池46长8油藏聚合物微球调驱效果评价

2018-12-12赵燕红李帅文张武安景文杰方鸿奎

石油化工应用 2018年11期

赵燕红，李帅文，张武安，景文杰，方鸿奎

（1.西安长庆化工集团有限公司研究所，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

聚合物微球深部调驱作为近年来新发展起来的一项调驱技术，成为国内外调驱及提高采收率技术关注的热点[1-5]。聚合物微球粒径主要分微米级和纳米级两种，因储层应用需要而定。微球初始粒径小，在水相中具有良好的分散性，可以顺利通过近井地带进入到地层深部，在地层水和温度作用下，通过单个球发生体积膨胀、多个球聚集堆积，形成较大的黏弹性聚集体，在孔隙喉道内逐级深部运移，实现较大幅度调整水驱流场和扩大水驱波及体积。与交联聚合物冻胶体系相比，聚合物微球耐温耐盐性、热稳定性好，受地层机械剪切影响小，尤其是含有特定抗盐基团的聚合物微球还可以污水配液[6-8]，为油田污水利用、绿色生产提供了新手段。聚合物微球为单剂，现场可在线加注，大大降低了施工劳动强度。聚合物微球调驱技术在胜利、大庆、华北、青海、新疆等油田均有应用[9-11]，该技术在长庆油田累计应用3 500余口，成为当前老油田控水稳油改善水驱的主要技术手段。

姬塬油田池46区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西端，为岩性油藏。油藏平均埋深2 560 m，砂层厚度19.98 m，油层厚度13.69 m。储层平均孔隙度12.02%，平均渗透率1.31×10-3μm2，为典型的低孔特低渗油藏。2004-2007年，池46长8油藏整体勘探评价工作取得了重大突破，2008年区块进入试采阶段，后采用超前注水方式全面投入开发。开发井网为480 m×130 m菱形反九点，井排方向为NE70°。随着开发的深入，区块综合含水上升速度加快，水驱非均质性加剧，吸水不均矛盾突出。2017年12月，区块综合含水达到60%，单井日产油能力1.39 t。为了抑制油井含水上升速度，提高原油产量及最终采收率，2016年以来在池46区块持续开展了聚合物微球在线深部调驱技术应用。现场应用表明，聚合物微球调驱后区块开发指标全面变好，有效改善了区块水驱开发形势。

1 区块聚合物微球调驱概况

1.1 聚合物微球调驱工艺设计

研究表明[3]，聚合物微球粒径与储层孔喉匹配是调驱工艺设计的关键，二者存在一定的适配关系。聚合物微球的注入性和在地层的运移性是调驱设计考虑的主要因素，微球粒径过大使其注入性和运移性受到限制，难以实现深部调驱。微球粒径过小时容易随注入水沿优势通道流出，无法形成有效的封堵和液流转向，造成无效调驱。利用油层物理经典的高才尼—卡尔曼公式，对池46区块聚合物微球粒径进行设计计算，则有：

式中：d-孔喉直径，μm；K-储层渗透率，μm2；φ-储层孔隙度，%；τ-迂曲度，无因次常数，本文取1.0。

将池46长8油层渗透率、孔隙度等相关参数代入公式（1）中，得到孔喉直径为 0.591 μm，即 591 nm。在聚合物微球粒径选择方面，考虑两方面因素：一是由于聚合物微球具有吸水膨胀特性，在初始粒径选择时考虑1～3倍的膨胀倍数。二是公式（1）取值为油层平均渗透率和孔隙度，而调驱过程中主要针对大于平均渗透率的优势水流通道，需要选择粒径相对较大的聚合物微球。因此，粒径选择100 nm～300 nm。对微裂缝的调驱则选择800 nm粒径聚合物微球。现场采用先大后小的段塞组合方式，依次注入800 nm、300 nm、100 nm，实现逐级调驱。

注入浓度采用高低结合的方式，即先注0.5%的800 nm大粒径聚合物微球，再注0.2%的100 nm～300 nm小粒径聚合物微球，通过浓度与粒径组合搭配应用。单井注入量在2 000 m3～5 000 m3，注入排量按注水井地质配注执行。在实施过程中根据油水井动态反应、实施效果等及时调整注入浓度、注入段塞、微球粒径等，确保试验取得成效。

