微球调驱技术改善双低油藏水驱效果研究

杨 雷，罗凌燕，巩卫军，张德鑫，王成顺，范敏杰

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

特低渗油藏储层孔渗物性差、孔喉细小、孔隙结构复杂、渗透率低，在注水开发过程中存在水窜严重、采收率低等问题[1，2]，开发效果不理想。因此，如何有效防止低渗油藏注入水的窜流，扩大波及体积，驱动剩余油，对于提高油藏采收率具有重要意义[3，4]。对于低渗透油藏调剖往往会出现“注得进的堵不住”或“堵得住的注不进”的情况，从而影响调剖效果。聚合物微球调驱技术是目前提高油藏采收率的有效方法，微球分散体系进入油层后，可以通过吸附、滞留、架桥堵塞、弹性封堵等方式在喉道处堆积产生封堵[5]，对水流产生阻力，从而降低水窜层的渗透率，使后续水产生绕流，波及未水窜区域，挖潜剩余油，从而达到防治水窜、提高采收率的目的[6，7]。

1 研究单元基本情况介绍

位于鄂尔多斯盆地的姬塬油田长8、长9 油藏，平均孔隙度为12.02%，平均渗透率为1.31×10-3μm2，为典型的中孔特低渗透砂岩储层。储层具有孔喉半径小、孔隙结构复杂、排驱压力及启动压力梯度大、储层基质物性差、非均质性和压力敏感性强、可动流体饱和度低、天然裂缝发育等特点。区块于2008 年全面开发，采用480 m×130 m 菱形反九点井网超前注水开发，经过10多年开发，表现出单井产能低、产量递减速度快、含水和注入压力上升速度快、注水效果差、采油速度低、采出程度低等开发特征，开发矛盾日益严重。长8、长9油藏原始裂缝普遍发育，且受沉积相及平面非均质性影响，水驱存在优势方向，注水沿主应力方向突进，造成主向油井快速水淹，侧向油井注水不见效，水驱治理难度大，采油速度持续低下。尤其是当注水压力超过裂缝开启压力或地层破裂压力时，造成裂缝张开和扩展，油井多方向性见水，严重影响注水开发效果。截止2021 年底，平均单井产能为0.79 t/d，综合含水率为67.5%，采出程度为6.8%，采油速度为0.28%。

由于油田超前注水开发，油井从2010 年开始见效见水，经过2010-2015 年常规调剖措施，调剖效果逐年变差，且伴随着注水井压力逐年上升。自2016 年开始实施聚合物微球驱先导试验，目前已完成3～4 轮次注入，微球粒径由800 nm 下降到300 nm 再下降到50 nm，注入浓度由5 000 mg/L 下降到2 000 mg/L 再下降到1 000 mg/L，2021 年在前期PEG 堵水调剖+层内分注基础上开展集中规模微球调驱。

2 微球调驱机理认识逐步明确

2.1 先导试验阶段-孔喉匹配架桥理论

微球先导试验阶段，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，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，以孔喉匹配架桥理论为聚合物微球封堵机理。

膨胀后的微球粒径与孔喉直径比例匹配系数为1.2～1.5 时，实现最优匹配封堵。

2.2 扩大试验阶段-增大比表面降低渗透率理论

通过查阅大量文献，开展学术研讨、技术交流及室内实验，发现降低高渗通道渗透率和比表面积的关系，在孔喉封堵基础上，发现增大储层内比表面积降低渗透率也是聚合物微球重要的调驱机理。

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，增大比表面理论比孔喉匹配理论更具广普性，提高微观波及体积的同时提高驱油效率。

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。

2.3 成熟推广阶段-主体工艺调驱机理认识进一步明确

三叠系优势通道主要由动态缝、微裂缝、人工压裂缝共同构成，微裂缝是封堵的主要对象。动态缝主要分布在注水井周围50 m 以内，特低渗透油藏长期水驱过程中随地层压力升高，动态缝开启，在吸水剖面、试井曲线上有所反映；微裂缝主要分布在距水井50 m 之外，主要使储层内比表面积降低，从而储层渗透率大幅增加。特低-超低渗岩石具备基质及裂缝双重介质的复杂结构特征，在储集层中产生了一个较大的等效渗透率，微裂缝是油藏的主要导流通道。

围绕三叠系裂缝基质分布规律，从尺度及分布上形成了初步认识，低渗透储层优势通道为注水井近井地带动态缝+远井地带微裂缝，主体工艺调驱机理认识进一步明确，针对低渗-超低渗油藏水驱不均，以深部调驱改善水驱为目标，立足油藏全生命开发周期，提出了“整体治理、先堵后驱”的技术理念。

