长庆油田低渗透油藏聚合物微球深部调驱工艺参数优化

贾玉琴， 郑明科， 杨海恩， 周广卿

(1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710018)

长庆油田开发较早的三叠系低渗透油藏已进入中高含水期，开发矛盾日益凸显，产量递减控制难度逐年加大，常规的聚合物驱技术因深部调驱能力不足而难以有效提高油田最终采收率，且存在聚合物线性高分子应用油层渗透率下限高(100 mD)、耐盐性差和抗剪切性差等问题[1-14]。为此，长庆油田以深部调驱扩大波及体积为主要目标，开展了低渗透油藏聚合物微球深部调驱技术研究与现场试验。聚合物微球调驱技术在我国胜利、中原、华北等油田有一定规模的现场应用，并取得了较好的增产效果[15-19]。2010年起，长庆油田在16口井先后开展了特低渗油藏聚合物微球深部调驱先导试验，并取得了良好效果，试验区油井产量自然递减率降低3百分点，含水上升率下降2百分点，但部分井采出程度低，裂缝见水。因此，为进一步提升增产效果，长庆油田开展了聚合物微球粒径与储层匹配研究及注入工艺参数优化，形成了不同含水阶段聚合物微球深部调驱注入工艺参数及段塞组合，并在该油田43口井进行了现场应用，取得了较好的增产效果，产量递减率得到了有效控制，为低渗特低渗油藏的高效开发提供了技术支撑。

1　聚合物微球粒径匹配性试验

现场试验发现，聚合物微球粒径过大无法进入储层深部，而粒径太小又不能对储层进行有效封堵，因此聚合物微球与储层孔喉、裂缝的配伍性极为重要[20-24]。为此，围绕深部调驱机理，进行了长庆油田3个开发阶段(低含水阶段(含水率为0～20%)、中含水阶段(含水率为20%～60%)、高含水阶段(含水率为60%～90%))条件下的聚合物微球粒径与储层匹配性室内评价试验，即在给定注入速度、注入浓度、注入量、注入方式及注入时机的条件下，利用单填砂管模型进行3种粒径聚合物微球溶液封堵试验，分析不同粒径聚合物微球在不同含水阶段的封堵效果，并对不同含水阶段调驱的微球粒径进行优选。

1.1　试验条件及步骤

1.1.1试验条件

1) 物理模型：填砂管尺寸为φ38 mm×300 mm，渗透率为50 mD。

2) 试验用油：煤油。

3) 试验用液：浓度为5 000 mg/L的粒径分别为5，10和20 μm的3种通过反相乳液聚合制备的微球溶液。

4) 试验用水：饱和用水为模拟长6油藏地层水，其矿化度为53 219.57 mg/L；岩心驱替用水为模拟污水，其矿化度为106 439.14 mg/L。

5) 试验温度：依据长6油藏温度，设定为55 ℃。

6) 试验仪器：恒温箱、恒速恒压泵、中间容器、填砂管、压力表和产液计量管。

1.1.2试验步骤

填砂管用粗、中、细3种不同粒径石英砂按体积比1∶1∶1填制而成，然后饱和模拟地层水，计算其孔隙度；将饱和好模拟地层水的填砂管放置在恒温箱内(55 ℃)，测填砂管渗透率；用油驱填砂管，至填砂管出口端不出水为止，确定原始含油饱和度；按2 mL/min的驱替速度水驱填砂管至出口端含水率达到10%，40%和75%；分别将粒径为5，10和20 μm的聚合物微球溶液按2 mL/min的注入速度进行调驱，注入量均为0.5倍孔隙体积，记录调驱过程中注入压力的变化；再按2 mL/min的驱替速度进行后续水驱，记录后续注入压力的变化，并计算不同含水阶段3种微球调驱后的封堵率和采收率。

1.2　试验结果分析

通过填制20组单填砂管进行不同聚合物微球粒径体系与不同含水阶段配伍性试验。其中填砂管渗透率为40.63～64.81 mD，平均渗透率为41.51 mD，平均孔隙度为13.21%，平均原始含油饱和度为75.27%。

