碎屑岩油藏聚合物微球调驱参数优化研究

王珂

中国石化西北油田分公司采油一厂 新疆 乌鲁木齐 830011

储层非均质性是碎屑岩油藏的基本特性。在水驱开发过程中，由于储层非均质性和油水流度比差异，注入水会优先进入高渗透层，造成其含油饱和度减小、水相渗透率增加，注入水渗流阻力减小，这将进一步增加高渗透层吸水量和采出程度，最终造成注入水在高渗透层中低效或无效循环，进而降低了中低渗透层波及程度，影响油藏水驱开发效果[1-2]。

为改善碎屑岩油藏注水开发效果，各油田主要应用了无机颗粒调剖、冻胶堵水等技术。无机颗粒堵剂粒径与孔喉直径的匹配关系对堵水效果影响非常关键，但储层的微观非均质性很难定量描述，室内研究与现场差异较大。冻胶类封堵能力强，但由于成胶时间短、冻胶强度大等特点，无论是在工艺上还是在经济上都不允许大剂量处理，因此仅能封堵近井地带，注入水很容易绕过近井封堵带进入高渗透带的水流通道，封堵效果差[3-4]。聚合物微球不仅可以通过在孔喉处架桥封堵，还可以通过挤压变形、破碎通过等机理实现在地层中的运移、封堵、再运移，是深部调驱的理想材料[5-7]。

1 微球调驱油藏选井分析

1.1 油藏筛选

调研已有实验和试验区的效果分析认为，对于实施聚合物微球调驱需要在以下几方面进行筛选：①聚合物微球的粒径和油藏孔隙裂缝孔喉的匹配；②试验井组的见水类型最好为孔隙裂缝型，不选持续高含水油井；③渗透率高、厚度大、渗透率变异系数大的目标油层优先；⑤注入质量浓度和注入体积需要实验室评价；⑥油藏温度、地层水矿化度对聚合物微球性能的影响需要实验评价。

1.2 储层匹配

聚合物微球是颗粒型调驱剂，但不能简单套用无机颗粒封堵的架桥理论。聚合物微球由于具有一定的黏弹性，可在孔喉处发生挤压变形，在多孔介质中的运移通过方式不同于常规的无机颗粒，可以在油层岩石孔隙中封堵、变形、运移。聚合物微球粒径为孔喉直径的0.6～1.5倍之间，注入性和封堵性能较好。

塔河油田A-2H区块平均孔隙度20.3%，渗透率70.5×10-3μm2，计算孔喉直径3.3μm。按照目标区块油层物性研发出初始粒径为2μm，膨胀度为300%的聚合物微球，膨胀后粒径最大粒径为6μm，能够达到聚合物微球注得进和深部运移封堵技术要求，见表1。

表1 不同注入工艺聚合物微球驱替试验压力变化结果

2 聚合物微球注入参数优化研究

2.1 实验仪器与方法

（1）实验模型选择

按照目标井组油层物性分别填制均质岩心，开展聚合物微球体系注入工艺参数优化实验，对比分析不同注入浓度下聚合物微球体系的采收率提高幅度，优选出适用的聚合物微球注入参数。

（2）材料与试剂

①实验用方形均质岩心，规格为300mm×45mm×45mm；

②实验用油为实验室配制模拟原油，110℃条件下黏度为0.9mPa·s；

③实验用水为塔河碎屑岩河道砂油藏模拟地层水，总矿化度为21×104mg/L；水型为CaCl2型，实验温度为110℃。

④按照目标井组物性特征匹配聚合物微球（粒径2μm，膨胀倍数2～3倍）。

（3）仪器与设备

实验仪器为高温高压驱替装置。主要包括：恒温箱，恒速恒压泵，高压中间容器，手动计量泵，产液计量管，真空泵，压力传感器、岩心夹持器、岩心抽空加压饱和装置。

（4）实验步骤

①将岩心称干重，抽真空6h后，饱和模拟地层水，称湿重并计算孔隙度；

②将岩心置于岩心夹持器中，加环压6MPa，并利用模拟地层水水测渗透率；

③饱和模拟原油至岩心出口端不出水为止，确定岩心的原始含油饱和度；

④以0.3mL/min的速度水驱至岩心出口端含水达到97%，计算水驱采收率；

⑤分别在不同注入浓度、注入速度和注入量条件下注入聚合物微球体系，后续水驱至岩心出口端含水98%以上，计算最终采收率，筛选出最佳工艺参数。

2.2 实验结果讨论

（1）注入浓度优选。固定聚合物微球注入量0.3PV，注入速度0.3mL/min，分别用模拟地层水配制不同浓度（2000mg/L、3000mg/L、4000mg/L）聚合物微球体系。通过对比各注入浓度下，调驱体系的采收率増加值，优选出最佳聚合物微球注入浓度见图1。

图1 采收率增加值与微球注入浓度的关系

从图1实验结果可看出，提髙采收率幅度随着体系中聚合物微球浓度增加逐渐变大后趋于平缓。在考虑提高采收率的效果及经济效益的前提下，综合考虑聚合物微球体系的调驱性能和经济成本，优选出聚合物微球的注入浓度为3000mg/L。

