楊 雷，羅凌燕，李 博，付 紅，王 迪，閆澎思，鞏衛(wèi)軍

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

低滲透油藏是我國勘探開發(fā)的主力油藏，其特點是低孔、低滲、油井自然產(chǎn)能低、儲層物性差和非均質(zhì)性強等[1，2]，隨開采程度增加，水驅(qū)矛盾日益加劇，底水錐進(jìn)、水竄、水淹、近井地帶堵塞等問題頻發(fā)[3]，改善地層非均質(zhì)性、提高注入水波及體積，開采地層中大量的剩余油成為關(guān)鍵。聚合物納米微球具有粒徑小、可溶脹團(tuán)聚、黏彈性和耐溫耐鹽性等優(yōu)點[4]，同時微球乳液中含有的表面活性劑能降低油水界面張力，具有較強的洗油能力[5，6]，聚合物納米微球被作為微尺度調(diào)驅(qū)材料應(yīng)用于各大低滲透油田中。國內(nèi)外學(xué)者對納米微球的粒徑分布、膨脹特性、團(tuán)聚特性、在地層內(nèi)的動態(tài)運移以及封堵和驅(qū)油性能做了廣泛研究[7-9]，大量室內(nèi)實驗和礦場試驗表明聚合物納米微球具有良好的深部調(diào)驅(qū)作用。

1 油藏地質(zhì)概況

姬塬油田X 區(qū)塊長6 油藏為典型的低滲、低壓、低豐度油藏，沉積相類型為湖盆三角洲沉積體系，在構(gòu)造上處于陜北斜坡中西部，為一平緩的西傾單斜。區(qū)內(nèi)地形復(fù)雜，溝谷縱橫，梁峁交錯，屬于非常典型的黃土高原地貌。地面海拔1 380～1 525 m，相對高差約150 m。油藏構(gòu)造位于陜北斜坡中部，整體上屬于一個西傾低幅度鼻狀隆起，由東向西軸線傾沒，傾幅為3.4 m/km，南北向等高線不閉合，主力含油層系為中生界三疊系上統(tǒng)延長組三段，地層總厚度在100～130 m，油藏埋深在1 648～1 940 m，平均油藏埋深為1 770 m。該區(qū)沉積環(huán)境為湖相三角州前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、堤岸、河口壩、河道間和決口扇等沉積微相。

姬塬油田X 區(qū)發(fā)育長4+5、長61、長63、長8 等含油層系，主力油層三疊系長61儲層（見表1），井均有效厚度為13.1 m，孔隙度為11.6%，滲透率為2.2×10-3μm2，屬特低滲透儲層。該區(qū)長儲層平均滲透率突進(jìn)系數(shù)為3.49，滲透率級差為20.91，變異系數(shù)為0.56；長611儲層平均滲透率突進(jìn)系數(shù)為4.25，滲透率級差為20.90，變異系數(shù)為0.52。根據(jù)儲層非均質(zhì)評價參數(shù)分析，認(rèn)為該區(qū)長611、長612層為中等非均質(zhì)儲層。通過單井有效厚度、孔隙度、滲透率和含油飽和度等參數(shù)對比，發(fā)現(xiàn)長612層物性整體上略好于長611層，但同時長612層也更容易見水。

表1 姬塬油田X 區(qū)長61 油藏儲層物性

2 微球調(diào)驅(qū)原理及發(fā)展歷程

2.1 發(fā)展歷程

2010-2019 年，歷經(jīng)三個重大研究試驗階段，實現(xiàn)了工業(yè)化推廣應(yīng)用。

先導(dǎo)試驗階段（2010-2015 年）：以“注得進(jìn)、堵得住、能運移”深部調(diào)驅(qū)理念為指導(dǎo)，匹配孔喉及裂縫尺度，探索研發(fā)了系列微米級別聚合物微球，依托聚合物微球良好的分散性、體系黏度低、初始粒徑小、吸水緩膨、彈性形變和自膠結(jié)能力等技術(shù)特點，開展了不改變注入制度的在線注入先導(dǎo)試驗。

擴(kuò)大試驗階段（2016-2017 年）：從滲流物理角度出發(fā)，納米粒徑聚合物微球在孔隙中滯留，增大內(nèi)比表面積，降低高滲層滲透率，從封堵孔喉向增大比表面降低滲透率的轉(zhuǎn)變，增大比表面更具廣普性，解決了長期以來進(jìn)得去與堵得住的理論矛盾，使注劑與地層匹配成為可能，相同質(zhì)量的注劑，粒徑越小、數(shù)量越大，增大比表面的能力越大，解決了大劑量注入與成本之間的矛盾。

