三叠系油藏堵驱结合技术的探索应用

安 然，刘旭华，李凯凯，钱雄涛，董传宾

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710000）

我国大多数油田采用早期注水开发，进入中高含水率期后，受储层非均质性及地下流体性质差异的双重影响，注入地层的水70%～90%进入厚度不大的高渗通道内，随着时间推移，水窜现象加剧，水淹井增多，控水稳油难度加大[1]。常规调剖有效期较短，通常在施工结束后3 个月发生堵剂突破或形成新的绕流导致失效，尤其是多轮次调剖后，由于堵剂栓塞位置重叠，效果呈减弱趋势，东北石油大学陈博[2]通过室内模拟分析认为多轮次调剖最佳注入轮次为3～4 次；纳米微球调驱剂粒径小，可以进入油藏深部、起压幅度小，但在孔隙-裂缝型渗流油藏中滞留能力较差，因此，亟需探索一种堵驱结合的技术[3]，充分发挥常规调剖体系的封堵性能与纳米微球深部驱替性能，在满足当前注水系统压力的基础上，实现栓塞近井地带裂缝、深部扩大波及体积的多级封堵协同作用[4]。

1 调剖调驱必要性判断

PI 值是从注水井井口测得的在一定时间内的压力平均值。一般来说PI 值越低越代表着该井高渗通道发育，区块中各注水井PI 值级差越大则说明区块非均质性越强。本文基于H4 区地质监测资料，以注水井井口压降曲线为基础资料，利用PI 修正值进行堵驱结合注水井筛选，PI 修正值=（PI 值/实注量）×归整后平均日注量[5]，结合注水井井史资料及注水系统提压空间，划分相应对策技术界限（表1）。

表1 H4 区PI 修正技术界限划分

2 堵驱结合体系选择

H4 区是典型的三叠系低渗透油藏，埋深2 140 m，油层厚度11.3 m，孔隙度12.0%，空气渗透率0.7 mD，含油饱和度50.0%，水驱控制程度68.5%，水驱动用程度59.8%，压力保持水平94.8%。近年来，为提高储层动用程度，针对不同见水类型、渗流方式、孔喉匹配，探索形成由近井至储层深部多种堵水调驱技术体系。根据目标区块地质开发特征，结合历年实施效果，为实现对高渗通道的有效封堵和启用动用程度低的油层，体系上选择具有封堵能力的PEG-1 凝胶作为前置段塞，能够实现深部调驱、低爬坡压力的乳液微球作为驱替补充段塞。

2.1 PEG-1 凝胶调剖体系

PEG-1 凝胶颗粒是以丙烯酰胺（AM）和耐温抗盐共聚（AMPS）为基本单体，采用反相悬浮聚合法合成，凝胶含量≥80%，利用激光粒度仪检测初始平均粒径100～300 μm，在光学显微镜下，颗粒表面呈沟壑状的褶皱结构，分散良好，无粘连现象。

将产品抽滤去除油相，称取质量为m1的产品分散于模拟水中，室温下养护2 h 后置于筛网上至无水滴下，称取吸液后样品的质量为m2，可以发现注入水后，颗粒吸水缓慢膨胀，粘连形成更大的颗粒，但随着矿化度升高，膨胀倍数逐渐变小，幅度变缓，最终膨胀倍数可达4.5（表2）。

表2 水溶膨胀率及矿化度的影响

式中：R-质量膨胀倍数；m1、m2-样品吸液前后的质量。

该体系以“堵”为主，通过单个颗粒或多个颗粒架桥、吸附聚结，栓塞近井地带动态裂缝，形成物理屏障，达到降低主向井含水率，促进侧向井受效，有效均衡水驱的目的，室内实验测得该体系封堵率≥95%。本次堵剂设计采用变浓度段塞0.3%～0.5%，施工排量原则上采用等配注注入，综合考虑油层厚度、高渗透层厚度占比、油井见水方向系数等地质因素，利用以下经验公式确定注入方量：

式中：R，r-不同位置调剖剂的内外环半径，m；h-油层厚度，m；φ-地层中高渗透层的孔隙度；α-高渗透层厚度占油层厚度的百分数；β-方向系数。

2.2 纳米微球深部调驱体系

目前国内生产纳米微球普遍采用反相乳液或反相微乳液聚合工艺，通过调整单体/引发剂比例来得到理想粒径[6]。纳米微球是一种具有黏弹性的水溶性预交联微凝胶，由于其初始粒径小，分散到水溶液中黏度低，可以顺利通过近井地带进入到油藏中深部，在地层水矿化度、温度、pH 值等因素的作用下，发生体积膨胀或黏结，形成较大的弹性柔体，造成后续注入水改向，动用深部剩余油[7-8]。现有的微球产品为乳白色至棕黄色均相液体，根据施工规模可采用单泵多井的施工方式，具有操作简便、易管理、安全环保等优势。