1.2.1低含水阶段微球粒径匹配试验结果

低含水阶段注φ5，φ10和φ20 μm微球及后续水驱过程中注入压力的变化情况见图1。

图1　低含水阶段注不同粒径微球及后续水驱过程中的注入压力变化曲线Fig.1　Changes in pressures during injection of microspheres with different particle sizes and subsequent water flooding in low water cut stage

从图1可以看出：

1) 注φ5 μm微球，微球封堵大孔道，注入压力缓慢增大；转为水驱后，微球溶液被稀释，部分微球随转向的水流进入次级孔道进行封堵，注入压力继续上升，但上升幅度有限。

2) 注φ10 μm微球，微球在砂管入口端对大孔道进行封堵，注入压力快速增大；转为水驱后，微球不易进入次级孔道进行封堵，注入压力基本不发生变化。

3) 注φ20 μm微球，微球预膨胀后很难进入大孔道，同时溶液中微球颗粒浓度太低，注入压力没有明显的变化；后续水驱压力变化也不明显，表明φ20 μm微球的封堵效果较差。

计算低含水阶段3种粒径微球调驱后的封堵率和采收率，结果如图2所示。

图2　低含水阶段注不同粒径微球调驱后的封堵率和采收率Fig.2　Plugging rates and recovery rates during the injection of microspheres with different particle sizes in low water cut stage

从图2可以看出，低含水阶段φ5 μm微球的封堵效果(封堵率为81.5%)和驱油效果(采收率为75.0%)明显优于φ10和φ20 μm微球，因此低含水阶段优选φ5 μm微球进行调驱。

1.2.2中含水阶段微球粒径匹配试验结果

中含水阶段注φ5，φ10和φ20 μm微球及后续水驱过程中注入压力的变化情况如图3所示。

从图3可以看出：

1) 注φ5 μm微球，注入压力缓慢增大；转为水驱后，部分微球进入次级孔道，对其进行封堵，注入压力继续上升，但上升幅度有限。

2) 注φ10 μm微球，微球在砂管端口附近对大孔道进行封堵，注入压力快速增长；转为水驱后，由于填砂管经过较长时间冲刷，次级孔道比较发育，有少数微球进入次级孔道进行封堵，因此注入压力略有增长。

3) 注φ20 μm微球，微球预膨胀后粒径变大，溶液中微球颗粒浓度太小，导致注入压力没有明显的变化；转为水驱后注入压力变化也不明显，表明φ20 μm微球很难形成有效封堵。

图3　中含水阶段注不同粒径微球及后续水驱过程中注入压力变化曲线Fig.3　Changes in pressures during injection of microspheres with different particle sizes and subsequent water flooding in medium water cut stage

计算中含水阶段3种粒径微球调驱后的封堵率和采收率，结果如图4所示。

图4　中含水阶段不同粒径微球调驱后的封堵率和采收率Fig.4　Plugging rates and recovery rates of microspheres with different particle sizes in medium water cut stage

从图4可以看出，中含水阶段φ5 μm微球的封堵效果(封堵率为80.2%)和驱油效果(采收率为75.1%)优于φ10和φ20 μm微球，因此中含水阶段仍然优选φ5 μm的微球进行调驱。

1.2.3高含水阶段微球粒径匹配试验结果

高含水阶段注φ5，φ10和φ20 μm微球及后续水驱过程中注入压力的变化情况如图5所示。

从图5可以看出：

1) 注φ5 μm微球，填砂管由于经过长时间水驱冲刷，大孔道发育，注入压力增长变缓，对大孔道封堵能力变弱；转为水驱后，部分微球随后续水流改向进入次级孔道，由于次级孔道也较发育，因此注入压力略有增大。

图5　高含水阶段注不同粒径微球及后续水驱过程中注入压力变化曲线Fig.5　Changes in pressures during the injection of microspheres with different particle sizes and subsequent water flooding in high water cut stage

