凝胶微球调驱技术在王集油田矿场实践认识

李飞鹏（中石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南 南阳 473132）

钱玉花，王杰玲，田家领（中石化河南油田分公司第一采油厂，河南 南阳 474780）

杜雪花（中石化河南油田分公司第二采油厂地质研究所，河南 南阳 473132）

韩吉璞（中石化河南油田分公司第一采油厂，河南 南阳 474780）

聚合物凝胶微球是利用反相微乳液聚合技术合成出的一种弹性微球，是在聚合物凝胶技术基础上发展起来的一种新型材料。聚合物微球具有初始尺寸小（一般为纳、微米级），水化膨胀速度可控，并且具有一定的弹性形变能力。聚合物凝胶微球深部调驱技术是近几年发展起来的一项油藏深部、全过程调剖、驱油的新技术。该技术是利用聚合物凝胶微球的物理特性来逐级封堵地层孔喉，实现油藏深部逐级调剖驱油目的的［1～7］。研究表明：聚合物凝胶微球具有初始尺寸小，微球数量大，水化膨胀速度可控，能够进入地层深部，实现地层深部逐级调剖、驱油的目的，是非均质油藏改善水驱开发效果的有效技术。王集油田东区在注水开发过程中，因油藏非均质特征影响导致油藏平面上与纵向上动用不均匀，开发过程中层间矛盾突出，注水受效不均，开发效率低下。为了研究聚合物凝胶微球调驱技术对王集油田的适应性，以及调驱提高采收率规律，评价聚合物凝胶微球深部调驱技术的经济性、措施效果，在王集油田东区开展了聚合物凝胶微球深部调驱矿场试验。该技术在王集油田东区的矿场试验研究将为同类型油藏高含水开发后期进一步挖潜剩余油提供依据和借鉴。

1 王集油田东区概况

1.1 构造特征

王集油田构造复杂，断层发育，整体为一被断层复杂化了的由北向东南东倾没的宽缓鼻状构造，整体上地层自南向北抬起，倾向南东，呈北高南低的趋势。王集油田东区位于断块的东南部，主要受北东、北东东走向的4条正断层控制。

1.2 储集层展布

王集油田东区含油井段长达380m，油层主要集中在古近系核桃园组核三段Ⅰ～Ⅲ油组，纵向埋深约1200～1500m，含油层位最高为（Ⅰ油组6小层），最低为（Ⅵ油组1小层），跨越6个油组、22个含油小层、34个油砂体。油层厚度以薄层为主，平均有效厚度最大为3.7m，最小为0.7m；平均有效厚度小于2.0m的有20个，占58.8%。

1.3 储集层特征

王集油田物源主要来自北东方向的侯庄近源三角洲砂体，西北部的王集近源三角洲物源仅在西部有分布，为次要物源。储集层以细砂岩和粉砂岩为主，胶结类型以孔隙式为主，少数为基底－孔隙式，胶结物以泥质为主，体积分数在10%左右，其次为钙质，一般小于5%。储集层物性中等，属中孔－高渗透储集层。东区油层平均孔隙度为18.3%，平均空气渗透率为799mD，储集层非均质性严重。平面渗透率级差最大达到170倍，最大突进系数6.29。层间渗透率级差达5倍，突进系数达2.49。储集层微观研究显示，渗透率贡献值主要由大孔道提供，储集层非均质性严重。

1.4 沉积特征

王集油田主要沉积体系为辫状河三角洲前缘和前三角洲亚相，主要的沉积微相类型有水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、间湾等微相类型。

1.5 流体性质

王集油田东区地面原油密度为0.879～0.933g／cm3，黏度为7.6～131.4mPa·s，含蜡体积分数在14.5%～46.0%，胶质沥青质体积分数在8.33%～30.33%，凝固点为31.0～44.0℃。地层水pH值平均为8.3，总矿化度为1172～7650mg／L，氯离子质量浓度为62.0～2583.0mg／L，地层水为NaHCO3型。

1.6 温度与压力系统

王集油田东区属正常温度、压力系统。油层埋深一般在1200～1500m，油藏温度在61.0～73.9℃，原始地层压力在11.13～14.61MPa。

1.7 开发概况

王集油田东区1987年开始利用天然能量进行常规开采试验，1989年进行了注采井网调整，以300m不均匀三角形井网开发，1990年9月开始注水开采，其后（1995、1997年）又进行过局部井网完善调整。截至2012年10月王集油田东区可采储量采出程度为59.58%，地质储量采出程度为15.11%，综合含水率为90.22%。该区块地质储量采出程度相对较低，后期挖潜潜力较大。

