特低渗油藏大剂量微球深部调驱提高采收率技术实践

沈焕文，王治国，王碧涛，陈建宏，郭文娟，李娟

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

长庆特低渗透油藏属典型的“低压、低渗、低产”特征，从岩心相渗规律看，油层束缚水饱和度为37.1%，两相流饱和度区间较窄，仅为26%，含水饱和度超过40%后水相渗流快速增加，油相渗流急速下降，平均无水驱油效率为20.7%，含水率达95%时水驱油效率为31.9%，最终水驱油效率仅为43%。从矿场实践开发规律看，早期通过注水有效补充了地层能量、扩大了波及效率，但进入中高含水阶段后，即综合含水率突破40%后，受储层非均质性强、天然微裂缝及动态缝等开启影响，注水沿原水驱优势通道突进、注水无效循环加剧，油井含水上升速度加快，采油速度大幅下降，产量递减增大，控水稳油难度加大，导致最终采收率低，开发规律与岩心相渗曲线特征一致。

因此，长庆特低渗油藏中高含水阶段如何控制含水上升速度是确保油藏持续稳产以及提高最终采收率的重中之重。而聚合物微球调驱技术具有初始粒径小、吸水膨胀、弹性形变能力，易运移到地层深部，实现逐级深部调驱特点，进而扩大注水波及体积[1-3]。本文根据油藏开发矛盾结合微球调驱特点，开展PV 级微球大剂量深部调驱试验，历经三年多现场试验，在改善驱替、降水增油及提高采收率方面取得显著效果。

1 特低渗油藏中高含水期开发矛盾

1.1 驱替状况变差

1.1.1 平面动态裂缝开启 特低渗油藏天然裂缝较发育，动态裂缝受现今地应力场控制，油藏注水开发进入中后期，注水压力持续升高，井底压力接近或超过地层破裂压力，加大了储层非均质性，导致水平应力场“均一化”，多方向裂缝开启，导致采油井多方向性见水增加，如A 区块数理统计Δp（井底压力-地层破裂压力）与含水上升幅度呈正相关关系，当井口注水压力超过12 MPa，井底压力大于地层破裂压力，地层动态裂缝开启，油井含水上升幅度超过15%。

1.1.2 剖面吸水变差 受储层非均质性及微裂缝影响，随着注水时间延长，吸水不均比例增加，统计表明（表1），吸水均匀比例由低含水期的51.6%下降至中高含水期的32.6%，小层不吸水及吸水不均的比例逐步增加，由低含水期的48.4%上升至中高含水期的67.4%，导致注水沿着高渗带单向突进特征愈加明显，油井含水上升速度加快，水驱油效率下降。

表1 特低渗A 油藏不同含水阶段吸水剖面吸水方式变化对比表

1.2 常规注水剩余油挖潜难度大

从中高含水期同一井组不同方向、不同井距部署实施4 口检查井岩心描述结果看（表2），随着采出程度增加，平面不均匀驱替特征明显，不同井距、不同方向水洗程度不同，平面剩余油主要富集在油藏深部的井间三角区、注水未波及区，依靠水驱进一步提高波及有限；纵向上，以中强水洗为主，水洗程度达75.1%，未水洗仅为24.9%，剩余油主要分布在储层物性差的层段、隔夹层遮挡部位，但储层改造容易造成注水沟通动用难度大。

表2 特低渗A 油藏不同方向检查井岩心描述水洗程度统计表

2 大剂量微球深部调驱技术实践

2.1 技术机理及方案设计

2.1.1 技术机理 深部调驱的核心在于提高注入水波及体积，封堵高渗层或裂缝等优势窜流通道，启动低渗部分未动用的剩余油，控制注水开发过程中含水上升速度，提高最终采收率。微球驱微观上纳米粒径微球进入孔隙后滞留，使液固界面分子作用力更强，启动压力更大，从而降低渗透率，宏观上储层内比表面积增大，渗透率降低，从而达到提高微观波及体积的同时提高驱油效率。

