0 引言

白豹油田B区块位于鄂尔多斯盆地南部陕北斜坡中段^[1]，主要目的层段为延长组的长3油层组，以三角洲前缘沉积为主^[2-4]，为典型的低孔、特低渗油藏。B区块长3油藏2003年全面进入勘探开发阶段，采用500 m×180 m的菱形反九点井网进行开发，单井平均产油量1.84 t/d，累计注采比1.27，油藏综合含水质量分数48.2%，地质储量采出程度19.5%。该区块已进入中高含水期，受油藏物性差、开采层系多、储层非均质性强以及(微)裂缝发育等问题的影响^[5-9]。目前水驱开发面临诸多问题：①油藏纵向动用程度严重不均，表现为明显的“尖峰状”吸水特征^[10]；②油藏含水上升过快，局部水淹较严重；③油井见水原因复杂，常规调整手段有效率低、有效期短。聚合物微球能够选择性地封堵优势渗流通道，从而实现对高含水层段的有效封堵，在胜利、华北和新疆等低渗油田均已取得良好的应用效果^[11-13]。但在特低渗油藏中聚合物微球调驱尚处在先导性试验阶段。由于油藏存在着如前所述的复杂问题，所以目前聚合物微球调驱可行性、调驱机理和工艺参数等均不明确。因此，本文以白豹油田B区块为先导试验区，结合室内评价试验和矿场实施情况，对中高含水期特低渗油藏聚合物微球调驱技术开展系统研究，以期为鄂尔多斯盆地及类似特低渗油藏后续调驱提供指导。

1 区块聚合物微球实施情况

2014年在研究区投入4个井组开展聚合物微球先导试验。聚合物微球工艺参数为：粒径5 μm，质量分数0.5%，单井累计注入量35 t。2016年优选5个井组开展调整试验，工艺参数调整为：粒径300 nm，质量分数0.3%，单井注入量50 t。2017年至2018年开始规模投注，涉及井组42个，区块覆盖率达到65%。结合不同井组的具体情况，将相应注入工艺参数调整为：粒径100和300 nm，质量分数(0.2~0.5)%，单井累计注入量10~20 t。整体上看，历次聚合物调驱后油藏产量上升和含水质量分数下降均较明显(见图 1)，“稳油控水”效果显著。

2 聚合物微球调驱机理

聚合物微球能够选择性地封堵水驱优势通道，改善平面及纵向水驱效果，其主要调驱机理表现在聚合物微球具有良好的封堵性、膨胀性和滞留性。封堵性是聚合物微球进行堵水调剖的基本保证，膨胀性和滞留性是决定油藏深部调驱效果的重要条件。采用室内试验和矿场分析相结合的方式，以B区块为例对特低渗油藏的聚合物微球关键调驱机理及适应性进行研究。

2.1 封堵性

聚合物微球进入地层后，由于微球颗粒的存在使得其仅能够顺利进入大孔道，从而实现对优势渗流通道的有效封堵^[14-15]。从聚合物微球粒径与封堵率的关系(见图 2)来看，当粒径为100~300 nm时封堵率最大，可达到91%以上，之后随着微球粒径的增大，封堵率逐渐变低。这是因为B区块储层主力孔喉半径和微裂缝宽度主要集中在0.5~1.0 μm之间，微球粒径过大时难以有效进入，从而影响封堵效果。结合典型调驱井进行分析发现：发育裂缝的优势方向油井聚合物微球调驱后产液量明显下降，综合含水质量分数由65.1%降至43.2%，产油量基本维持在1.40 t/d左右；非优势方向油井含水质量分数变化不大，基本保持在54.0%左右，单井产油量由1.03 t/d提高至1.31 t/d(见图 3)。这说明聚合物微球能够有效封堵大通道，从而达到抑制优势方向产水、增加非优势方向产油的目的。

2.2 膨胀性

聚合物微球的水化膨胀性可保证其在一定有效期内持续发挥调驱作用，同时随着注入液进入地层内部，有助于聚合物微球深部调驱效果的加强^[16-17]。通过扫描电镜观测，在蒸馏水配液条件下经过8~10 d聚合物微球可膨胀到原来的4~5倍，在10 g/L矿化度的地层水配液条件下可膨胀到原来的2~3倍(见图 4)。聚合物微球的膨胀性保证了注入初期顺利进入渗流孔道后，能够借助颗粒的水化膨胀进行有效封堵。矿场实施结果显示，B区块聚合物微球注入后开始见效时间为15~20 d。

2.3 滞留性

聚合物微球的滞留性能决定了其调驱有效期的长短^[18]。试验证明，聚合物微球的淋洗体积与分子量的关系如式(1)所示。聚合物微球的分子量越大，其淋洗体积越小，即聚合物微球的滞留性能与粒径呈反相关关系。

(1)