1.8 王集油田东区开发中存在的问题

王集油田东区受地质构造和储集层特征因素影响，在水驱开发过程中主要存在着油藏平面、纵向矛盾突出，注水方向性强，平面受效不均匀，注入水沿一定方向舌进，纵向上多层段开采，注入水沿高渗透层段突进，含水上升快，水淹严重，构造上倾部位油井受效差，注入水波及效果差，亟待进一步挖潜剩余油，改善开发效果。

2 聚合物凝胶微球调驱技术特点及原理

2.1 聚合物凝胶微球调驱技术的特点

聚合物凝胶微球是在地面合成的一种聚合物凝胶小球，其特性表现为初始具有纳、微米级的尺寸，凝胶小球数量庞大，水中分散性好。同时能在一定的地层压差下发生弹性变形通过地层喉道。室内试验结果表明聚合物凝胶微球在岩心中运移具有很高的阻力系数和残余阻力系数，储集层非均质性越高，提高采收率的幅度也越大［4～7］。由于聚合物在地面环境合成，避免了常规凝胶调驱剂在地层环境下成胶差或者不成胶的缺点。聚合物凝胶微球在注入的过程中是以水中分散的形式存在的，悬浮性好，注入时溶液黏度低，不需要专门的注入设备，注入工艺简单。

2.2 聚合物凝胶微球调驱技术原理

水驱油藏采收率主要受注入水的波及体积和洗油效率的影响，然而对于非均质油藏，因其层间和层内非均质性的影响，尤其是高含水开发后期，地层中优势水窜通道的形成，导致水驱波及效率低下，注入水沿高渗透层带突进明显，油井含水率快速上升，油井低采出程度下过早水淹。因此改善油藏非均质性，促使注入水流动方向改变，提高注入水波及体积是提高油藏采收率的有效方法［8，9］。聚合物凝胶微球调驱技术是利用其初始尺寸小，水中分散性好，能够注入到地层深部，进入地层的聚合物凝胶微球吸水膨胀后，通过架桥作用封堵地层大孔道和高渗透层，促使注入水在地层深部转向相对低渗层带，启动低渗透带的剩余油。当地层压差继续上升后，便可利用其自身弹性变形能力，突破地层孔喉继续向前推进，并驱替孔喉中的剩余油，当其继续推进至下一个较窄的孔喉处，再次实现架桥封堵，从而实现深部逐级调驱提高原油采收率的目的。

3 矿场试验及效果分析

3.1 试验选井分析

在王集油田东区选取了一个具有代表性的井组——王32井组。王32井是王集油田东区的一口注水井，注水层位为的1层，的1、2层，对应油井分别为王28井、王30井、王63井和王311井。王32井组油层数据及油、水井对应关系见表1、2。

王32井层间渗透率最低为0.06D，最高为0.296D。由于层间非均质性严重，导致吸水剖面差异大，的1层吸水好，其余层吸水能力较弱。

表1 王32井组油、水井对应关系

表2 王32井组油层数据

3.2 试验方案设计思路

3.2.1 聚合物微球粒径选择

根据J.Kozeny公式，地层孔喉半径与地层渗透率、孔隙度有如下关系：

根据式（1）计算试验井组的地层孔喉半径结果如表3所示。由表3可以看出，试验井组地层平均孔喉半径分布在2～5μm，试验选取聚合物凝胶微球初始尺寸在0.020～2μm之间，粒度中值在0.2μm。根据室内试验评价结果，选取的聚合物凝胶微球在油藏温度66℃环境下，水化膨胀30d后的平均粒径尺寸在20μm左右。根据 “三分之一架桥”理论，选取的聚合物凝胶微球能够满足封堵大孔道的目的。

表3 王32井组小层及东区孔喉半径计算结果

3.2.2 采用两段塞注入工艺设计

王集油田东区储集层渗透率主要以大孔道为主，为了实现对油层大孔道的封堵，同时满足聚合物凝胶微球的深部注入，实现对油层深部调驱的目的，试验中设计2个不同质量浓度注入段塞，第1段塞采用小剂量高质量浓度的聚合物凝胶微球，设计质量浓度为3000mg／L，主要目的是封堵水窜优势通道和高渗层带。第2段塞采用大剂量低质量浓度的聚合物凝胶微球，设计段塞质量浓度为2000mg／L，主要是进入到油层深部，实现对油层深部逐级调驱的目的。

