安 然，劉旭華，李凱凱，錢(qián)雄濤，董傳賓

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710000）

我國(guó)大多數(shù)油田采用早期注水開(kāi)發(fā)，進(jìn)入中高含水率期后，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性及地下流體性質(zhì)差異的雙重影響，注入地層的水70%～90%進(jìn)入厚度不大的高滲通道內(nèi)，隨著時(shí)間推移，水竄現(xiàn)象加劇，水淹井增多，控水穩(wěn)油難度加大[1]。常規(guī)調(diào)剖有效期較短，通常在施工結(jié)束后3 個(gè)月發(fā)生堵劑突破或形成新的繞流導(dǎo)致失效，尤其是多輪次調(diào)剖后，由于堵劑栓塞位置重疊，效果呈減弱趨勢(shì)，東北石油大學(xué)陳博[2]通過(guò)室內(nèi)模擬分析認(rèn)為多輪次調(diào)剖最佳注入輪次為3～4 次；納米微球調(diào)驅(qū)劑粒徑小，可以進(jìn)入油藏深部、起壓幅度小，但在孔隙-裂縫型滲流油藏中滯留能力較差，因此，亟需探索一種堵驅(qū)結(jié)合的技術(shù)[3]，充分發(fā)揮常規(guī)調(diào)剖體系的封堵性能與納米微球深部驅(qū)替性能，在滿足當(dāng)前注水系統(tǒng)壓力的基礎(chǔ)上，實(shí)現(xiàn)栓塞近井地帶裂縫、深部擴(kuò)大波及體積的多級(jí)封堵協(xié)同作用[4]。

1 調(diào)剖調(diào)驅(qū)必要性判斷

PI 值是從注水井井口測(cè)得的在一定時(shí)間內(nèi)的壓力平均值。一般來(lái)說(shuō)PI 值越低越代表著該井高滲通道發(fā)育，區(qū)塊中各注水井PI 值級(jí)差越大則說(shuō)明區(qū)塊非均質(zhì)性越強(qiáng)。本文基于H4 區(qū)地質(zhì)監(jiān)測(cè)資料，以注水井井口壓降曲線為基礎(chǔ)資料，利用PI 修正值進(jìn)行堵驅(qū)結(jié)合注水井篩選，PI 修正值=（PI 值/實(shí)注量）×歸整后平均日注量[5]，結(jié)合注水井井史資料及注水系統(tǒng)提壓空間，劃分相應(yīng)對(duì)策技術(shù)界限（表1）。

表1 H4 區(qū)PI 修正技術(shù)界限劃分

2 堵驅(qū)結(jié)合體系選擇

H4 區(qū)是典型的三疊系低滲透油藏，埋深2 140 m，油層厚度11.3 m，孔隙度12.0%，空氣滲透率0.7 mD，含油飽和度50.0%，水驅(qū)控制程度68.5%，水驅(qū)動(dòng)用程度59.8%，壓力保持水平94.8%。近年來(lái)，為提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度，針對(duì)不同見(jiàn)水類型、滲流方式、孔喉匹配，探索形成由近井至儲(chǔ)層深部多種堵水調(diào)驅(qū)技術(shù)體系。根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊地質(zhì)開(kāi)發(fā)特征，結(jié)合歷年實(shí)施效果，為實(shí)現(xiàn)對(duì)高滲通道的有效封堵和啟用動(dòng)用程度低的油層，體系上選擇具有封堵能力的PEG-1 凝膠作為前置段塞，能夠?qū)崿F(xiàn)深部調(diào)驅(qū)、低爬坡壓力的乳液微球作為驅(qū)替補(bǔ)充段塞。

2.1 PEG-1 凝膠調(diào)剖體系

PEG-1 凝膠顆粒是以丙烯酰胺（AM）和耐溫抗鹽共聚（AMPS）為基本單體，采用反相懸浮聚合法合成，凝膠含量≥80%，利用激光粒度儀檢測(cè)初始平均粒徑100～300 μm，在光學(xué)顯微鏡下，顆粒表面呈溝壑狀的褶皺結(jié)構(gòu)，分散良好，無(wú)粘連現(xiàn)象。