2) 注10 μm微球，微球在填砂管端口附近对大孔道进行封堵，注入压力快速增长；转为水驱后，由于填砂管经过长时间冲刷，次级孔道比较发育，部分微球进入次级孔道进行封堵，因此相对于低、中含水阶段，高含水阶段注φ10 μm微球后续水驱注入压力增长较明显。

3) 注φ20 μm微球，微球预膨胀后粒径太大，颗粒浓度较低，注入压力没有明显变化；后续水驱压力变化也不明显，表明φ20 μm微球很难封堵高渗层。

计算高含水阶段3种粒径微球调驱后的封堵率和采收率，结果如图6所示。

图6　高含水阶段不同粒径微球调驱后的封堵率和采收率Fig.6　Plugging rates and recovery rates of microspheres with different particle sizes in high water cut stage

从图6可以看出，高含水阶段注φ10 μm微球的封堵效果(封堵率为78.3%)和驱油效果(采收率为74.2%)优于φ5和φ20 μm微球，因此高含水阶段优选φ10 μm微球进行调驱。

2　注入工艺参数优化试验

在聚合物微球粒径匹配试验的基础上，分别填制9组平行填砂管，在低、中、高含水阶段条件下进行聚合物微球体系注入工艺参数优化试验，对比分析不同注入浓度、注入量的聚合物微球体系在不同含水阶段的封堵率和采收率提高率，优选出不同含水阶段所适用的聚合物微球注入浓度和注入量。

2.1　试验条件及步骤

2.1.1试验条件

1) 物理模型：双平行填砂管尺寸均为φ38 mm×300 mm，低渗填砂管渗透率约为40 mD，高渗填砂管渗透率约为100 mD。

2) 试验用油：煤油。

3) 试验用液：在微球粒径匹配试验的基础上，用匹配的微球配置成9组不同浓度和不同注入量的微球溶液。

4) 试验用水：饱和用水为模拟地层水，其矿化度为53 219.57 mg/L；岩心驱替用水为模拟污水，其矿化度为106 439.14 mg/L。

5) 试验温度：55 ℃。

6) 试验仪器：恒温箱、恒速恒压泵、中间容器、填砂管、压力表和产液计量管。

2.1.2试验步骤

先将2支填砂管饱和模拟地层水，测量各自的孔隙度及孔隙体积，然后放置在恒温箱内(55 ℃)，测量高、低渗填砂管渗透率；分别对2支填砂管饱和油至填砂管出口端不出水为止，确定2支填砂管的原始含油饱和度；按2 mL/min驱替速度水驱至高渗填砂管出口端含水率达到10%，40%和75%；将聚合物微球体系按照不同浓度(即2 000，5 000和7 000 mg/L)不同注入量(即0.3，0.5和0.8倍孔隙体积)进行调驱，注入速度为2 mL/min，记录调驱过程中注入压力的变化；然后再按2 mL/min的驱替速度继续水驱，记录后续水驱稳定压力，分别计算不同浓度、不同注入量的聚合物微球调驱后对高渗管的封堵率和2支填砂管各自的最终采收率。

2.2　试验结果分析

2.2.1低含水阶段

低含水阶段φ5 μm微球注入量和浓度对封堵率和采收率提高率的影响试验结果见图7。从图7可以看出，填砂管出口刚见水时，水驱采收率较小，这个阶段高浓度微球快速封堵主见水通道，迫使水流转向低渗区域，从而防止含水率快速上升，提高采收率。随着微球注入量的增加，封堵效果和提高采收率的效果变得更好，但增加幅度不明显。考虑经济因素，最终选用浓度为7 000 mg/L,注入量为0.3倍孔隙体积(其封堵率可达77.0%，采收率相对于单纯水驱可提高25.5%)。

图7　低含水阶段φ5 μm微球注入量和浓度对封堵率和采收率提高率的影响Fig.7　Impacts of the injection volumes and concentrations of the 5μm microsphere on the plugging rates and recovery rates in the low water cut stage

