姬塬油田X 区聚合物微球驱效果评价

2022-04-20罗凌燕闫澎思巩卫军

石油化工应用 2022年3期

杨雷，罗凌燕，李博，付红，王迪，闫澎思，巩卫军

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

低渗透油藏是我国勘探开发的主力油藏，其特点是低孔、低渗、油井自然产能低、储层物性差和非均质性强等[1，2]，随开采程度增加，水驱矛盾日益加剧，底水锥进、水窜、水淹、近井地带堵塞等问题频发[3]，改善地层非均质性、提高注入水波及体积，开采地层中大量的剩余油成为关键。聚合物纳米微球具有粒径小、可溶胀团聚、黏弹性和耐温耐盐性等优点[4]，同时微球乳液中含有的表面活性剂能降低油水界面张力，具有较强的洗油能力[5，6]，聚合物纳米微球被作为微尺度调驱材料应用于各大低渗透油田中。国内外学者对纳米微球的粒径分布、膨胀特性、团聚特性、在地层内的动态运移以及封堵和驱油性能做了广泛研究[7-9]，大量室内实验和矿场试验表明聚合物纳米微球具有良好的深部调驱作用。

1 油藏地质概况

姬塬油田X 区块长6 油藏为典型的低渗、低压、低丰度油藏，沉积相类型为湖盆三角洲沉积体系，在构造上处于陕北斜坡中西部，为一平缓的西倾单斜。区内地形复杂，沟谷纵横，梁峁交错，属于非常典型的黄土高原地貌。地面海拔1 380～1 525 m，相对高差约150 m。油藏构造位于陕北斜坡中部，整体上属于一个西倾低幅度鼻状隆起，由东向西轴线倾没，倾幅为3.4 m/km，南北向等高线不闭合，主力含油层系为中生界三叠系上统延长组三段，地层总厚度在100～130 m，油藏埋深在1 648～1 940 m，平均油藏埋深为1 770 m。该区沉积环境为湖相三角州前缘沉积，发育水下分流河道、堤岸、河口坝、河道间和决口扇等沉积微相。

姬塬油田X 区发育长4+5、长61、长63、长8 等含油层系，主力油层三叠系长61储层（见表1），井均有效厚度为13.1 m，孔隙度为11.6%，渗透率为2.2×10-3μm2，属特低渗透储层。该区长储层平均渗透率突进系数为3.49，渗透率级差为20.91，变异系数为0.56；长611储层平均渗透率突进系数为4.25，渗透率级差为20.90，变异系数为0.52。根据储层非均质评价参数分析，认为该区长611、长612层为中等非均质储层。通过单井有效厚度、孔隙度、渗透率和含油饱和度等参数对比，发现长612层物性整体上略好于长611层，但同时长612层也更容易见水。

表1 姬塬油田X 区长61 油藏储层物性

2 微球调驱原理及发展历程

2.1 发展历程

2010-2019 年，历经三个重大研究试验阶段，实现了工业化推广应用。

先导试验阶段（2010-2015 年）：以“注得进、堵得住、能运移”深部调驱理念为指导，匹配孔喉及裂缝尺度，探索研发了系列微米级别聚合物微球，依托聚合物微球良好的分散性、体系黏度低、初始粒径小、吸水缓膨、弹性形变和自胶结能力等技术特点，开展了不改变注入制度的在线注入先导试验。

扩大试验阶段（2016-2017 年）：从渗流物理角度出发，纳米粒径聚合物微球在孔隙中滞留，增大内比表面积，降低高渗层渗透率，从封堵孔喉向增大比表面降低渗透率的转变，增大比表面更具广普性，解决了长期以来进得去与堵得住的理论矛盾，使注剂与地层匹配成为可能，相同质量的注剂，粒径越小、数量越大，增大比表面的能力越大，解决了大剂量注入与成本之间的矛盾。

工业化应用阶段（2018 年至今）：采用单点+区域注入工艺模式，实现了规模应用，总体增油控水效果显著。自主研发了在线注入装置，保证了施工质量，形成了低成本、易管理、安全环保的工艺注入模式，注入工艺实现“一拖多”区块集中注入，减轻现场工人劳动强度，降低了成本，为规模实施奠定工艺基础。

2.2 微球调驱原理简介

聚合物微球发生网状滞留，增大储层比表面积，使后续流体渗流阻力增大，发生液流转向，达到扩大波及体积的目的。微观上，纳米粒径微球进入孔隙后滞留，使液固界面分子作用力更强，启动压力更大，从而降低渗透率，宏观上，储层比表面积增大，渗透率降低。纳米级微球环境扫描观测实验表明聚合物微球在高矿化度条件下可缓慢膨胀2～3 倍。

3 微球驱应用效果

3.1 实施基本概况

X 区长6 油藏目前共计79 个井组正注微球，主要在西部、西南部、西北部，注入粒径为100 nm，注入浓度为1 500 mg/L，单井注入量为7.2 t。

3.2 注入压力

注入微球后，油藏整体注入压力上升（见图1），其中长611层注入压力由注入之前的11.6 MPa 上升到目前的12.1 MPa，长612层注入压力由注入之前的11.9 MPa上升到目前的12.3 MPa。

图1 X 区长6 油藏2021 年注入压力与单井日注入量变化图

3.3 水驱变化

该区吸水指数主要分布在1～100 m3/（d·MPa）范围内，所占比例较高，整体注入微球后，长611层吸水指数由103.3 m3/（d·MPa）下降为81.7 m3/（d·MPa），长612层吸水指数由110.7 m3/（d·MPa）下降为80.3 m3/（d·MPa），整体吸水指数由107.0 m3/（d·MPa）下降为80.9m3/（d·MPa），长611层42.9%的注入井，长612层34.5%的注入井吸水指数变小，吸水状况变好，长611层35.7%的注入井，长612层62.1%的注入井吸水指数变化不大，吸水状况稳定，整体吸水指数由107.0 m3/（d·MPa）下降到80.9 m3/（d·MPa）。

3.4 地层能量变化

X 区地层能量保持水平由2020 年的97.6%上升为2021 年的99.5%，2020 年压力下降后，2021 年得到回升，西部压力更趋于均匀，西南部虽能量保持水平有所回升，但仍然较低，仅为87.9%（见图2）。

图2 X 区长6 油藏历年地层压力保持水平柱状图

3.5 微球驱井组流压变化

由图3 可以看出，全区流压呈下降趋势，由注微球之前的4.1 MPa 下降为目前的3.88 MPa，西部、西南部、西北部流压均呈下降趋势。

图3 X 区长6 油藏历年微球驱井组流压变化曲线

3.6 微球注入井组动态变化

2021 年4 月微球驱整体注入后，微球驱注入井组整体月度递减率和月度含水上升幅度均变小，由注之前的1.00%下降为目前的0.11%，月度含水上升幅度由之前的0.05%下降为目前的-0.68%，全区见效比例为74.4%，其中增油型占64.4%，降递减型占35.6%，见效井中侧向井（39.5%）、角井（51.2%）增油型比例较高，优势方向井（43.2%）、更新井（57.1%）降递减型比例较高，侧向井和角井以孔隙见水为主，100 nm 微球能起到较好的封堵和驱替效果，优势方向井和更新井以大孔道和微裂缝见水为主，100 nm 微球能起到的封堵效果较差。