2.1.2 方案设计 根据特低渗油藏的储层特征结合室内实验分析效果，特低渗A 油藏喉道主要分布在1 μm以下，为了满足良好的注入性，匹配粒径应该小于100 nm，为能够运移到多孔介质的大部分孔道中，更容易滞留在地层，现场方案设计采取大剂量、小粒径、低浓度、长周期的注入方式，总注入量设计为0.3 PV，粒径WQ50 nm，注入浓度为1 500 mg/L。试验区16 个井组于2018 年9 月开始注入，目前完成方案设计注入量的54.2%。

2.2 现场应用效果

2.2.1 注入参数趋于合理 从井组综合开采生产曲线看，大剂量微球深部调驱井组动态变化分见效期、变差期、稳定期、提升期四个阶段，注入初期见效期，注采比2.22，压力保持水平115.2%，微球对近井地带注水未驱替的剩余油进行驱替，见效特征显著，随地层能量上升达到118.9%时，地层微裂缝开启，降水效果变差，通过注入速度、注采比优化调整，地层能量稳中下降，降水效果进一步提升。矿场效果认为一是注水政策要根据生产动态适时优化调整；二是合理的压力保持水平是保证效果的基础，认为合理的压力保持水平在110%左右，注采比1.6 左右。

同时，为进一步扩大地层深部波及体积，在注水政策优化基础上，开展注入浓度优化调整，微球浓度由1 500 mg/L 调整到1 000 mg/L，调驱效果更加显著（表3），见效比例由76.1%上升到86.4%，月度递减率、含水上升幅度指标大幅下降，降水增油效果进一步提升。

表3 特低渗A 油藏大剂量微球深部调驱注入政策及注入参数调整历程表

2.2.2 水驱状况得到改善 从吸水剖面统计表明，低渗层段吸水比例由32.1%上升到47.9%，高渗层段吸水形态由尖峰状/指状吸水变均匀，吸水强度由3.21 m3/d·m下降到1.75 m3/d·m，注水单向突进现象得到控制，说明微球对低渗层段剩余油进行驱替动用，对高渗出水层段进行封堵。从注水井压降试井解释表明，地层有效渗透率由15.8 mD 下降至7.7 mD，裂缝半长由134 m 下降至89 m，说明微球对长期注水形成的动态微裂缝形成一定封堵，改善了油层深部水驱状况。

同时，针对注采连通性较差的低渗层段开展配套补孔分注措施，5 口可对比井吸水厚度由7.8 m 上升到10.32 m，低渗层段开始参与吸水，整体水驱储量动用程度由51.2%上升到68.5%，有效驱替了低渗层段剩余油。

2.2.3 控水稳油效果显著 从2018 年9 月开始注入至目前，已持续有效三年以上，注入2.2 个月后见效，油井见效比例达85.6%，其中净增油型占比33.4%，控水降递减型占比52.2%，两项指标大幅度下降，年对年自然递减由注入前的14.98%下降到2021 年的0.23%，含水上升率由4.5%下降到-2.1%，达到了改善水驱的效果。

2.2.4 提高采收率明显 根据产量递减法预测对比，实施微球驱实际采油速度较常规水驱递减采油速度提高0.38%，阶段累计增油达到1.85×104t，阶段累计降水2.32×104m3，井组综合含水率与采出程度关系曲线大幅度向右偏移，提高采收率趋势良好，预测增加可采储量15.71×104t，采收率提高3.5%。

3 取得认识

（1）大剂量微球深部调驱技术对中高含水期油藏控水降递减、改善水驱效果显著，有效提升了低渗区、低渗层的驱替效果和波及体积，预测采收率提高3%～5%。

（2）合理的地层能量是保证长期效果的基础。认为合理的压力保持水平在110%左右，注采比1.6 左右，能够控制含水上升速度且避免动态裂缝开启。

（3）注入参数要适时动态调整。在注水政策适时优化调整基础上，要配套对微球驱注入粒径、注入浓度等进行优化，进一步扩大波及体积。

（4）技术组合拳是提升效果方向。在层内分注基础上开展微球深部调驱进一步驱替了低渗层段剩余油，水驱动用程度由51.2%上升到68.5%，下步结合特低渗油藏储层特征，持续开展层内/层间分注+微球驱、周期注水+微球驱等技术组合拳试验，充分发挥特低渗储层的渗吸、驱替效果，进一步扩大波及体积和驱油效率。