体膨颗粒：以架桥封堵注水井近井动态缝，封堵范围较小（5～20 m）；

PEG 凝胶：以架桥封堵注水井近井动态缝，封堵范围较体膨颗粒大（20～50 m）；

聚合物微球：以纳米粒径通过基质喉道进入储层深部大孔隙或者微裂缝，增大内比表面积降低高渗层渗透率，作用范围大（50～250 m）。

3 聚合物微球驱的应用实践及效果分析

3.1 矿产试验

经过2016-2020 年多轮次的微球注入，微球效果逐渐变差，2021 年针对姬塬油田长8、长9 双低油藏开发特征，受优势渗流通道及裂缝等影响，含水持续上升，存水率下降，采油速度下降，在前期体膨颗粒+PEG凝胶堵水调剖基础上，开展区块整体聚合物微球深部调驱，采取“小粒径、低浓度、集中注”的方式，重点突出堵水+分注+微球的联作技术应用。通过对比，实施多手段联作技术，井组在降递减、控含水效果上更加明显。

3.2 应用效果

3.2.1 压力上升幅度可控 2021 年1 月开始微球注入，平均注水压力由15.7 MPa 上升到16.7 MPa，上升1.0 MPa。

3.2.2 水驱状况趋于好转 微球注入后，从吸水指数对比来看，整体吸水指数稳定；从吸水指示曲线形态来看，整体下折型及稳定流比例下降，直线型和上翘型比例增加。同时试井资料显示，裂缝半长明显减小，表明随着微球注入，地层深部水驱得到改善，高渗通道得到一定程度封堵。

3.2.3 降递减、控含水效果明显 微球注入后，区块整体月度递减率从0.69%下降到0.37%，月含水上升幅度从0.17%下降到-0.07%，整体见效比例为65.6%，其中增油型占44.3%，降递减型占21.4%。

3.2.4 合理的压力上升幅度可实现微球的有效封堵微球调驱后压力下降井组表现递减增大，效果较差；压力缓慢上升井组，降递减、控含水效果较好；压力上升过快井组，措施有效期短（4～5 个月），整体降递减效果不明显。

提压幅度ΔP≤-1 MPa 井组微球封堵能力弱，整体见效比例低；提压幅度ΔP≥1 MPa 井组微球近井地带堆积、深部运移距离短，不能有效发挥微球深部调驱作用；提压幅度介于0.3～1 MPa 井组见效比例高（94.5%）。

3.2.5 地层能量是影响微球效果的关键 通过对比不同部位微球效果，油井见效比例与能量水平正相关，C4区中部、C1 区北部效果相对较好，较高的压力保持水平有利于微球调驱效果（见图1）。

图1 分部位能量水平、微球见效比例统计

3.2.6 水驱治理后微球效果得到提升

3.2.6.1 体积压裂+微球 针对注水压力高，近井地带堵塞，微球难以运移到地层深部，在实施体积压裂的基础上，开展微球驱效果较好，体积压裂+微球联作月度递减由0.98%下降到-0.70%，月含水上升幅度由0.38%下降到-0.36%。

3.2.6.2 分注+微球 针对剖面水驱不均见水井组，在实施层内分注的基础上，开展微球驱效果较好，分注+微球联作月度递减由0.87%下降到0.38%，月含水上升幅度由0.19%下降到0.02%，单一微球井组效果不明显。

3.2.7 合理的开发技术政策是微球调驱的基础 控制注水后，地层能量保持水平下降，微球难以运移到地层深部，降水增油效果不明显；通过适度回调注水，同时实施微球整体注入，微球运移到地层深部，油井降水增油效果明显。

4 结论

（1）持续坚持小粒径、低浓度、长周期的注入工艺。微球注入过程中，根据动态变化合理调整注入参数，控制注水压力上升幅度在0.3～1 MPa，可有效延长措施有效期。

（2）多项技术组合实施是提升试验效果的关键。针对微球驱多轮次效果变差的问题，立足油田全生命周期调驱理念，以“先堵后驱”的技术思路，开展体积压裂、堵水调剖、分注+聚合物微球驱技术组合，不断提升试验效果，实现控水稳油的目标。

（3）合理的注水制度及压力保持水平是确保试验效果的基础。针对压力保持水平低的油藏，需优化注水技术政策，提高压力保持水平，充分发挥微球深部调驱效果。