2.2.2中含水阶段

中含水阶段φ5 μm微球注入量和浓度对封堵率和采收率提高率的影响试验结果见图8。中含水阶段由于含水率较高，注入微球的主要目的是封堵大孔道，以提高采收率。从图8可以看出，由于低浓度微球溶液能量累积较慢，封堵用时过长，而高浓度微球虽然封堵较快，但提高采收率的效果并不明显，中浓度微球克服了前两者的弊端。因此选用浓度为5 000 mg/L,注入量为0.5倍孔隙体积(其封堵率可达76.3%，采收率相对于单纯水驱可提高26.0%)。

2.2.3高含水阶段

高含水阶段φ10 μm微球注入量和浓度对封堵率和采收率提高率的影响试验结果见图9。高含水阶段注入微球的主要目的是提高水驱波及体积，尽可能多地驱出剩余油。从图9可以看出，低浓度微球溶液能量累积较慢，封堵用时过长，而高浓度微球虽然封堵较快，但提高采收率的效果不明显，中浓度微球克服了两者的弊端。因此选用浓度为5 000 mg/L，注入量为0.5倍孔隙体积(其封堵率可达74.7%，采收率相对于单纯水驱可提高19.2%)。

图8　中含水阶段φ5 μm微球注入量和浓度对封堵率和采收率提高率的影响Fig.8　Impacts of the injection volumes and concentrations of the 5μm microsphere on the plugging rates and recovery rates in the medium water cut stage

图9　高含水阶段φ10 μm微球注入量和浓度对封堵率和采收率提高率的影响Fig.9　Impacts of the injection volumes and concentrations of the 10μm microsphere on the plugging rates and recovery rates in the high water cut stage

3　调驱体系段塞组合优化

在微球粒径匹配的基础上，对低、中、高含水阶段的单填砂管分别注入匹配的微球，模拟现场单注；将3个含水阶段的平行填砂管并联并合注微球，模拟现场配水间的集合注。

3.1　试验条件及步骤

3.1.1试验条件

1) 物理模型：应用单填砂管和3组并联平行填砂管，尺寸均为φ25 mm×500 mm，渗透率均为50 mD。

2) 试验用油：煤油。

3) 试验用液：55 ℃条件下预膨胀5 d的φ5和φ10 μm微球溶液，浓度为5 000 mg/L。

4) 试验用水：饱和模拟用水为人工合成的盐水，矿化度为53 219.57 mg/L，岩心驱替用水为模拟污水，矿化度为106 439.14 mg/L。

5) 试验温度：55 ℃。

6) 试验仪器：恒温箱、恒速恒压泵、中间容器、填砂管、压力表和产液计量管。

3.1.2试验步骤

先将填砂管饱和人工合成盐水，测量孔隙度及孔隙体积；然后将填砂管放置在恒温箱内(55 ℃)；测量填砂管渗透率；饱和油至填砂管出口端不出水为止，确定原始含油饱和度；3组单填砂管按2 mL/min的驱替速度水驱至出口端含水率分别为10%，40%和75%；将低、中、高含水阶段(含水率分别为10%，40%和75%)所对应的最佳粒径微球溶液以2 mL/min速度注入3组单填砂管，水驱至含水率达95%以上，记录调驱过程中注入压力的变化和最终单填砂管的封堵率和采收率；将3组并联平行填砂管分别水驱至低、中、高含水阶段，再将5 μm微球以2 mL/min速度注入3组并联平行填砂管中，水驱至含水率达95%以上，记录调驱过程中注入压力的变化和最终合注φ5 μm微球的封堵率和采收率；同理将3组并联平行填砂管分别水驱至低、中、高含水阶段，再将φ10 μm微球以2 mL/min速度注入3组并联平行填砂管中，水驱至含水率达95%以上，记录调驱过程中压力的变化和最终合注φ10 μm微球的封堵率和采收率。