工業(yè)化應(yīng)用階段（2018 年至今）：采用單點+區(qū)域注入工藝模式，實現(xiàn)了規(guī)模應(yīng)用，總體增油控水效果顯著。自主研發(fā)了在線注入裝置，保證了施工質(zhì)量，形成了低成本、易管理、安全環(huán)保的工藝注入模式，注入工藝實現(xiàn)“一拖多”區(qū)塊集中注入，減輕現(xiàn)場工人勞動強度，降低了成本，為規(guī)模實施奠定工藝基礎(chǔ)。

2.2 微球調(diào)驅(qū)原理簡介

聚合物微球發(fā)生網(wǎng)狀滯留，增大儲層比表面積，使后續(xù)流體滲流阻力增大，發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，達(dá)到擴(kuò)大波及體積的目的。微觀上，納米粒徑微球進(jìn)入孔隙后滯留，使液固界面分子作用力更強，啟動壓力更大，從而降低滲透率，宏觀上，儲層比表面積增大，滲透率降低。納米級微球環(huán)境掃描觀測實驗表明聚合物微球在高礦化度條件下可緩慢膨脹2～3 倍。

3 微球驅(qū)應(yīng)用效果

3.1 實施基本概況

X 區(qū)長6 油藏目前共計79 個井組正注微球，主要在西部、西南部、西北部，注入粒徑為100 nm，注入濃度為1 500 mg/L，單井注入量為7.2 t。

3.2 注入壓力

注入微球后，油藏整體注入壓力上升（見圖1），其中長611層注入壓力由注入之前的11.6 MPa 上升到目前的12.1 MPa，長612層注入壓力由注入之前的11.9 MPa上升到目前的12.3 MPa。

圖1 X 區(qū)長6 油藏2021 年注入壓力與單井日注入量變化圖

3.3 水驅(qū)變化

該區(qū)吸水指數(shù)主要分布在1～100 m3/（d·MPa）范圍內(nèi)，所占比例較高，整體注入微球后，長611層吸水指數(shù)由103.3 m3/（d·MPa）下降為81.7 m3/（d·MPa），長612層吸水指數(shù)由110.7 m3/（d·MPa）下降為80.3 m3/（d·MPa），整體吸水指數(shù)由107.0 m3/（d·MPa）下降為80.9m3/（d·MPa），長611層42.9%的注入井，長612層34.5%的注入井吸水指數(shù)變小，吸水狀況變好，長611層35.7%的注入井，長612層62.1%的注入井吸水指數(shù)變化不大，吸水狀況穩(wěn)定，整體吸水指數(shù)由107.0 m3/（d·MPa）下降到80.9 m3/（d·MPa）。

3.4 地層能量變化

X 區(qū)地層能量保持水平由2020 年的97.6%上升為2021 年的99.5%，2020 年壓力下降后，2021 年得到回升，西部壓力更趨于均勻，西南部雖能量保持水平有所回升，但仍然較低，僅為87.9%（見圖2）。

圖2 X 區(qū)長6 油藏歷年地層壓力保持水平柱狀圖

3.5 微球驅(qū)井組流壓變化

由圖3 可以看出，全區(qū)流壓呈下降趨勢，由注微球之前的4.1 MPa 下降為目前的3.88 MPa，西部、西南部、西北部流壓均呈下降趨勢。

圖3 X 區(qū)長6 油藏歷年微球驅(qū)井組流壓變化曲線

3.6 微球注入井組動態(tài)變化

2021 年4 月微球驅(qū)整體注入后，微球驅(qū)注入井組整體月度遞減率和月度含水上升幅度均變小，由注之前的1.00%下降為目前的0.11%，月度含水上升幅度由之前的0.05%下降為目前的-0.68%，全區(qū)見效比例為74.4%，其中增油型占64.4%，降遞減型占35.6%，見效井中側(cè)向井（39.5%）、角井（51.2%）增油型比例較高，優(yōu)勢方向井（43.2%）、更新井（57.1%）降遞減型比例較高，側(cè)向井和角井以孔隙見水為主，100 nm 微球能起到較好的封堵和驅(qū)替效果，優(yōu)勢方向井和更新井以大孔道和微裂縫見水為主，100 nm 微球能起到的封堵效果較差。

4 結(jié)論

（1）X 區(qū)注入微球粒徑為100 nm，濃度為1 500 mg/L，目前調(diào)驅(qū)封堵效果較好。

（2）微球能有效封堵高滲帶，水驅(qū)效果得到一定的改善，水驅(qū)狀況持續(xù)變好，注入端壓力上升，水驅(qū)波及體積變大，油井端流壓下降。2020 年12 月～2021 年11月，調(diào)驅(qū)井組注入壓力從11.9 MPa 上升到12.3 MPa，井底流壓從4.10 MPa 下降到3.88 MPa。

（3）側(cè)向井和角井以孔隙見水為主，100 nm 的微球能起到較好的封堵和驅(qū)替效果；優(yōu)勢方向井和更新井以大孔道和微裂縫見水為主，100 nm 的微球能起到的封堵效果較差。