將產(chǎn)品抽濾去除油相，稱取質(zhì)量為m1的產(chǎn)品分散于模擬水中，室溫下養(yǎng)護(hù)2 h 后置于篩網(wǎng)上至無(wú)水滴下，稱取吸液后樣品的質(zhì)量為m2，可以發(fā)現(xiàn)注入水后，顆粒吸水緩慢膨脹，粘連形成更大的顆粒，但隨著礦化度升高，膨脹倍數(shù)逐漸變小，幅度變緩，最終膨脹倍數(shù)可達(dá)4.5（表2）。

表2 水溶膨脹率及礦化度的影響

式中：R-質(zhì)量膨脹倍數(shù)；m1、m2-樣品吸液前后的質(zhì)量。

該體系以“堵”為主，通過(guò)單個(gè)顆?；蚨鄠€(gè)顆粒架橋、吸附聚結(jié)，栓塞近井地帶動(dòng)態(tài)裂縫，形成物理屏障，達(dá)到降低主向井含水率，促進(jìn)側(cè)向井受效，有效均衡水驅(qū)的目的，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)得該體系封堵率≥95%。本次堵劑設(shè)計(jì)采用變濃度段塞0.3%～0.5%，施工排量原則上采用等配注注入，綜合考慮油層厚度、高滲透層厚度占比、油井見(jiàn)水方向系數(shù)等地質(zhì)因素，利用以下經(jīng)驗(yàn)公式確定注入方量：

式中：R，r-不同位置調(diào)剖劑的內(nèi)外環(huán)半徑，m；h-油層厚度，m；φ-地層中高滲透層的孔隙度；α-高滲透層厚度占油層厚度的百分?jǐn)?shù)；β-方向系數(shù)。

2.2 納米微球深部調(diào)驅(qū)體系

目前國(guó)內(nèi)生產(chǎn)納米微球普遍采用反相乳液或反相微乳液聚合工藝，通過(guò)調(diào)整單體/引發(fā)劑比例來(lái)得到理想粒徑[6]。納米微球是一種具有黏彈性的水溶性預(yù)交聯(lián)微凝膠，由于其初始粒徑小，分散到水溶液中黏度低，可以順利通過(guò)近井地帶進(jìn)入到油藏中深部，在地層水礦化度、溫度、pH 值等因素的作用下，發(fā)生體積膨脹或黏結(jié)，形成較大的彈性柔體，造成后續(xù)注入水改向，動(dòng)用深部剩余油[7-8]。現(xiàn)有的微球產(chǎn)品為乳白色至棕黃色均相液體，根據(jù)施工規(guī)?？刹捎脝伪枚嗑氖┕し绞?，具有操作簡(jiǎn)便、易管理、安全環(huán)保等優(yōu)勢(shì)。

室內(nèi)填砂管實(shí)驗(yàn)得出，粒徑越小，封堵率越高，說(shuō)明降低滲透率幅度越大。當(dāng)粒徑小于500 nm 時(shí)，符合增大比表面積封堵理論，滲透率大幅下降；當(dāng)粒徑大于500 nm 時(shí)，符合孔喉封堵理論，降低滲透率幅度相對(duì)較低（圖1）。根據(jù)凝膠滲透色譜原理，微球粒徑越大，越在多孔介質(zhì)的大孔道中移動(dòng)，在地層中的運(yùn)移路程越短，在地層中滯留時(shí)間就短；聚合物微球粒徑越小，則能夠運(yùn)移到多孔介質(zhì)的大部分孔道中，更容易滯留在地層。

圖1 不同粒徑微球?qū)嶒?yàn)封堵率

礦場(chǎng)油井采出液檢測(cè)表明，小粒徑微球不易被采出，故選擇粒徑50 nm 的微球母液。由于注入濃度越高，微球越容易聚集成團(tuán)，不利于深部運(yùn)移和封堵，故優(yōu)化注入濃度為0.1%。以封堵高滲層為目的，結(jié)合采出程度等數(shù)據(jù)可計(jì)算出單井微球理論注入量，公式如下：

式中：A-單水井控制含油面積，m2；h-油層厚度，m；Φ-孔隙度，小數(shù)；R-采出程度，小數(shù)。

根據(jù)室內(nèi)評(píng)價(jià)及前期礦場(chǎng)試驗(yàn)認(rèn)識(shí)，本輪次平均單井注入量?jī)?yōu)化為5 000 m3。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用效果

