聚合物微球驱在五里湾长6 油藏的应用实践

2020-02-27郭文娟孟利华马云成李化斌

石油化工应用 2020年1期

郭文娟，郑浩，孟利华，李东，马云成，李化斌

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

特低渗五里湾长6 油藏属典型的均质型“三低”油藏，低含水期坚持以水动力受效单元为核心的精细注采调控技术，油井见效程度达到95.0 %、见效幅度110 %，单井产量保持在4.0 t 以上，采油速度保持在1.1 %，实现了连续11 年低含水高效开发，期末地质储量采出程度10.8 %，可采储量采出程度超过51.2 %；中含水期坚持精细注采调控，强化剖面治理，期末地质储量采出程度17.0 %；但进入高含水期后平面水驱波及半径增大，剩余油零散分布，剖面上主力小层动用程度高，剩余油呈米～厘米级规模相间分布，常规手段动用难度大，稳油控水难度加大，进入开发调整的关键时期，亟需开展新工艺新技术试验，从而实现剩余油的精准动用。

通过细化小层认识，更加注重注采对应关系的调整，突出向层内要油、在层内控水的主攻方向，通过聚合物微球驱技术实践，形成较为成熟和完善的提高采收率技术，实现了剩余油的精准动用。

1 高含水开发阶段的主要开发矛盾

1.1 平面上水驱波及半径增大，剩余油分布复杂

五里湾长6 油藏基础井网井排距为330 m×330 m的正方形反九点井网，开发特征表现为平面注水均匀推进，随着采出程度的增加，水驱波及半径逐步增大，从历年检查井的取心和试油、试采效果来看，目前水驱半径已突破300 m，平面剩余油分布愈加复杂，常规手段挖潜难度增大。

1.2 剖面上注入水沿高渗层段突进，低渗层段挖潜动用难度大

受储层物性影响，纵向上物性好、注采连通性较好的小层水洗程度最高，物性较差、层理发育的小层水洗程度较弱或未水洗；总体水洗程度已达到70 %，以中水洗为主，中强水洗达到50 %左右，弱水洗20 %～40 %，未水洗20 %左右。纵向上单砂体剩余油分米～厘米级规模相间分布，常规手段动用难度大。

1.3 随采出程度增加，控水稳油难度加大

随着采出程度的增加，五里湾长6 油藏自2007 年综合含水突破20 %以后，含水上升速度明显加快，油藏递减持续逐年加大，虽然通过持续加强油藏综合治理，多手段努力控制油藏递减和含水上升速度，但含水上升仍然较快，递减绝对值仍然较大。

2 聚合物微球的特性及试验区的选择依据

2.1 聚合物微球的特性

聚合物微球具有初始粒径小、缓慢膨胀、耐盐、耐剪切等特性，能够进入地层深部改变注入水已有的流向，在油层中具有封堵、变形、运移、再封堵的功能，能够有效改善地层的非均质性，阻止或减缓注水单向突进，降低已见水油井含水的上升速度，具有深部调剖和驱油的双重作用，最大限度的提高注入水波及体积，最终达到提高采收率的目的。

2.2 试验区的选择依据

选择开发时间相对较长（1997 年全面开发）的特低渗均质型五里湾长6 油藏，其油藏中部深度1 850 m，孔喉中值半径0.21 μm，平均渗透率1.81×10-3μm2，平均孔隙度12.69 %，油层温度54.39 ℃，地层水矿化度80.56 g/L，属深层封闭环境下的CaCl2水型，在长庆油田目前所开发的油田中具有明显的代表性，如安塞、靖安大部分的油田和五里湾油田的储层有一定的相似性；同时该油藏虽然储层微裂缝发育，但含水上升比较缓慢，不存在很严重的贯通性裂缝，有利于聚合物微球的运移和有效封堵。

3 聚合物微球驱的应用实践及效果分析

3.1 矿场实践

先后经历了先导试验、扩大试验、巩固试验、工业化规模试验、整体注入五个阶段，在形成较为成熟和完善的提高采收率技术后，逐步由三叠系长6 油藏向长8～长9 深层及侏罗系浅层扩大。

3.1.1 先导试验阶段 2010-2013 年在五里湾长6 油藏开展16 个井组的聚合物微球驱技术先导性试验，主要依据中国石油大学（华东）雷光伦等为代表的微球粒径匹配方法，根据各油藏的检查井资料、压汞资料、精细油藏描述等静态数据，参考利用K-Z 方程计算孔喉直径，计算高渗层孔喉半径，匹配微球粒径，微球水化膨胀后粒径与孔喉直径的匹配系数为1.2～1.5。初期通过扫描电子成像技术对五里湾长6 油藏的真实岩心进行观察，有明显的微裂缝存在，裂缝宽为20 μm～30 μm，根据微球膨胀倍数为30 倍（见图1、图2），结合1/3 架桥理论，经计算确定WQ-1 微球选择粒径为300 nm 注入方式在三口井开展试验，注入后降水增油效果比较明显。但其注入方式及注入参数较为单一。

