許開國(guó)，付 紅，趙艷鋒，張 勛，李 博，庾倫森

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

A 區(qū)B 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。B 油藏伴隨注水開采時(shí)間增加，剖面問題、平面問題日益突出，該油藏剩余油豐富，水驅(qū)效率差，各層之間水洗程度差異大，層內(nèi)水洗液存在差異[1-3]。目前主要采用同心雙管分注工藝，無法測(cè)試吸水剖面，導(dǎo)致注水井問題不能及時(shí)發(fā)現(xiàn)[4]，通過油井動(dòng)態(tài)判斷注水井吸水狀況，發(fā)現(xiàn)時(shí)間滯后，治理難度增加，治理井?dāng)?shù)較少，滿足不了油田開發(fā)的需求，2022 年開始實(shí)施聚合物微球調(diào)驅(qū)，總體效果較好，但也存在一些問題，需進(jìn)一步實(shí)驗(yàn)、研究、總結(jié)、調(diào)整。

1 油藏開發(fā)概況

姬塬油田A 區(qū)發(fā)育長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)63、長(zhǎng)8 等含油層系，主力油層三疊系B 儲(chǔ)層，井均有效厚度30.1 m，孔隙度12.9%，空氣滲透率1.73×10-3μm2，為特低滲透儲(chǔ)層。B1 儲(chǔ)層滲透率集中分布在（0.60～36.00）×10-3μm2，孔隙度集中分布在10.0%～16.0%。B2 儲(chǔ)層滲透率集中分布在（1.10～4.40）×10-3μm2，孔隙度集中分布在12.0%～16.0%。B2 儲(chǔ)層平均滲透率突進(jìn)系數(shù)為3.49，級(jí)差20.91，變異系數(shù)0.56；B1 儲(chǔ)層平均滲透率突進(jìn)系數(shù)為4.25，級(jí)差20.90，變異系數(shù)0.52。根據(jù)儲(chǔ)層非均質(zhì)評(píng)價(jià)參數(shù)分析，認(rèn)為B1、B2 儲(chǔ)層為中等非均質(zhì)儲(chǔ)層。通過有效厚度、孔隙度、滲透率等物性參數(shù)對(duì)比，整體上B2儲(chǔ)層略好于B1 儲(chǔ)層，但同時(shí)B2 儲(chǔ)層更易見水。

2 聚合物微球調(diào)驅(qū)應(yīng)用效果

2.1 開發(fā)思路改變

針對(duì)油藏不同開發(fā)階段水驅(qū)特征，水驅(qū)治理思路由封堵→堵+調(diào)→堵+調(diào)+驅(qū)轉(zhuǎn)變，體系從體膨顆粒向PEG 轉(zhuǎn)變。2017 年以前主要是有機(jī)加無機(jī)堵水方式，封堵裂縫為主，伴隨注水年限增加，問題逐漸復(fù)雜，適應(yīng)性變差；2017 年開始實(shí)施籠統(tǒng)+體膨顆粒（配合無機(jī)堵劑），封堵優(yōu)勢(shì)水驅(qū)方向裂縫及大孔道吸水，改善剖面大孔道吸水；2018-2021 年為試驗(yàn)階段，開始放棄無機(jī)堵劑，全部采用有機(jī)堵劑，引進(jìn)PEG、微球，同時(shí)也由籠統(tǒng)注入轉(zhuǎn)變?yōu)榉謱幼⑷耄?022 年整體注入微球調(diào)驅(qū)，單點(diǎn)PEG-1 堵水，堵、調(diào)、驅(qū)結(jié)合，提高砂體水驅(qū)波及，全面增加治理范圍。

3 聚合物微球深部調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)

剖面水驅(qū)矛盾仍然嚴(yán)重，注水井調(diào)剖措施效果逐年變差，綜合含水率上升風(fēng)險(xiǎn)較大。地層深部高滲帶為主要的水驅(qū)通道，常規(guī)堵水調(diào)剖堵劑難以有效封堵。為了封堵地層深部的喉道，有效改善水驅(qū)狀況，提高注入水波及體積，降低油藏綜合含水率和綜合遞減率，A 區(qū)B 油藏開展納米微球深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)。

3.1 實(shí)施情況

2022 年A 區(qū)B 油藏注入聚合物微球，主要在西部、西南部、西北部79 個(gè)井組，設(shè)計(jì)注入粒徑100 nm，注入濃度1 500 mg/L，單井平均注入量3.2 t。

3.2 整體實(shí)施效果

3.2.1 注入壓力變化 注入聚合物微球后整體油藏注入壓力B1 儲(chǔ)層由11.6 MPa 上升到11.8 MPa，B2 儲(chǔ)層由11.6 MPa 上升到11.9 MPa。