式中：M为聚合物微球的分子量, V_e为相对淋洗体积, A、B为试验参数。

造成这一现象的原因是：粒径大的聚合物微球只能在多孔介质的较大孔道中移动，在地层中的运移路程很短，相应滞留时间缩短；粒径越小聚合物微球越能够运移到多孔介质的大部分孔道中，更容易滞留在地层(见图 5)。统计B区块不同粒径聚合物微球60 d内的累计采出情况，发现5 μm粒径聚合物微球的回收率明显高于300和100 nm，100 nm粒径聚合物微球的回收率仅为17.2%。因此，聚合物微球的措施有效期随聚合物粒径的增大而缩短，这是聚合物微球滞留性能的直接体现。图 6为不同粒径聚合物微球回收率与措施有效期对比图。

3 聚合物微球工艺参数优化 3.1 粒径

重点对比粒径100和300 nm的实施效果：①粒径100 nm实施水井5口、对应油井22口，有效期内产油量由32.3 t/d上升至34.3 t/d，含水质量分数由50.1%下降至49.3%，油井见效率68%，平均有效期8.8个月；②粒径300 nm实施水井23口、对应油井110口，有效期内产油量由214.2 t/d上升至214.5 t/d，含水质量分数由42.2%上升至43.7%，油井见效率64%，平均有效期7.2个月(见图 7)。整体上注入100 nm粒径微球见效比例高、有效期长，增油、降水效果均优于注入300 nm粒径微球，在B区块的适应性更强。

3.2 质量分数

分析不同注入质量分数的实施效果发现：①质量分数为0.2%时见效比例大、见效均匀，单位微球增油量较大，但含水上升较快，适用于中低含水期以增油为主要目标的井组；②质量分数为0.3%时见效比例低，增油降水效果不明显，有效期短，在本区适应性不强；③质量分数为0.5%时降低含水效果显著，有效期较长，适用于见水方向性强、中高含水井组的治理(见图 8和图 9)。因此，对含水质量分数较小、产油量不大的油井建议聚合物微球质量分数为0.2%，高含水油井的治理建议质量分数为0.5%。

3.3 注入时间

分析不同微球注入时间的生产效果发现：①随注入时间延长，见效比例和单位微球增油量逐步提高，但有效期有所缩短；②含水上升率随注入时间延长先减小后增大，注入时间为5个月时含水降低效果最为明显，大于8个月后含水降低效果减弱；③注入时间小于3个月单位微球增油效果不足，大于8个月后单位微球增油量上升趋势减缓(见图 10和图 11)。综合分析，建议B区聚合物微球最佳注入时间为5~7个月。

4 聚合物微球调驱效果评价

从生产动态上看，B区块历次聚合物微球调驱均取得了十分显著的效果，2017年和2018年规模投注后累计增油量分别为4 844和3 150 t，累计产水量分别减少991和941 m³。为进一步评价聚合物微球调驱效果，以投入产出比为基础，对历年聚合物微球调驱后油田的经济效益进行评价。投入产出比的定义为：

(2)

式中：λ为投入产出比；V为调驱增产值，万元；C_t为调驱投资，万元。

其中：

(3)

式中：N_o为累计增油量，t；M_o为原油价格，万元/t；C_d为采油成本，万元/t；W_p为累计产水减少量，m³；C_i为注水成本，万元/m³；C_w为污水处理成本，万元/m³。

计算得到的B区块2014—2018年聚合物微球调驱后油田经济效益评价如表 1所示。从表 1可见，2014年和2016年实施井次少、单井微球用量过高(分别为35和50 t)，同时由于当年油价较低，造成经济效益较差，投入产出比小于1.00；2017年扩大实施规模和优化注入参数后，增油和降水效果明显改善，投入产出比达1.77；2018年继续优化了注入参数并优选实施井组，投入产出比达1.82。总体上，B区块微球调驱效果显著，获得了良好的经济效益。

5 结论

(1) 白豹油田B区块已进入中高含水期，受油藏纵向开采层系多、储层非均质性强以及(微)裂缝发育等问题的影响，水驱开发面临诸多问题，通过3个阶段的聚合物微球先导性试验发现，总体上历次聚合物调驱后油藏产量上升和含水率下降均较为明显，具有良好的“稳油控水”效果。

(2) 聚合物微球能够选择性地封堵水驱优势通道，改善平面及纵向水驱效果，其主要调驱机理表现在聚合物微球具有良好的封堵性、膨胀性和滞留性。封堵性是聚合物微球进行堵水调剖的基本保证，膨胀性和滞留性是决定油藏深部调驱效果的重要条件。对于特低渗油藏，当微球粒径为100~300 nm时封堵率最大，之后随着微球粒径的增大封堵率逐渐减小，聚合物微球的滞留性能与粒径呈反相关关系。

(3) 推荐中高含水期特低渗油藏聚合物微球的最优工艺参数为：粒径100 nm，对含水质量分数较低、产油量不大的油井建议微球质量分数为0.2%、高含水油井建议微球质量分数为0.5%，最佳注入时间为5~7个月。

(4) 通过建立特低渗油藏聚合物微球经济效益评价模型，在进行工艺参数优化后，2017年和2018年B区块聚合物微球调驱的投入产出比分别达到1.77和1.82，具有良好的经济效益，说明聚合物微球调驱在特低渗油藏具有良好的可行性。