A 区B 油藏聚合物微球调驱的应用与效果评价

许开国，付 红，赵艳锋，张 勋，李 博，庾伦森

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

A 区B 油藏为典型的低渗、低压、低丰度油藏，沉积相类型为湖盆三角洲沉积体系，在构造上处于陕北斜坡中西部，为一平缓的西倾单斜。B 油藏伴随注水开采时间增加，剖面问题、平面问题日益突出，该油藏剩余油丰富，水驱效率差，各层之间水洗程度差异大，层内水洗液存在差异[1-3]。目前主要采用同心双管分注工艺，无法测试吸水剖面，导致注水井问题不能及时发现[4]，通过油井动态判断注水井吸水状况，发现时间滞后，治理难度增加，治理井数较少，满足不了油田开发的需求，2022 年开始实施聚合物微球调驱，总体效果较好，但也存在一些问题，需进一步实验、研究、总结、调整。

1 油藏开发概况

姬塬油田A 区发育长4+5、长63、长8 等含油层系，主力油层三叠系B 储层，井均有效厚度30.1 m，孔隙度12.9%，空气渗透率1.73×10-3μm2，为特低渗透储层。B1 储层渗透率集中分布在（0.60～36.00）×10-3μm2，孔隙度集中分布在10.0%～16.0%。B2 储层渗透率集中分布在（1.10～4.40）×10-3μm2，孔隙度集中分布在12.0%～16.0%。B2 储层平均渗透率突进系数为3.49，级差20.91，变异系数0.56；B1 储层平均渗透率突进系数为4.25，级差20.90，变异系数0.52。根据储层非均质评价参数分析，认为B1、B2 储层为中等非均质储层。通过有效厚度、孔隙度、渗透率等物性参数对比，整体上B2储层略好于B1 储层，但同时B2 储层更易见水。

2 聚合物微球调驱应用效果

2.1 开发思路改变

针对油藏不同开发阶段水驱特征，水驱治理思路由封堵→堵+调→堵+调+驱转变，体系从体膨颗粒向PEG 转变。2017 年以前主要是有机加无机堵水方式，封堵裂缝为主，伴随注水年限增加，问题逐渐复杂，适应性变差；2017 年开始实施笼统+体膨颗粒（配合无机堵剂），封堵优势水驱方向裂缝及大孔道吸水，改善剖面大孔道吸水；2018-2021 年为试验阶段，开始放弃无机堵剂，全部采用有机堵剂，引进PEG、微球，同时也由笼统注入转变为分层注入；2022 年整体注入微球调驱，单点PEG-1 堵水，堵、调、驱结合，提高砂体水驱波及，全面增加治理范围。

3 聚合物微球深部调驱矿场试验

剖面水驱矛盾仍然严重，注水井调剖措施效果逐年变差，综合含水率上升风险较大。地层深部高渗带为主要的水驱通道，常规堵水调剖堵剂难以有效封堵。为了封堵地层深部的喉道，有效改善水驱状况，提高注入水波及体积，降低油藏综合含水率和综合递减率，A 区B 油藏开展纳米微球深部调驱试验。

3.1 实施情况

2022 年A 区B 油藏注入聚合物微球，主要在西部、西南部、西北部79 个井组，设计注入粒径100 nm，注入浓度1 500 mg/L，单井平均注入量3.2 t。

3.2 整体实施效果

3.2.1 注入压力变化 注入聚合物微球后整体油藏注入压力B1 储层由11.6 MPa 上升到11.8 MPa，B2 储层由11.6 MPa 上升到11.9 MPa。

3.2.2 吸水指数 由于整体注入聚合物微球，吸水指示曲线由61.2%上升到71.5%，B1 储层/B2 储层有42.9%/34.5%井吸水状况变好，35.7%/62.1%稳定，整体吸水指数由107.0 m3/（d·MPa）下降到80.9 m3/（d·MPa）。吸水指数呈堵塞型下降，正常型、裂缝型呈增加趋势。

原因分析：（1）堵塞型孔喉较小，微球不能进入孔喉内，既不能形成封堵效果，也不会有驱替效果，堵塞型不会增加[5-6]。（2）部分为裂缝型孔喉相对较小，微球进入孔喉内形成封堵，变成正常型，正常型增加。（3）大部分裂缝型孔喉较大，微球直接穿过孔喉，不能形成有效封堵。（4）部分堵塞型、正常型以及单井注水量的提升，原本闭合的裂缝开启，开始变为裂缝型，伴随注水时间的增加，部分井孔喉逐渐变大。

3.2.3 地层压力变化 A 区地层能量保持水平由97.6%上升到99.5%，2021 年压力下降后，2022 年得到回升，西部压力更趋于均匀，西南部虽然能量保持水平有所回升，但仍然较低仅为87.9%。压力保持水平B1储层由97.2%上升到98.6%，B2 储层由99.1%上升到100.6%；西部两层压力均有所上升，两层压差平稳，异常高压井减少，西南部B1 储层压力持续较低。整体压力保持水平上升原因为2022 年能量较低区域强化注水，且注水井开井数增加7 口，注采比提升，由2021 年12 月的2.23 上升至目前的2.50。西南部压力低，原因为西南部物性差，层内非均质性强，2021 年控制注水后，为了避免油井见水，2022 年注水量未恢复至原来水平。

3.2.4 生产动态变化 整体月度递减率由0.98%下降到0.55%，月度含水率上升幅度由-0.10%上升到-0.07%，整体见效比例82.1%，其中增油型占53.1%，降递减型占46.9%。

