纳米微球深部调驱技术在低渗透油藏的应用

安 然，李凯凯，陈世栋，朱向前，钱雄涛

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710000）

低渗透油藏由于储层物性差，进入中高含水期后，受储层非均质性以及注入水驱替冲刷的影响，局部区域水窜加剧、水淹井增多，注采调整及常规调剖治理手段有限[1，2]，大量剩余油富集在水线两侧难以有效采出。纳米微球深部调驱技术[3，4]以其粒径小、可形变、提压小、可依托注水系统集中实施的突出优势，近年来在长庆油田特低渗透油藏Ⅰ+Ⅱ类规模应用取得了较好的效果效益。胡A 区长4+5 油藏是典型的超低渗Ⅰ类油藏，作为胡尖山油田上产主力区块，开展纳米微球深部调驱适应性探索，进一步提高采出程度尤为必要。

1 油藏基本概况

胡A 区长4+5 油藏的主体位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部，整体呈东高西低的单斜构造。油藏埋深为2 140 m，平均油层厚度11.3 m，平均孔隙度12.0%，平均渗透率0.7×10-3μm2，纵向多套单砂体叠置，非均质性强，注入水沿高渗层段突进（剖面吸水不均占比27.8%），低渗层剩余油难动用；2017 年大规模加密后平面上存在NE45°、NE75°等多个见水方向，见水风险增加。2021 年通过优化注水政策、调剖调驱及措施挖潜等工作，含水上升趋势得到控制，开发形势趋于稳定，目前该区综合含水64.7%，采油速度0.65%，采出程度仅为9.27%。

2 纳米微球调驱机理及参数优化

2.1 纳米微球理化特征

采用反相微乳液聚合工艺，将水相聚合反应封闭在油相分散系的“微反应器”中，通过调整单体、引发剂配比来得到理想粒径的聚合物微球（见图1）。其特点是水化性能好，在水中可均匀分散，吸水膨胀后粒径可以扩大为原来的5～10 倍，其表面的活性亲油基团会吸附在岩石壁面的剩余油膜上，从而提高驱油效率。与常规聚合物材料相比具有注入性好、耐高温高盐、溶解性好等优点[5-7]。

图1 传统线性聚合物与微球结构对比图

2.2 纳米微球动用剩余油机理

2.2.1 粒径与储层渗透率匹配关系

根据该理论，注入微球优先进入大孔道中，遇水膨胀，表面积呈几何级数增长，造成渗透率大幅下降，孔道中水相渗流阻力显著提高，使注入水向小孔喉中运移，动用剩余油，能较好的解释目前大部分现场实践结果。以50 nm 粒径微球为例，假设1 m3、30.1%浓度微球溶液（有效含量25%）含有微球个数3.8×1015个，所有微球表面积可达到2.7×104m2（考虑3 倍膨胀）。

考虑1 m3的孔喉模型，孔喉半径在0.5～200 μm变化，则根据比表面积方程，可以计算微球驱前后渗透率比值随孔喉平均半径变化关系（见图2）。

图2 微球驱前后渗透率比值随孔喉平均半径变化曲线

由图2 可以看出：当储层孔喉均匀且很小时，由于自身表面积基数很大，微球增加的表面积并不能使渗透率降低太多或者是微球无法进入导致驱替前后渗透率变化不大；当大孔隙进入的微球较多，比表面积大大增加，能够较大幅度地降低渗透率。

2.2.2 液流转向机理 当驱替压力差小于毛细管内原油启动压力，即ΔP＜Pc时，原油不能从小毛细管内驱替出，从而形成剩余油，注入的水沿着大毛细管流动，注入水产生无效循环。注入聚合物微球在大毛细管中通过卡堵、架桥、叠加封堵等形式在孔喉处对水相产生物理阻挡，并产生附加压力Pn，由于附加压力和驱替压力的共同作用，即当ΔP-Pn＞Pc时，水相被强制从大毛细管绕流至小毛细管，形成液流转向，同时驱替出较小半径毛细管内的剩余油（见图3）。

图3 注入纳米微球前后水驱替变化示意图

未注入聚合物微球，即不存在聚合物微球表面沉积时，ΔP 可由达西定律得到：

通过分析可以看出，发生液流部分转向的临界力学条件可以表述为下式：

注入聚合物微球后，聚合物微球发生表面沉积，减少了渗流通道，导致渗透率降低为Kn，忽略横截面积和渗流长度的变化，那么附加渗流阻力Pn可以表示为：

其中Pc可以通过下式得到：

结合式（1）、（3）、（4）可得到液流转向的临界渗透率Kc为：

式中：Q-流量，cm3/s；A-横截面积，cm2；K-孔道原始渗透率，μm2；K-注入微球后孔道渗透率，μm2；Kc-临界渗透率，μm2；ΔP-渗流压差，Pa；Pc-毛管力，Pa；Pn-附件渗流阻力，Pa；μ-流体黏度，Pa·s；L-渗流长度，cm。