3.2.2 吸水指數(shù) 由于整體注入聚合物微球，吸水指示曲線由61.2%上升到71.5%，B1 儲(chǔ)層/B2 儲(chǔ)層有42.9%/34.5%井吸水狀況變好，35.7%/62.1%穩(wěn)定，整體吸水指數(shù)由107.0 m3/（d·MPa）下降到80.9 m3/（d·MPa）。吸水指數(shù)呈堵塞型下降，正常型、裂縫型呈增加趨勢(shì)。

原因分析：（1）堵塞型孔喉較小，微球不能進(jìn)入孔喉內(nèi)，既不能形成封堵效果，也不會(huì)有驅(qū)替效果，堵塞型不會(huì)增加[5-6]。（2）部分為裂縫型孔喉相對(duì)較小，微球進(jìn)入孔喉內(nèi)形成封堵，變成正常型，正常型增加。（3）大部分裂縫型孔喉較大，微球直接穿過孔喉，不能形成有效封堵。（4）部分堵塞型、正常型以及單井注水量的提升，原本閉合的裂縫開啟，開始變?yōu)榱芽p型，伴隨注水時(shí)間的增加，部分井孔喉逐漸變大。

3.2.3 地層壓力變化 A 區(qū)地層能量保持水平由97.6%上升到99.5%，2021 年壓力下降后，2022 年得到回升，西部壓力更趨于均勻，西南部雖然能量保持水平有所回升，但仍然較低僅為87.9%。壓力保持水平B1儲(chǔ)層由97.2%上升到98.6%，B2 儲(chǔ)層由99.1%上升到100.6%；西部?jī)蓪訅毫兴仙?，兩層壓差平穩(wěn)，異常高壓井減少，西南部B1 儲(chǔ)層壓力持續(xù)較低。整體壓力保持水平上升原因?yàn)?022 年能量較低區(qū)域強(qiáng)化注水，且注水井開井?dāng)?shù)增加7 口，注采比提升，由2021 年12 月的2.23 上升至目前的2.50。西南部壓力低，原因?yàn)槲髂喜课镄圆睿瑢觾?nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，2021 年控制注水后，為了避免油井見水，2022 年注水量未恢復(fù)至原來水平。

3.2.4 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化 整體月度遞減率由0.98%下降到0.55%，月度含水率上升幅度由-0.10%上升到-0.07%，整體見效比例82.1%，其中增油型占53.1%，降遞減型占46.9%。

3.3 實(shí)施效果

3.3.1 西部

3.3.1.1 注水壓力變化 西部清水區(qū)域注入聚合物微球后，總體注水壓力明顯上升，尤其B2 儲(chǔ)層，注水壓力由11.4 MPa 上升到11.7 MPa 再上升到11.9 MPa，后期壓力下降，目前為11.7 MPa，B1 儲(chǔ)層注水壓力由11.3 MPa 上升到11.4 MPa 再上升到11.7 MPa，后期壓力下降，目前為11.6 MPa，兩層均出現(xiàn)較明顯的封堵效果。說明B2 儲(chǔ)層大孔喉較多，與物性統(tǒng)計(jì)基本一致。

3.3.1.2 吸水指數(shù)變化 吸水指數(shù)由115.2 m3/（d·MPa）下降到87.4 m3/（d·MPa），B1 儲(chǔ)層110.7 m3/（d·MPa）下降到92.1 m3/（d·MPa），B2 儲(chǔ)層由119.6 m3/（d·MPa）下降到83.9 m3/（d·MPa），B2 儲(chǔ)層下降幅度明顯大于B1儲(chǔ)層，起到較好封堵效果，與注水壓力變化一致。

3.3.1.3 地層壓力變化 總體地層能量保持水平由104.0%上升到106.0%，經(jīng)過恢復(fù)注水，地層能量有上升趨勢(shì)，B1 儲(chǔ)層能量保持水平由103.4%上升至105.4%，B2 儲(chǔ)層能量保持水平由106.0%上升至106.7%，其中B1 儲(chǔ)層上升幅度較B2 儲(chǔ)層大。

3.3.1.4 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化 2021 年由于限壓注水及水驅(qū)問題，四季度開始遞減明顯加大，2022 年恢復(fù)注水，整體實(shí)施微球驅(qū)，降水穩(wěn)油效果明顯，月度遞減率由1.54%下降到0.21%，月度含水率上升幅度由0.61%下降到-0.73%。

3.3.1.5 見效情況 總見效比例為73.5%，其中見效比例最高方向?yàn)橹飨蚓颠f減型比例最高，達(dá)到30.0%（表1）。通過單井對(duì)比，主要為主向井含水率下降引起見效，但角井、側(cè)向井見效比例仍然較低，主要為降遞減型少。分析認(rèn)為A 區(qū)西部清水區(qū)域問題最大的仍然為主向井方向，存在大孔喉、微裂縫，且目前微球粒徑能封堵大部分孔喉，但更大孔喉無法封堵，主要因?yàn)樽畲罂缀泶笥谖⑶?00 nm 粒徑，且存在微裂縫，不足以促進(jìn)水驅(qū)發(fā)生較大改變，促使側(cè)向井、角井進(jìn)一步見效[7-9]。