室内填砂管实验得出，粒径越小，封堵率越高，说明降低渗透率幅度越大。当粒径小于500 nm 时，符合增大比表面积封堵理论，渗透率大幅下降；当粒径大于500 nm 时，符合孔喉封堵理论，降低渗透率幅度相对较低（图1）。根据凝胶渗透色谱原理，微球粒径越大，越在多孔介质的大孔道中移动，在地层中的运移路程越短，在地层中滞留时间就短；聚合物微球粒径越小，则能够运移到多孔介质的大部分孔道中，更容易滞留在地层。

图1 不同粒径微球实验封堵率

矿场油井采出液检测表明，小粒径微球不易被采出，故选择粒径50 nm 的微球母液。由于注入浓度越高，微球越容易聚集成团，不利于深部运移和封堵，故优化注入浓度为0.1%。以封堵高渗层为目的，结合采出程度等数据可计算出单井微球理论注入量，公式如下：

式中：A-单水井控制含油面积，m2；h-油层厚度，m；Φ-孔隙度，小数；R-采出程度，小数。

根据室内评价及前期矿场试验认识，本轮次平均单井注入量优化为5 000 m3。

3 矿场应用效果

根据PI 决策指导，2021 年在胡A 油藏裂缝-孔隙发育区域实施43 口PEG-1 凝胶+纳米微球堵驱组合段塞体系，通过点面治理相结合，高渗通道得到有效封堵，剖面及平面矛盾得到有效缓解，提高了水驱效率。

3.1 注入端水驱状况改善

通过对比近年来注水井压降曲线形态，该区水驱状况得到明显改善，压降快速下降型占比逐年降低，压降缓慢下降型占比逐年提高，即孔隙型渗流逐年增加，裂缝型渗流逐年减少（图2）。

图2 近四年压降曲线形态对比

以A161 注水井为例（图3），从吸水曲线可以看出，PEG-1 凝胶+纳米微球组合段塞注入完成后，注水启动压力明显增加，注入端压力由12.4 MPa 上升到13.5 MPa，地层吸水能力变差，说明组合段塞对高渗通道形成有效封堵；对比施工前后的压降曲线，关井后压力变化幅度较治理前减缓，层内、层间非均质性得到有效缓解。

图3 A161 注水井吸水及压降曲线

3.2 采出端控水增油效果明显

采出端整体控水增油效果较好（图4），平均阶段月度递减由1.49%下降到-0.10%，含水率上升幅度由0.73%下降到0.09%，注入15 个月后，累计降递减增油5 650 t，累计井口降水量7 507 m3（图5）。对应见水方向明确的58 口目标井，整体液量由134 m3下降到125 m3，日产油由35 t 上升到43 t，含水率由66%下降到57%，说明主流线区域得到有效封堵，扩大了波及体积。

图4 胡A 油藏堵驱结合产量预测曲线

图5 堵驱结合井组实施累计增油/降水曲线图

进一步统计分析含水率高于60%的油井治理效果，发现堵驱结合治理在油井见效率、平均单井增油量以及含水率下降幅度方面均优于单一体系（图6）。下步可通过优化段塞组合、施工参数、堵剂预留位置等，持续提高效果效益。

图6 不同类型堵水调驱效果分析

4 结论及认识

（1）多轮次调剖后，近井地带驱替程度高，剩余油减少，深部挖潜难度大，通过与纳米微球体系结合，可充分发挥两种体系的多级封堵作用，即调剖体系栓塞高渗通道、纳米微球发挥深部液流转向协同作用，最大程度扩大波及体积，挖潜剩余油。

（2）矿场应用表明，堵驱结合工艺可以改善注采井间渗流类型，有效缓解层内、层间水驱矛盾，同时采出端表现出较好的控水增油效果，对应见水方向明确的目标油井含水率大幅下降，油量抬升明显，说明水窜通道得到有效封堵。

（3）在裂缝、裂缝-孔隙见水油井的治理中，堵驱结合技术在油井见效率、含水率下降幅度及平均单井增油量方面均优于单一堵水调驱体系，体现更好的适应性，下步可在段塞组合、堵剂预留位置、注入方式、注入时机等方面开展深入研究，进一步提高效果效益。