2%，主要為B1 儲層壓力下降，原因為該區域微裂縫發育，主向見水、側向不見效，措施配套不足，剖面未得到有效治理，2022 年雖恢復注水，但單井注水量仍未達到限壓注水前水平，且存在高含水率井泄壓。

3.3.2.4 生產動態變化 2021 年雖限壓注水，前半年起到較好降含水率效果，但后半年出現液量下降，含水率上升現象，4 月注入聚合物微球后含水率趨于平穩，6 個月后含水率明顯有下降趨勢。月度遞減率由2.24%下降到1.21%，月度含水率上升幅度由0.35%下降到-0.09%，取得較好效果[10-12]。

3.3.2.5 見效情況 西南部總體見效比例為62.5%，其中側向井見效比例較高，為81.8%（表2）。

表2 西南部清水區域見效統計表

4 結論

（1）微球注入參數（100 nm、1 500 mg/L）維持目前現狀，總體取得較好的效果，有效控水穩油降低遞減。

（2）從吸水指數對比，水驅狀況持續變好，初期注水壓力上升，上升后有下降趨勢，同時采出端液面和流壓近期出現下降趨勢，分析認為微球封堵高滲帶，改善水驅后，水驅波及體積變大，導致油井端壓力下降。

（3）注微球后仍然高液量高含水率的油井，為裂縫或者大孔道見水，微球粒徑較喉道小，不能起到有效封堵作用，微球效果不明顯，對應注水井需先實施堵水調剖措施封堵大孔道和裂縫或油井端開展油井堵水措施。

（4）西部注采出水部位，雖然微球取得較好效果，但仍有提升空間，由于微球在采出水中膨脹倍數較清水小，可在采出水干線注入聚合物微球進行試驗，更能有效封堵大喉道，提高降水穩油效果。

（5）采出水區域由于管柱腐蝕嚴重，部分井分注已失效，加大驗封力度，及時發現失效井，徹底做到有效分注，提高分層注水效果。