表1 西部清水區(qū)域見效統(tǒng)計(jì)表

3.3.2 西南部

3.3.2.1 注水壓力變化 4 月注入微球后，注水壓力提升，B1 儲(chǔ)層注水壓力由12.4 MPa 上升到12.7 MPa，B2儲(chǔ)層注水壓力由12.6 MPa 上升到12.8 MPa，較B1 儲(chǔ)層提升壓力少，壓力上升后出現(xiàn)微降現(xiàn)象，目前基本穩(wěn)定，總體B1 儲(chǔ)層上升0.4 MPa，B2 儲(chǔ)層上升0.3 MPa，見效較慢。

3.3.2.2 吸水指數(shù)變化 吸水指數(shù)由122.9 m3/（d·MPa）下降到98.9 m3/（d·MPa），B1 儲(chǔ)層由103.6 m3/（d·MPa）下降到101.6 m3/（d·MPa），B2 儲(chǔ)層由142 m3/（d·MPa）下降到98.1 m3/（d·MPa），有向好趨勢(shì)，主要為B2 儲(chǔ)層變化較大，B1 儲(chǔ)層無明顯效果。

原因分析：A 區(qū)西南部B1 儲(chǔ)層物性差，部分區(qū)域出現(xiàn)間滅現(xiàn)象，吸水能力差，所以注微球前B1 儲(chǔ)層吸水指數(shù)低于B2 儲(chǔ)層，微球?qū)λ?qū)改善效果不明顯，B2儲(chǔ)層為主力層，有明顯封堵現(xiàn)象。

南部吸水指數(shù)呈現(xiàn)出變好的井主要為吸水指數(shù)小于100.0 m3/（d·MPa）的注水井，吸水指數(shù)較大的注水井持續(xù)變大占比34.7%，其中5 口井從油井動(dòng)態(tài)上看有明顯裂縫溝通，A 區(qū)雖每年水井措施都在增加，但西南部措施井占比卻呈下降趨勢(shì)，近年來措施比例僅17%，措施配套不足。

3.3.2.3 地層壓力變化 西南部總體壓力由86.6%下降到86.2%，B1 儲(chǔ)層能量保持水平由84.6%上升至84.8%，B2 儲(chǔ)層能量保持水平由88.1%下降至87.2%，主要為B1 儲(chǔ)層壓力下降，原因?yàn)樵搮^(qū)域微裂縫發(fā)育，主向見水、側(cè)向不見效，措施配套不足，剖面未得到有效治理，2022 年雖恢復(fù)注水，但單井注水量仍未達(dá)到限壓注水前水平，且存在高含水率井泄壓。

3.3.2.4 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化 2021 年雖限壓注水，前半年起到較好降含水率效果，但后半年出現(xiàn)液量下降，含水率上升現(xiàn)象，4 月注入聚合物微球后含水率趨于平穩(wěn)，6 個(gè)月后含水率明顯有下降趨勢(shì)。月度遞減率由2.24%下降到1.21%，月度含水率上升幅度由0.35%下降到-0.09%，取得較好效果[10-12]。

3.3.2.5 見效情況 西南部總體見效比例為62.5%，其中側(cè)向井見效比例較高，為81.8%（表2）。

表2 西南部清水區(qū)域見效統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

（1）微球注入?yún)?shù)（100 nm、1 500 mg/L）維持目前現(xiàn)狀，總體取得較好的效果，有效控水穩(wěn)油降低遞減。

（2）從吸水指數(shù)對(duì)比，水驅(qū)狀況持續(xù)變好，初期注水壓力上升，上升后有下降趨勢(shì)，同時(shí)采出端液面和流壓近期出現(xiàn)下降趨勢(shì)，分析認(rèn)為微球封堵高滲帶，改善水驅(qū)后，水驅(qū)波及體積變大，導(dǎo)致油井端壓力下降。

（3）注微球后仍然高液量高含水率的油井，為裂縫或者大孔道見水，微球粒徑較喉道小，不能起到有效封堵作用，微球效果不明顯，對(duì)應(yīng)注水井需先實(shí)施堵水調(diào)剖措施封堵大孔道和裂縫或油井端開展油井堵水措施。

（4）西部注采出水部位，雖然微球取得較好效果，但仍有提升空間，由于微球在采出水中膨脹倍數(shù)較清水小，可在采出水干線注入聚合物微球進(jìn)行試驗(yàn)，更能有效封堵大喉道，提高降水穩(wěn)油效果。

（5）采出水區(qū)域由于管柱腐蝕嚴(yán)重，部分井分注已失效，加大驗(yàn)封力度，及時(shí)發(fā)現(xiàn)失效井，徹底做到有效分注，提高分層注水效果。