目前，沙南油田调剖技术以耐温耐盐凝胶复合膨胀颗粒工艺为主，该调剖体系稳定性好，封堵能力强，使用后起到了较好的稳油控水的作用[1]。沙南油田油藏中部渗透率很低，为(0.22~548.0)×10-3 μm2，平均3.46×10-3 μm2, 水井注水压力高，调剖空间小，应用耐温耐盐凝胶调剖后易造成水井注水压力上升过高而欠注。针对这一情况，研究并应用了聚合物微球调驱技术。聚合物微球尺寸小、在水中分散性好、易进入地层深部并且在油藏温度下能遇水膨胀[2], 适应沙南油田的储层特性。微球可以在孔喉中运移、封堵、变形通过、再运移封堵，直至地层深处，逐级封堵水窜优势通道，实现深部调驱，改善水驱开发效果[3]。
聚合物微球初始粒径小，与注入水一起进入地层深部后，只有其吸水膨胀倍数与地层孔喉半径相匹配时，才能实现对地层深部水窜优势通道的有效封堵。因此，需要研究聚合物微球在油藏条件下的膨胀倍数。采用沙南油田模拟污水配制质量浓度为2 000 mg/L的聚合物纳米微球溶液，将其放置在55 ℃和75 ℃条件下，采用粒度仪测定放置不同时间的微球粒径[4]。实验结果显示，在55 ℃下放置30天后，微球可水化膨胀107倍；在75 ℃下放置30天后，微球可水化膨胀156倍(表 1)。沙南油田油藏温度为74.4~75.2 ℃。在该温度下，30天后聚合物微球膨胀后的粒径为32 μm。沙南油田孔喉直径为0.6~1.6 μm，微球的初始粒径小于孔喉直径，能够顺利注入。膨胀后的直径是孔喉直径的20~50倍，能够起到较好的封堵作用。
研究表明，矿化度对微球的胶结性能影响较为明显[5]。因此，将聚合物微球置于不同矿化度条件下，研究其形态的变化，分析在油藏条件下微球的形态变化情况。将3种类型的微球配制成质量浓度为10 000 mg/L微球溶液，在80 ℃下分别在不同浓度的CaCl2溶液中浸泡20天后，观察微球的分散情况[5]，结果见表 2。实验表明，微球H在CaCl2溶液中最易胶结; 微球G在10 000 mg/L CaCl2溶液中浸泡后产生胶结现象，而在5 000 mg/L以下CaCl2溶液中则均为分散微球; 微球D在CaCl2溶液中最不易胶结，仅在矿化度30 000 mg/L的条件下产生胶结现象。
沙南油田现场注入水的矿化度为3 000~5 000 mg/L，地层水矿化度为15 000~20 000 mg/L。因此，将该类聚合物微球用注入水配制时，不会迅速产生胶结现象，有利于微球向地层深部运移。进入地层之后，随着矿化度的增加，微球逐渐膨胀胶结，封堵大孔道，起到水驱改向的作用。
用调驱实验前后渗透率的变化来计算岩心管的封堵率，测定水驱前岩心渗透率K1, 注入0.3 PV和0.4 PV质量浓度均为9 000 mg/L的聚合物微球，后续水驱4 PV后测定岩心渗透率为K2，通过封堵率公式(式(1))计算封堵率
由封堵率的大小来分析聚合物微球对岩心管的封堵情况[6]，实验结果见表 3和表 4。由实验结果可知，注入量越大，封堵率越高；两种注入体积下，3种微球封堵率的大小顺序为H系列>D系列>G系列。其中，微球H的封堵效果最好，注入量为0.3 PV和0.4 PV时的封堵率分别为76.2%和90.8%。
使用并联填砂管模型，首先水驱至双管采出液综合含水达95%之后，计算水驱采收率，然后转注不同浓度的聚合物微球0.3 PV、75 ℃条件下，膨胀30天后，继续水驱至双管采出液综合含水至95%，计算水驱采收率和采收率提高值[7]，结果见表 5。表 5表明，水驱总体采收率在31.2%~38.5%之间，注入聚合物微球继续水驱至含水95%的采收率为52.7%~60.9%，提高采收率程度为21.5%~22.8%；提高聚合物微球的注入浓度，采收率的提高值也逐渐增加，但是增加的幅度减缓，综合考虑技术及经济因素，确定质量浓度为9 000 mg/L为注入浓度。
采用相同的实验方法，注入质量浓度为9 000 mg/L的微球0.2 PV、0.3 PV和0.5 PV。通过实验，计算出不同注入量对提高采收率的影响。表 6表明，在水驱采收率33.92%~38.48%的条件下，再注入不同体积的聚合物微球后，能够起到提高采收率的作用，提高程度为21.34%~22.69%，并且采收率提高程度与微球注入量成正比关系。综合考虑经济因素，确定质量浓度为9 000 mg/L的微球最佳注入量为0.3 PV。
截止到2014年10月，聚合物微球调驱技术在沙南油田共实施16井次，根据物模实验结果以及试验区目前生产状况、注水井注水情况、注水井压降情况以及经济适应情况设计水井聚合物微球调驱方案。现场试验分两阶段实施：第一阶段，注尺寸较大的聚合物微球G系列，封堵大孔道，改善高渗层的层间矛盾，注入质量浓度为9 000 mg/L；第二阶段，注入尺寸较小的聚合物微球H系列，实现逐级封堵，改善高渗层的层内矛盾。
(1) 注水压力上升。统计注水井调驱后的注水压力上升值，结果见表 7。从表 7可知，微球调驱后，井口注水压力都有不同程度的上升，上升幅度为0.5~4.5 MPa，87%的水井压力上升幅度在1.5~2.5 MPa，说明微球起到了封堵的作用。
(2) 注水井吸水剖面改善情况。统计实施微球调驱后注水井的剖面改善情况，结果见表 8。从调驱前后吸水剖面的变化情况可以看出，XQ4294和XQ3221调驱后，高吸水层吸水能力得到了抑制，低渗透层启动。剖面改善效果较为明显；X1018调驱前仅一段吸水，调驱后该强吸水层得到了抑制，并有另外3个新的吸水层启动，水驱波及体积有明显提高。
聚合物微球调驱工艺共在沙南油田现场实施16井次，可对比13井次。有效井11井次，有效率84.6%；累计增油2 751.6 t，累计降水3 921.1 t，累计有效天数3 594天, 起到了较好的稳油控水作用。
(1) 筛选出的聚合物微球具有良好的膨胀性能和耐温耐盐性，与沙南油田的储层有较好的适应性，适合在该区块使用。
(2) 填砂管模型实验结果表明，在沙南油田油藏条件下，聚合物微球能起到较好的改善水驱效果的作用，经过实验优化后现场使用质量浓度为9 000 mg/L，最佳注入量为0.3 PV。
(3) 现场应用结果表明，聚合物微球调驱后注水压力上升0.5~4.5 MPa, 注水井吸水剖面也得到了改善，现场共实施16井次，可对比13井次。有效井11井次，有效率84.6%；累计增油2 751.6 t，累计降水3 921.1 t，累计有效天数3 594天, 起到了较好的稳油控水作用。
2015, Vol. 44 Issue (6): 82-84, 95
2015, Vol. 44 Issue (6): 82-84, 95