由式（5）可知，当聚合物微球发生表面沉积，导致大孔的渗透率降低，当渗透率降低到满足临界条件时，就会发生液流部分转向。进而可知，确定聚合物微球发生表面沉积后的渗透率是判断是否存在液流部分转向的关键，当K=0 时，液流完全转向（物理阻挡）；当K≤Kc时，液流部分转向。

3 矿场应用效果

2021 年3 月在胡A 油藏中部实施69 注195 采，设计微球粒径50 nm，浓度0.1%，单井注入量60 000 m3，同时针对裂缝发育、综合含水高的6 个井组采取“单井调剖+微球调驱”联作治理，实施后地层能量得到补充，老井含水上升趋势得到有效遏制[8，9]，日产油能力由76 t 上升到88 t，含水由69.2%下降到65.5%，拉动实施区域平均月度递减由2.01%下降到-2.31%，平均月度含水上升幅度由0.86%下降到-0.54%（见图4），整体主要表现为负递减见效特征，累计降递减增油3 123 t，目前持续有效；6 个“单井调剖+微球调驱”联作井组日产油能力由23 t 上升到27 t，含水由74.3%下降到66.5%，阶段递减由3.0%下降到-2.2%，含水上升幅度由1.60%下降到-0.98%（见图5），与单一微球阶段效果相比，具有见效快、见效比例高、单井组增油效果好等特点。

图4 胡A 油藏中部微球调驱产量预测曲线

图5 胡A 油藏中部6 个“单井调剖+微球”联作井组生产曲线

3.1 注入端指标变化

不同见效类型压力上升幅度不同：Ⅰ类净增油见效21 口，占比30.4%，平均注水压力上升幅度为0.6 MPa且稳定在6 个月以上；Ⅱ类降水见效33 口，占比47.8%，平均注水压力上升幅度为0.4 MPa；Ⅲ类效果不明显15 口，占比21.7%，平均注水压力变化不大。

水驱效果明显提升：实施后注水井剖面吸水厚度变化幅度不大、注水压力略有抬升，说明注入微球后深部优势通道被封堵，储层形成新的渗流场，整体注水压力有小幅上升，参与渗流孔喉增多，扩大了波及体积。实施后注水井平均PI 值上升0.5，注水压力平均上升仅0.4 MPa，可对比井压降曲线形态变缓，说明微球进入储层深处封堵，储层变得更“均质”。

3.2 不同含水率对油井见效的影响

通过对纳米微球调驱见效油井不同含水阶段见效情况分析（见表1），由表1 可以看出：相同微球粒径、浓度条件下，当含水率较高时即fw＞60%时，油井见效率普遍较高；当含水率fw≤30%时，见效井增油以提液为主；含水率fw＞30%见效井均表现出降含水主导作用。这是因为微球分散于水中膨胀，含水越高，微球越膨胀，比表面积越大，渗透率降的越多，故高含水阶段微球降含水作用突出。

表1 纳米微球调驱见效井分含水阶段统计表

4 结论及认识

（1）当纳米微球发生表面沉积，吸水膨胀后粒径可以扩大为原来的5～10 倍，使得大孔道内的渗流阻力增加、渗透率大幅降低，当高渗通道渗透率降低到临界条件Kc时，液流部分转向，扩大波及体积，启动低渗区域剩余油。

（2）相比常规调剖，纳米微球调驱后注水井剖面吸水厚度变化幅度不大，井口压力不会大幅增加，平均爬升压力0.4 MPa，基本满足目前注水系统压力爬升空间，且依托注水系统集中实施微球规模调驱，从施工、管理、效果效益均优于单点注入。

（3）从稳油控水效果来看，针对裂缝发育、综合含水高的井组采取先单井调剖后集中微球调驱治理，侧向油井受效明显，具有见效快、见效比例高、单井组增油效果好等特点。

（4）纳米微球井组见效与注水井压力存在对应关系，井口压力上升幅度：Ⅰ类增油见效＞Ⅱ类降递减见效＞Ⅲ类效果不明显。

（5）相同微球粒径、浓度条件下，当含水率fw＞60%时，油井见效率普遍较高；且含水率fw≤30%见效井增油以提液为主；含水率fw＞30%见效井均表现出降含水主导作用。