1.2 现场应用情况

针对区块水驱不均现状，2016年9月在池46长8油藏中部试验聚合物微球调驱4口，主要采用800 nm微球，取得了初步效果。2017年至今累计实施39口，主要采用300 nm粒径。由于聚合物微球采用低浓度集中注入，2018年处于实施期的有29口，注入粒径为100 nm，主要分布在区块的中部和北部。

2 注水井调驱效果评价

2.1 注水压力

微球调驱后，注水井注水压力整体上升。2016年4口井注水压力由14.8 MPa上升至16.5 MPa，上升幅度1.7 MPa。2017年实施39口注水压力由15.2 MPa上升至16.1 MPa，上升幅度0.9 MPa。2018年正在实施的29口注水压力由15.6 MPa上升至16.4 MPa，上升幅度 0.8 MPa（见图 1）。

图1 池46区块微球调驱前后注水压力变化

分析认为，越靠近油层中部，驱替压力梯度越小，注采两端压力梯度最高。2016年注入的800 nm微球粒径相对较大，地层运移性较差，未能进入油层深部，主要发挥了近井封堵的作用，使得注入压力上升幅度较大。2017年以来，采用100 nm～300 nm粒径微球调驱后，注水压力上升幅度变小，表明小粒径纳米聚合物微球注入性和地层运移性较好。

池46区块姚3-12井聚合物微球调驱注入压力曲线（见图 2）。

从图2可以看出，在聚合物微球调驱过程中，注入压力呈阶梯状上升，与聚合物微球运移、膨胀封堵、突破运移、再封堵的调驱机理具有一致性，进一步表明聚合物微球发挥了逐级深部调驱的作用。

2.2 吸水状况

从池46区块微球驱9口可对比井的吸水剖面测试解释成果看，调驱后平均吸水厚度由16.38 m下降至14.71 m，下降了1.67 m，整体剖面吸水厚度减小。从姚7-4聚合物微球调驱前后吸水剖面测试对比看（见图3），调驱前该井吸水厚度较大，且下部小段吸水能力强，上部大段吸水能力弱，吸水不均特征明显。调驱后该井吸水厚度变小，变小部分主要为上部层段，下部层段尖峰状吸水状况得到了明显改善。该井调驱后整体吸水变均匀，吸水层段更加集中。

3 区块整体调驱效果评价

3.1 调驱增油量

在2016年4个井组先导试验取得效果基础上，自2017年4月起，开始加大聚合物微球调驱实施力度。统计2017年实施的39个调驱井组，对应油井月度递减明显下降。截至2018年8月，去除措施井，利用双曲递减法计算得到的累计增油量为9 518 t，累计降水12 455 m3。池46区块聚合物微球调驱增油降水明显。

3.2 见效特征分析

图2 姚3-12井聚合物微球调驱注入压力曲线

通过见效特征看，聚合物微球调驱后，相对高液量井、相对低液量井的比例均有所降低，中等液量井占比增加，表明调驱后平面不均矛盾得到缓解，水驱趋于均衡。对于日产液6 m3以上的油井，聚合物微球调驱主要表现为含水下降；对于日产液3 m3至6 m3的油井，聚合物微球调驱后含水上升速度得到抑制。区块不同液量见效情况统计（见图4）。

图3 姚7-4井调驱前后吸水剖面对比

图4 池46区不同液量油井调驱见效统计

从不同含水油井的见效情况看，含水大于60%的油井聚合物微球调驱效果较好，主要表现为产液量、含水下降，产油量增加；对40%～60%含水的油井，调驱后表现含水上升速度减缓。区块不同含水油井调驱见效情况统计（见图5）。

图5 池46区不同含水油井调驱见效统计

统计池46长8油藏2016-2018年实施聚合物微球调驱井43口，其中中部31口，北部12口。通过对比，区块中部实施效果相对较好，中部微球调驱井平均注水压力上升0.9 MPa，对应井组综合含水下降3.2%，平均单井组日增油1.4 t；北部微球调驱井平均注水压力上升0.2 MPa，对应井组综合含水下降1.3%，平均单井组日增油0.5 t（见图6）。