3.3 实施效果

3.3.1 西部

3.3.1.1 注水压力变化 西部清水区域注入聚合物微球后，总体注水压力明显上升，尤其B2 储层，注水压力由11.4 MPa 上升到11.7 MPa 再上升到11.9 MPa，后期压力下降，目前为11.7 MPa，B1 储层注水压力由11.3 MPa 上升到11.4 MPa 再上升到11.7 MPa，后期压力下降，目前为11.6 MPa，两层均出现较明显的封堵效果。说明B2 储层大孔喉较多，与物性统计基本一致。

3.3.1.2 吸水指数变化 吸水指数由115.2 m3/（d·MPa）下降到87.4 m3/（d·MPa），B1 储层110.7 m3/（d·MPa）下降到92.1 m3/（d·MPa），B2 储层由119.6 m3/（d·MPa）下降到83.9 m3/（d·MPa），B2 储层下降幅度明显大于B1储层，起到较好封堵效果，与注水压力变化一致。

3.3.1.3 地层压力变化 总体地层能量保持水平由104.0%上升到106.0%，经过恢复注水，地层能量有上升趋势，B1 储层能量保持水平由103.4%上升至105.4%，B2 储层能量保持水平由106.0%上升至106.7%，其中B1 储层上升幅度较B2 储层大。

3.3.1.4 生产动态变化 2021 年由于限压注水及水驱问题，四季度开始递减明显加大，2022 年恢复注水，整体实施微球驱，降水稳油效果明显，月度递减率由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 见效情况 总见效比例为73.5%，其中见效比例最高方向为主向井，降递减型比例最高，达到30.0%（表1）。通过单井对比，主要为主向井含水率下降引起见效，但角井、侧向井见效比例仍然较低，主要为降递减型少。分析认为A 区西部清水区域问题最大的仍然为主向井方向，存在大孔喉、微裂缝，且目前微球粒径能封堵大部分孔喉，但更大孔喉无法封堵，主要因为最大孔喉大于微球100 nm 粒径，且存在微裂缝，不足以促进水驱发生较大改变，促使侧向井、角井进一步见效[7-9]。

表1 西部清水区域见效统计表

3.3.2 西南部

3.3.2.1 注水压力变化 4 月注入微球后，注水压力提升，B1 储层注水压力由12.4 MPa 上升到12.7 MPa，B2储层注水压力由12.6 MPa 上升到12.8 MPa，较B1 储层提升压力少，压力上升后出现微降现象，目前基本稳定，总体B1 储层上升0.4 MPa，B2 储层上升0.3 MPa，见效较慢。

3.3.2.2 吸水指数变化 吸水指数由122.9 m3/（d·MPa）下降到98.9 m3/（d·MPa），B1 储层由103.6 m3/（d·MPa）下降到101.6 m3/（d·MPa），B2 储层由142 m3/（d·MPa）下降到98.1 m3/（d·MPa），有向好趋势，主要为B2 储层变化较大，B1 储层无明显效果。

原因分析：A 区西南部B1 储层物性差，部分区域出现间灭现象，吸水能力差，所以注微球前B1 储层吸水指数低于B2 储层，微球对水驱改善效果不明显，B2储层为主力层，有明显封堵现象。

南部吸水指数呈现出变好的井主要为吸水指数小于100.0 m3/（d·MPa）的注水井，吸水指数较大的注水井持续变大占比34.7%，其中5 口井从油井动态上看有明显裂缝沟通，A 区虽每年水井措施都在增加，但西南部措施井占比却呈下降趋势，近年来措施比例仅17%，措施配套不足。

3.3.2.3 地层压力变化 西南部总体压力由86.6%下降到86.2%，B1 储层能量保持水平由84.6%上升至84.8%，B2 储层能量保持水平由88.1%下降至87.2%，主要为B1 储层压力下降，原因为该区域微裂缝发育，主向见水、侧向不见效，措施配套不足，剖面未得到有效治理，2022 年虽恢复注水，但单井注水量仍未达到限压注水前水平，且存在高含水率井泄压。

3.3.2.4 生产动态变化 2021 年虽限压注水，前半年起到较好降含水率效果，但后半年出现液量下降，含水率上升现象，4 月注入聚合物微球后含水率趋于平稳，6 个月后含水率明显有下降趋势。月度递减率由2.24%下降到1.21%，月度含水率上升幅度由0.35%下降到-0.09%，取得较好效果[10-12]。

3.3.2.5 见效情况 西南部总体见效比例为62.5%，其中侧向井见效比例较高，为81.8%（表2）。

表2 西南部清水区域见效统计表

4 结论

（1）微球注入参数（100 nm、1 500 mg/L）维持目前现状，总体取得较好的效果，有效控水稳油降低递减。

（2）从吸水指数对比，水驱状况持续变好，初期注水压力上升，上升后有下降趋势，同时采出端液面和流压近期出现下降趋势，分析认为微球封堵高渗带，改善水驱后，水驱波及体积变大，导致油井端压力下降。

（3）注微球后仍然高液量高含水率的油井，为裂缝或者大孔道见水，微球粒径较喉道小，不能起到有效封堵作用，微球效果不明显，对应注水井需先实施堵水调剖措施封堵大孔道和裂缝或油井端开展油井堵水措施。

（4）西部注采出水部位，虽然微球取得较好效果，但仍有提升空间，由于微球在采出水中膨胀倍数较清水小，可在采出水干线注入聚合物微球进行试验，更能有效封堵大喉道，提高降水稳油效果。

（5）采出水区域由于管柱腐蚀严重，部分井分注已失效，加大验封力度，及时发现失效井，彻底做到有效分注，提高分层注水效果。