根據(jù)PI 決策指導(dǎo)，2021 年在胡A 油藏裂縫-孔隙發(fā)育區(qū)域?qū)嵤?3 口PEG-1 凝膠+納米微球堵驅(qū)組合段塞體系，通過(guò)點(diǎn)面治理相結(jié)合，高滲通道得到有效封堵，剖面及平面矛盾得到有效緩解，提高了水驅(qū)效率。

3.1 注入端水驅(qū)狀況改善

通過(guò)對(duì)比近年來(lái)注水井壓降曲線形態(tài)，該區(qū)水驅(qū)狀況得到明顯改善，壓降快速下降型占比逐年降低，壓降緩慢下降型占比逐年提高，即孔隙型滲流逐年增加，裂縫型滲流逐年減少（圖2）。

圖2 近四年壓降曲線形態(tài)對(duì)比

以A161 注水井為例（圖3），從吸水曲線可以看出，PEG-1 凝膠+納米微球組合段塞注入完成后，注水啟動(dòng)壓力明顯增加，注入端壓力由12.4 MPa 上升到13.5 MPa，地層吸水能力變差，說(shuō)明組合段塞對(duì)高滲通道形成有效封堵；對(duì)比施工前后的壓降曲線，關(guān)井后壓力變化幅度較治理前減緩，層內(nèi)、層間非均質(zhì)性得到有效緩解。

圖3 A161 注水井吸水及壓降曲線

3.2 采出端控水增油效果明顯

采出端整體控水增油效果較好（圖4），平均階段月度遞減由1.49%下降到-0.10%，含水率上升幅度由0.73%下降到0.09%，注入15 個(gè)月后，累計(jì)降遞減增油5 650 t，累計(jì)井口降水量7 507 m3（圖5）。對(duì)應(yīng)見(jiàn)水方向明確的58 口目標(biāo)井，整體液量由134 m3下降到125 m3，日產(chǎn)油由35 t 上升到43 t，含水率由66%下降到57%，說(shuō)明主流線區(qū)域得到有效封堵，擴(kuò)大了波及體積。

圖4 胡A 油藏堵驅(qū)結(jié)合產(chǎn)量預(yù)測(cè)曲線

圖5 堵驅(qū)結(jié)合井組實(shí)施累計(jì)增油/降水曲線圖

進(jìn)一步統(tǒng)計(jì)分析含水率高于60%的油井治理效果，發(fā)現(xiàn)堵驅(qū)結(jié)合治理在油井見(jiàn)效率、平均單井增油量以及含水率下降幅度方面均優(yōu)于單一體系（圖6）。下步可通過(guò)優(yōu)化段塞組合、施工參數(shù)、堵劑預(yù)留位置等，持續(xù)提高效果效益。

圖6 不同類型堵水調(diào)驅(qū)效果分析

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）多輪次調(diào)剖后，近井地帶驅(qū)替程度高，剩余油減少，深部挖潛難度大，通過(guò)與納米微球體系結(jié)合，可充分發(fā)揮兩種體系的多級(jí)封堵作用，即調(diào)剖體系栓塞高滲通道、納米微球發(fā)揮深部液流轉(zhuǎn)向協(xié)同作用，最大程度擴(kuò)大波及體積，挖潛剩余油。

（2）礦場(chǎng)應(yīng)用表明，堵驅(qū)結(jié)合工藝可以改善注采井間滲流類型，有效緩解層內(nèi)、層間水驅(qū)矛盾，同時(shí)采出端表現(xiàn)出較好的控水增油效果，對(duì)應(yīng)見(jiàn)水方向明確的目標(biāo)油井含水率大幅下降，油量抬升明顯，說(shuō)明水竄通道得到有效封堵。

（3）在裂縫、裂縫-孔隙見(jiàn)水油井的治理中，堵驅(qū)結(jié)合技術(shù)在油井見(jiàn)效率、含水率下降幅度及平均單井增油量方面均優(yōu)于單一堵水調(diào)驅(qū)體系，體現(xiàn)更好的適應(yīng)性，下步可在段塞組合、堵劑預(yù)留位置、注入方式、注入時(shí)機(jī)等方面開(kāi)展深入研究，進(jìn)一步提高效果效益。