續(xù) 博 ，李泰余，孟 越，劉 超，吳文超，李 平，羅 強

（1.陜西明德石油科技有限公司，陜西西安 710016；2.西安中孚凱宏石油科技有限責任公司，陜西西安 710016；3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西西安 710016）

隨著安塞油田注水開發(fā)，由于受油藏地層的非均質性影響，同時受層間、平面、層內矛盾和天然裂縫、微裂縫、壓裂造成的裂縫、局部高滲帶的影響，再者受油藏類型、砂體展布方向、注采井網(wǎng)等因素影響，嚴重制約了油田的注水效果。

具體表現(xiàn)之一為注水井的注入水沿單向突進，導致水驅波及體積減小，突進方向油井見水后含水迅速上升、產油量大幅度下降，而側向井地層壓力保持水平較低，長期低產低效，嚴重影響油田整體開發(fā)水平。

為了解決上述問題，調剖調驅技術應運而生，并且通過多年的應用實踐，能夠有效的優(yōu)化注水效果，提高油田的整體開發(fā)水平。而聚合物微球調驅技術則是在以往的調剖調驅技術上近年來發(fā)展起來的一種新型深部調驅技術。

1 儲層特征及水淹類型

1.1 地質及儲層特征

安塞油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，構造由西向東逐漸抬升，砂體呈北東-南西向展布，斜坡上發(fā)育東西向、北東-南西向的小型鼻狀構造。開發(fā)含油層位主要有長2、長3、長4+5、長6，其中長6 和長2 為主力開采層，為典型的巖性-構造油藏，向東為巖性控制，向西為構造控制，巖心孔隙度在2.0 %～17.16 %，平均值約11.27 %；滲透率在0.1×10-3μm2～38.82×10-3μm2，平均值約1.01×10-3μm2，整體屬于特低孔、特低滲儲層。其中長6 儲層普遍存在天然垂直微裂縫，微裂縫分布不均勻，在原始壓力下一般呈閉合狀態(tài)，注水后，注入水易沿裂縫水竄，水線推進速度較快，主向油井含水上升速度快，甚至快速水淹，水驅狀況變差。

1.2 水淹類型

針對安塞低滲裂縫油藏，依據(jù)受效方向、見水見效周期、含水與采出程度關系，可以進行水淹類型的劃分：（1）孔隙型水淹；（2）裂縫-孔隙型水淹；（3）裂縫型水淹（見圖1）。

2 聚合物微球調驅工藝

2.1 所采用化學藥劑

該技術所采用的主要化學藥劑是一種見水膨脹的高分子聚合物，其優(yōu)點包括受外界影響小，可以直接用污水配制，耐高溫高鹽，以及注入無黏度、無污染、成本較低等。粒徑具有可選性，目前現(xiàn)場主要應用的微球聚合物粒徑有100 nm、300 nm、500 nm 及800 nm等。外觀為乳白色或淡黃色均相液體，pH 值在6～8，可析出固形物含量大于等于22.0 %，密度在0.950 g/m3～1.050 g/m3。

2.2 注入設備

注入設備是一種可移動撬裝加藥裝置，外形尺寸2 200 mm×2 200 mm×2 320 mm，內部主要構件，計量泵（核心部分），攪拌器，齒輪泵，防爆配電柜，電表箱，高壓軟管，照明設施，儲液罐，安全閥，過濾器，液位計，加熱器，阻尼器。設備嚴格按照中國石油天然氣股份有限公司標準《Q/SY CQ 3647-2016 聚合物微球驅加注裝置技術規(guī)范》技術條件要求加工定制，具有防塵、防雨、防風，并具有良好的通風透氣能力。

圖1 水淹類型劃分標準

圖2 微球調驅封堵轉向過程示意圖

2.3 調驅機理

聚合物微球具有“變形蟲”特性，溶脹后，若聚合物微球直徑小于喉道直徑的1/3，聚合物微球通過模式表現(xiàn)為“順利通過”，若大于喉道直徑的1/3，則以“變形蟲”的方式通過，壓力較大時發(fā)生一定的破碎。

聚合物微球注入到油層孔隙后，在近井地帶，由于壓差較大，聚合物微球在驅動壓力作用下，產生變形，通過油層孔隙聚合物微球移動到油層深部；在油層深部，由于壓差較小，聚合物微球在孔隙內滯留，堵塞孔隙通道，起到了調驅作用。聚合物微球的調剖機理為：（1）變形驅動機理；（2）壓力波動機理；（3）剪切破碎機理。實際上，在顆粒通過孔喉時，常常是幾種機理的綜合表現(xiàn)，很難發(fā)現(xiàn)單獨一種機理起作用（見圖2）。

3 現(xiàn)場應用

3.1 注入方案

根據(jù)現(xiàn)場實施效果及室內分析評價，對注入粒徑、濃度及合理注入量進行優(yōu)化。通過室內巖心驅替試驗，滲透率0.5 mD，粒徑100 nm（濃度0.3 %）綜合封堵效果最好；滲透率3.0 mD，粒徑800 nm（濃度0.3 %）綜合封堵效果最好；滲透率10.0 mD，粒徑300 nm（濃度0.3 %）綜合封堵效果最好。