图1 岩心微裂缝扫描电镜照片（450 倍）

图2 聚合物微球高倍显微镜下图片（550 倍）

为了进一步摸索适宜的注入方式，通过对在55 ℃下，渗透率为0.5×10-3μm2～2.0×10-3μm2的5 块天然岩心中注入不同浓度表面活性剂，随着表面活性剂浓度的增加，水驱后表面活性剂驱油效率逐渐变大，浓度在4 800 mg/L～6 700 mg/L 时，驱油效率趋于稳定，综合考虑表面活性剂性能与经济因素，选定最佳使用浓度为5 000 mg/L 左右，选取7 个井组开展聚合物微球+表面活性剂注入方式开展试验，注入后井组含水上升趋势减缓；同时选取9 个井组开展聚合物微球+表面活性剂交替注入方式开展试验，剖面吸水状况得到有效改善，试验区7 口可对比水井平均单井吸水厚度由9.6 m 上升到10.8 m，水驱储量动用程度提高了9.2 %；见效范围由主向井向侧向井逐步扩大，对应油井51口，见效率45.1 %，月度递减率和含水上升幅度明显下降，控水稳油效果较明显（见表1）。

表1 五里湾长6 油藏聚合物微球驱注入前后主要指标对比表

3.1.2 扩大试验阶段 2014-2015 年，在油藏中部30个井组开展聚合物微球+表面活性剂、单注聚合物微球两种注入方式的扩大试验，同区域未开展试验区对比，聚合物微球驱控水稳油效果明显，同时，不同含水阶段不同粒径的控水稳油效果也得以体现，其中乳液聚合的小尺寸微球能适应于孔隙型油藏，分散聚合的大粒径微球适应于孔隙+裂缝型油藏，能大大提高封堵性，依据现场试验反应，分散聚合微球强度大、封堵率高，能延长有效期，注入性好于乳液聚合微球；从指标变化看，聚合物微球驱具有明显的周期性。因此，2015 年末在油藏中部30 个井组开展单注不同粒径的聚合物微球试验，突出采取不同粒径、不同注入速度、不同注入浓度的实施效果评价，进一步明确聚合物微球合理的注入参数。

3.1.3 巩固试验阶段 2017 年以巩固效果为目的，重点突出参数的优化，在油藏中部完成三轮次注入，以粒径优化调整为主，在外围扩大区完成两轮次，以段塞优化调整为主，对聚合物微球驱的粒径匹配、段塞设计、注入量及注入浓度等关键性技术指标取得了较为深入和成熟的认识。并逐步完善了注入工艺，实现了注入设备的定型，制定了聚合物微球加药装置的安装标准和设备的专业化维护，并完成了注入设备的专利申请。同时，理论研究也由借鉴孔喉匹配理论向纳米级聚合物微球增大比表面积，降低渗透率理论转变，形成采收率=波及系数×驱油效率技术机理。

3.1.4 工业化规模试验阶段 2018 年五里湾长6 油藏正式进入工业化规模注入试验阶段，针对多轮次效果变差的现状，在持续优化注水政策基础上，重点突出堵水调剖、分层注水+聚合物微球多种技术综合联作，并采取大剂量、长周期的注入方式，逐步形成较为成熟和完善的聚合物微球联作技术。

3.1.5 整体注入阶段 2019 年在五里湾长6 油藏全面开展聚合物微球驱技术应用，利用干线整体注入，以小粒径低浓度单注方式，重点突出堵水+聚合物微球的联作技术应用，通过对比，实施多手段联作技术井组在控含水效果上更明显。

3.2 应用效果

3.2.1 水驱状况改善并好转五里湾长6 油藏全面开展聚合物微球驱技术应用后，坚持持续优化注水政策，注采比由1.42 下降到1.18，使油藏地层能量保持在合理范围内，并通过多项技术组合实施，油藏剖面吸水状况得到明显改善，水驱状况得到好转，15 口可对比平均吸水厚度由10.87 m 上升到11.06 m，水驱储量动用程度由63.9 %上升到65.6 %。

3.2.2 稳油控水效果提升在优化注水政策基础上，通过应用开展堵水、分注+小粒径、低浓度、长周期联作的注入方式，稳油控水的效果持续提升，同比月度递减率由1.67%下降到0.28%，月度含水上升幅度由0.58%下降到-0.02%；油井见效比例由32.3%上升到33.5%，见效周期缩短，由51 d 下降到36 d，单井日增油由0.29 t 上升到0.38 t。

3.2.3 开发指标好转与2014 年相比，标定递减由11.1%下降到5.9%，含水上升率由7.7%下降到4.5%，递减加大的趋势明显得到控制，含水与采出程度曲线开始右偏，开发形势趋于好转（见表2）。

表2 五里湾长6 油藏聚合物微球驱试验历年开发指标对比

3.2.4 联作效果好于单一微球多手段联作技术应用后，从改善水驱效果看，堵水+微球可对比井6 口，吸水厚度由8.91 m 上升到9.38 m，平均单井吸水厚度增加0.48 m；分注+微球可对比井4 口，吸水厚度由8.62 m上升到9.49 m，平均单井吸水厚度增加0.87 m；单一聚合物微球可对比井5 口，吸水厚度由7.67 m 上升到8.21 m，平均单井吸水厚度增加0.54 m，从剖面吸水形态对比来看，多手段联作在改善吸水形态作用上更加明显。从稳油控水作用来看，多手段联作与单一微球阶段效果对比，表现为见效快、见效比例高、单井组增油效果好、降递减控含水效果明显。