3.2.3 采用撬装设备在线注入工艺，降低调驱成本

聚合物凝胶微球具有受外部环境影响小，水中分散性好，注入黏度低的特点。注入工艺上采用撬装设备连接在注水管线上，随注入水在线混合注入。工艺操作简单，无需专门建站，操作成本相对较低。

3.3 井组试验效果分析

王32井2010年2月24日开始注入聚合物凝胶微球第1段塞，4月25日注入第2段塞，8月26日完成全部段塞的注入。设计注入聚合物凝胶微球30.9t，实际注入聚合物凝胶微球31.9t。为了评价试验效果，对该井组进行了长达1.5a的动态产状变化跟踪。调驱效果主要表现在以下几个方面。

3.3.1 注水压力升高，地层充满度增加

图1 王32井调驱前后井口90min压降曲线

王32井开始注入聚合物凝胶微球后，井口注入压力缓慢上升，从注入前的6.1MPa逐步缓慢上升至13.1MPa，注入压力增加了7MPa。同时分别测取了王32井注入聚合物凝胶微球前后的井口90min压降曲线，注入聚合物凝胶微球后，井口90min压降曲线明显变缓，如图1所示。

这是由于聚合物凝胶微球进入地层后吸水膨胀，并通过架桥作用对地层高渗透层带产生了封堵作用，注入水被迫转入低渗透层带，宏观表现为井口注入压力上升，井口90min压降曲线明显变缓，地层充满度增加。井口注入压力逐步缓慢上升也说明聚合物凝胶微球具有很好的注入性，能够进入地层深部。

3.3.2 吸水剖面改善，中低渗层启动

注入聚合物凝胶微球前、后分别采用同位素测井方法对王32井注水层吸水剖面进行了监测，监测结果如图2所示。在注入聚合物凝胶微球前主力吸水层为的1层，的1层、的2层为相对低渗层，吸水较差（图2（a））。注入聚合物凝胶微球后，强吸水层的1层吸水得到了抑制，相对低渗层的1层、的2层得到了启动（图2（b）、（c）、（d））。

3.3.3 油藏平面上实现液流转向

根据王集油田储集层特征分析，主要物源方向为北东方向，平面上北东方向物性相对较好，因此注入水易沿此方向单向受效，调驱前王32井注入水主要沿的1层向王28井、王30井方向窜流。王32井组调驱前后对应油井产状对比情况见表4。

图2 王32井聚合物凝胶微球调驱前（a）、后（b）、（c）、（d）历次吸水剖面测试结果

表4 王32井组调驱前后对应油井产状对比

从表4中的数据可以看出，注入聚合物凝胶微球后水窜优势通道方向上的2口井（王28井、王30井）产液量有所下降，注水受效较差的2口井（王63井、王311井）产液量有所上升，同时对应的4口油井含水不同程度的下降。说明注入的聚合物凝胶微球在平面上封堵了高渗透层带，促使了注入水在油藏平面上实现了转向，起到了扩大波及体积的作用。

3.3.4 王32井注入聚合物微球后，对应油井逐步见效

王32井对应了王28井、王30井、王311井、王63井4口油井。从动态产状变化来看，王32井2010年2月24日开始注入聚合物凝胶微球，对应油井王30井和王311井在3月底开始逐步见效，日产油上升，含水率开始下降。对应油井王28井和王63井分别在5月份前后开始见效，日产油上升，含水率开始下降。从动态分析结果来看，首先见效的油井也是平面实现液流转向方向上的2口油井，井组调驱前后液流变化情况见图3。

图3 王32井对应油井平面受效对比图示意图

对应油井依次见效也表明，水井与油井间的优势水窜通道被封堵后，注入水被迫进入低渗透层，启动了低渗透层的剩余油，使得对应油井产油量上升，产水量得以抑制。截至2012年8月30日，王32井对应4口油井累计增油863.4t，累计降水124937m3。

4 结论与认识

1）通过向地层中注入聚合物凝胶微球，井组注水压力显著上升，地层充满度增加，水窜优势通道有效封堵，平面上实现液流转向，注水井吸水剖面得以改善，低渗透层有效启动，起到了扩大波及体积，改善油藏开发效果的目的。

2）聚合物凝胶微球配制过程简单，水中分散性好，注入黏度低，可实现在线注入，调驱措施成本低。

3）聚合物凝胶微球深部调驱技术是油田高含水开发后期进一步挖潜剩余油的有效方法，下步建议多井组联合实施调驱试验，以进一步验证聚合物凝胶微球深部调驱技术的适应性及经济效益。

本文为中石化河南油田科技攻关项目（2009046）的产出论文。

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