（2）注入量优化

固定聚合物微球的注入浓度3000mg/L，注入速度0.3mL/min，改变聚合物微球体系中的注入量，通过对比各注入量下调驱体系采收率增加值优选出最佳体系注入量，见图2。

图2 采收率增加值与微球注入量的关系

从图2实验结果可以看出，在相同注入浓度的条件下，随着聚合物微球体系注入量的增加，采收率増加值随之增大；注入量小于0.3PV时，曲线斜率大，采收率増加值随着注入量的增加上升速度比较快，当注入量大于0.3PV后，采收率増加值的上升幅度略有降低，但随着聚合物微球体系注入量增加，采收率的増加值仍有提高，综合考虑调驱的经济成本和调驱效果，选用0.3PV作为聚合物微球体系的最佳注入量。

（3）注入速度优选

在聚合物微球调驱注入浓度和注入量优化实验的基础上，设计了0.3mL/min、0.5mL/min、1.0mL/min、2.0mL/min 4种不同的注入速度，以0.3PV注入量为最佳注入量，注入浓度3000mg/L进行驱油试验，研究不同注入速度对驱油效率的影响，确定最佳注入速度，见图3。

图3 不同注入速度与采收率增加值的关系

由图3可以看出，随着注入速度增大，采收率先呈下降趋势然后呈缓慢上升增加趋势。在0.3mL/min和0.5ml/min的注入速度时采收率增值分别是17.42%和15.73%，采收率有所下降，然而当注入速度为1.0mL/min和2.0mLmin时，采收率增值分别为12.55%和12.73%，下降幅度较大。因此低速注入聚合物微球效果好。

3 注入方式研究

现场调驱施工主要有两种注入方式，在线注入和单井单注。分别使用不同渗透率的岩心开展了驱替试验，分析两种注入工艺条件下驱替压力变化情况，通过试验对比可以看出不同注入工艺在不同渗透率岩芯注入压力及后期水驱压力的差异性，见表1。

由表1可知：在不同注入工艺下、无论采用在线或单注的方式，压力均略高于水驱压力，微球吸水膨胀后，后续水驱的注入时，注入压力均高于前期水驱压力，再次验证聚合物微球的膨胀性及封堵性。

通过表1中压力值的变化可以看出在线工艺注入时微球注入阶段压力增加值大于单注工艺时的压力增加值，而后续水驱时在线工艺注入的压力上升值又小于单注工艺的上升值。分析认为在线工艺注入时在聚合物母液与注入水混合不均导致浓度波动，堵塞岩心部分孔道，而在后续水驱时聚合物微球在岩心中分布不均，聚合物微球未充分均匀分布于岩心中，岩心中仍有高渗透率孔隙存在，造成后续水驱时压力上升值又小于单注工艺的压力上升值。

4 应用效果评价

依据上述研究成果，选取塔河油田A-2H井组进行现场试验。井组储层埋深4450m，地层水矿化度21×104mg/L，钙镁离子1.0×104mg/L，属于超深、高温、高盐的碎屑岩油藏。井组一注一采，注采对应较好，受地层非均质影响，油井水窜严重，导致注水井时注时停，注采比只有0.5。

由表2可以看出井组平均孔隙度20.3%，渗透率70.5×10-3μm2，计算孔喉直径2.32～5.04μm。选用粒径2μm，粒径膨胀倍数2～3倍聚合物微球体系，调驱剂用量为5000m3，注入方式为单井注入。

表2 A-2H井调驱用量设计表

调驱过程中，A-1H井初期含水上升，调驱两个月后，随着聚合物微球注入量增加和微球深部运移、膨胀，强水窜通道得到封堵，含水开始下降，日产油量逐步上升。通过调驱对大通道封堵，A-2H井由原来的间歇注水改为连续注入，地层能量得到补充，油井动液面、产液量上升，日产油量由最低的11t/d提高到20～25t/d，见到了好的效果。

5 结束语

1）常规调剖剂受固体颗粒粒径、凝胶成胶时间影响，主要对近井地带封堵，难以实现深部调驱，存在注入水易绕流，有效期短等问题。聚合物微球具有变形通过、膨胀堵塞的特点，与无机刚性颗粒相比，聚合物微球颗粒与孔喉的匹配敏感性明显降低，放宽了油藏适用条件，相同粒径的聚合物微球与孔喉直径的匹配值更大，在0.6～1.5之间。

2）模拟碎屑岩油藏油层物性特征，对聚合物微球注入参数进行了优化研究。聚合物微球体系最佳注入参数为：微球粒径2μm，注入浓度3000mg/L，注入量0.3PV，降低注入速度，提高采收率效果更佳。

3）聚合物微球采用在线工艺注入时，微球注入阶段压力大于单注工艺，而后续水驱时压力上升值又小于单注工艺，说明聚合物微球采用在线工艺注入会造成聚合物微球混配不均匀造成的。在实际应用过程中，如系统注入压力稳定，推荐应用在线注入方式。如果系统压力波动较大，会导致单井注入量和注入浓度波动，建议使用单井注入方式。

4）选取A-2H井组进行了聚合物微球调驱现场试验。调驱两个月后，随着聚合物微球注入量增加和微球深部运移、膨胀，强水窜通道得到封堵，含水开始下降，日产油量逐步上升，见到了好的效果。