3.1.1 注入粒徑選擇 前期電鏡觀察結果顯示，微球粒徑小于喉道半徑可實現(xiàn)深部驅替（見圖3）。

以增大比面降低滲透率理論，結合填砂管封堵試驗，對比不同粒徑聚合物微球在不用滲透率填砂管中的封堵率，研究最佳粒徑匹配公式：

式中：D-微球擴散系數(shù)，數(shù)值；F-微球融合系數(shù)，數(shù)值；η-注微球后巖心封堵率，%；k-高滲透層注微球前滲透率，10-3μm2；φ-高滲透層注微球前孔隙度，小數(shù)；Ci-微球注入濃度，mg/L；Ca-微球有效含量，小數(shù)；τ-迂曲度，數(shù)值；ρ-微球原液密度，g/cm3；Rm-微球初始粒徑，nm；Em-膨脹倍率，數(shù)值。

最佳粒徑匹配數(shù)值為理論計算封堵率在85 %～95 %所對應的微球初始粒徑。

3.1.2 注入濃度選擇 根據(jù)室內評價結果，隨著聚合物微球濃度的增加，阻力因子和殘余阻力因子逐漸變大，但在聚合物微球濃度高于2 000 mg/L 后，殘余阻力因子增加幅度明顯變小。聚合物微球濃度大于2 000 mg/L時，聚合物微球在巖心中形成了有效的封堵，綜合考慮聚合物微球性能與經濟因素，選定聚合物微球最佳使用濃度為2 000 mg/L，根據(jù)現(xiàn)場實施效果進行再優(yōu)化。

3.1.3 注入量的確定 根據(jù)室內評價結果，通過不同PV 數(shù)聚合物微球注入填砂管實驗，對比不同PV 數(shù)聚合物微球注入后殘余阻力系數(shù)變化，隨著注入聚合物微球PV 數(shù)增加，其阻力因子增加，但殘余阻力因子增大幅度逐漸變小，考慮經濟因素，確定合理的聚合物微球注入PV 數(shù)為0.3 PV，根據(jù)現(xiàn)場實施效果進行再優(yōu)化。

應用于礦產試驗計算可根據(jù)以封堵高滲層為目的，結合采出程度等數(shù)據(jù)計算，單井聚合物微球注入量計算公式如下：Q=0.3AhΦR。

式中：A-單水井控制含油面積；h-油層厚度；Φ-孔隙度；R-采出程度。

圖4 聚合物微球調驅工藝流程示意圖

3.2 施工工藝

將聚合物微球專用柱塞泵、配套設備與配水（閥組）間注水管線連接，按設計要求投加聚合物微球原液，微球原液隨注入水經注水井原井管柱注入目標地層。聚合物微球調驅基本工藝流程（見圖4）。

3.3 注入段塞組成

注入化學藥劑一般分為前置段塞、主體段塞、保護段塞三個段塞。

前置段塞注入長效顆粒加弱凝膠，主要作用為對強水洗段通道進行強封堵；主體段塞則是注入聚合物微球，通過不同粒徑組合，逐級深部調驅，實現(xiàn)對不同類型優(yōu)勢通道封堵；保護段塞注入長效顆粒加弱凝膠，主要作用為封口作用，延長有效期。

4 結論與分析

聚合物微球調驅技術在安塞油田應用情況良好，2016 年開展先導試驗，2017 年擴大實施后降遞減、控含水效果明顯，2018 年共實施404 口井，階段遞減由5.0 %下降到2.2 %，累增油4.43×104t，累降水9.81×104m3。同時注水壓力平均上升僅0.2 MPa，表明微球未在近井地帶堆積。注水井平均PI 值上升0.3，67 %的壓降曲線形態(tài)變緩，含水與采出程度關系曲線向右偏移，水驅效果改善，開發(fā)形勢好轉。

4.1 現(xiàn)場微球粒徑與喉道匹配情況

現(xiàn)場施工表明，微球粒徑與喉道半徑相當時井組增油最多。

圖5 現(xiàn)場微球粒徑與增油關系圖

圖6 不同水淹類型增油效果圖

王窯、杏河儲層喉道半徑200 nm～400 nm，試驗了100 nm、300 nm、800 nm 粒徑微球，均顯示300 nm 增油降水效果最好（見圖5）。

4.2 聚合物微球調驅技術對不同水淹類型的效果分析

通過實際現(xiàn)場應用，孔隙型滲流井組實現(xiàn)凈增油，對應油井246 口，見效比39.8 %；孔隙-裂縫型滲流井組實現(xiàn)零遞減，對應油井919 口，見效比37.9 %；裂縫型滲流井組遞減下降明顯，對應油井547 口，見效比34.4 %（見圖6）。

通過對比，表明微球調驅在孔隙型滲流油藏適應性最佳，在其他滲流油藏也有顯著的效果。