3.2　试验结果分析

单注和集合注微球调驱过程的注入压力变化如图10所示。从图10可以看出：单注过程中，微球封堵大孔道，注入压力缓慢上升；转为水驱后，微球溶液被稀释，部分微球随转向的水流进入次级孔道进行封堵，因此注入压力继续上升；由于后续缺少微球的供给，注入压力上升受限。合注φ5 μm微球，微球优先进入高含水的砂管，对大孔道进行封堵，随着注入压力的上升，部分微球随转向的水流进入低、中含水的砂管，对低含水砂管的大孔道进行封堵，因此转为水驱后注入压力继续上升；但由于后续缺少微球的供给，注入压力上升受限。合注φ10 μm微球，微球快速对高含水的砂管的大孔道进行封堵，注入压力迅速上升，随后部分微球转向进入低、中含水的砂管，对低、中含水砂管的大孔道端面进行封堵，转为水驱后注入压力几乎不再上升。

图10　单注和集合注微球调驱过程中的注入压力变化曲线Fig.10　Pressure variations during injection of microspheres individually and aggregately

单注和集合注微球的封堵率及采收率对比如图11所示。单注的调驱效果(封堵率为78.3%～81.5%，采收率为74.3%～77.5%)明显优于集合注(封堵率为75.5%～76.9%，采收率为70.2%～71.7%)。由于合注φ5 μm微球可以进入低、中含水填砂管的深部，进行深部调驱，因此其采收率大于合注10 μm微球的采收率。而合注φ10 μm微球可以快速对高含水填砂管大孔道和低、中含水填砂管端口进行封堵，因此其封堵率大于合注φ5 μm微球的封堵率。

图11　单注和集合注微球的封堵率和采收率Fig.11　Plugging rates and recovery rates during injection of microspheres individually and aggregately

4　现场应用

自2014年至今，聚合物微球调驱技术在安塞、西峰、靖安和姬塬等油田的43口井进行了现场应用，结果表明，油气井产量自然递减率平均降低3.0百分点以上，含水上升率平均降低2.2百分点，累计增油16 000 t以上，累计降水21 400 m3。其中，该技术在姬塬油田B102区块连片5井组的应用效果较好。

姬塬油田B102区块为低孔、低渗油藏，储层非均质性差，单井产量低，综合含水率为53.5%，油井见水早且呈多向性，裂缝见水明显。根据室内工艺参数优化结果，对该区块进行了φ5 μm微球单注调驱，单井注入浓度3 000 mg/L，注入量3 300 m3，1个月后油井出现明显增油降水效果，单井产油量由2.5 t/d上升至2.7 t/d，含水率由40.8%下降至35.8%。截至2017年3月底，该区块累计增油906 t，累计降水1 039 m3，目前还在持续见效中(见图12)。

图12　B102区块5井组微球调驱开采曲线Fig.12　Microspheres displacement recovery curves for Well Group 5 in the B102 Block

5　结论与建议

1) 微裂缝发育的低渗透油藏在进行深部调驱时，低含水和中含水阶段选用φ5 μm微球、高含水阶段选用φ10 μm微球的封堵效果好，提高采收率效果显著。

2) 室内试验结果表明，对于微裂缝发育的低渗透油藏，在低含水阶段，φ5 μm微球溶液的最优注入浓度和注入量分别为7 000 mg/L和0.3倍孔隙体积；在中含水阶段，φ5 μm微球溶液的最优注入浓度和注入量分别为5 000 mg/L和0.5倍孔隙体积；在高含水阶段，φ10 μm微球溶液的最优注入浓度和注入量分别为5 000 mg/L和0.5倍孔隙体积。

3) 现场应用表明，聚合物微球深部调驱技术能显著提高低渗透油藏的采收率，降低含水率，能起到良好的增油降水效果。对水驱动用程度不同的非均质油藏，采用低浓度长段塞组合调驱体系可有效提高大孔道的封堵率，从而进一步提高原油采收率。

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