谭俊领，张 涛，马丽萍，黎晓茸

（1.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018）

引 言

长庆油田董志区于2005年投入开发，属低孔、低渗、低压、低黏度、高饱和压力储层，水驱驱替系统难以建立[1]，水驱波及效率低，目前原油采出程度仅为3.63%。开发过程中油井产能下降明显，“注不进，采不出”矛盾显著。且由于天然微裂缝的存在，平面上产液量、含水分布不均。目前，氮气驱是改善特低渗油藏开发效果的一种有效方法，注氮气可有效解决低渗透油藏能量难补充和储层敏感性强的问题[2-7]。为抑制气窜，注氮气时常采用氮气/水交替注入，但由于油藏的非均质性，注入水多沿水窜孔道和微裂缝向前指进，抑制气窜效果有限。聚合物微球可有效封堵水流优势通道，使注入水在地层中更均匀推进，更好地与氮气混合形成气液两相区，从而抑制气窜。因此，将注氮气和注微球相结合，提出氮气微球交替驱开发特低渗油藏技术。根据董志区的油藏条件确定实验条件：实验压力为14MPa，实验温度为 60℃，实验所用模型为天然岩心拼接的长岩心驱替模型。针对该区块开展了注氮气微球提高采收率实验研究，为特低渗油藏注氮气开发矿场试验提供依据。

1 实验方法

1.1 水驱后注氮气实验

以单管长岩心模型模拟均质油层，进行了5组实验，研究水驱后注氮气的提高采收率效果，并优化氮气的注入时机。实验时先进行水驱，然后转注氮气，注入1倍孔隙体积氮气后转后续水驱，至产水率达到98%时结束实验。实验方案见表1。

表1 水驱后注氮气实验方案

1.2 水驱后注微球实验

以双管长岩心模型模拟非均质油层，进行水驱后注微球提高采收率实验，研究聚合物微球的调驱性能与提高采收率效果。2个长岩心渗透率分别为0.65×10-3、2.91×10-3μ m2，渗透率级差为4.48。实验时先水驱，至产水率90%时注入0.5倍孔隙体积的聚合物微球，后续水驱至产水率98%时结束实验。

1.3 氮气微球交替驱实验

以双管长岩心模型进行氮气微球交替驱实验，对比氮气水交替驱效果，研究氮气/微球交替驱的提高采收率效果，并研究了交替段塞大小对提高采收率效果的影响。实验时先水驱，至最佳注气时机时交替注入氮气和聚合物微球，气液比为1:1，氮气总注入量为孔隙体积的0.5倍，后续水驱至产水率98%时结束实验。实验方案见表2。

表2 氮气微球交替驱实验方案

2 结果与讨论

2.1 水驱后注氮气

水驱后注氮气提高采收率实验结果见表3。

表3 水驱后注氮气提高采收率效果

2 22.93 27.31 23.17 73.41 3 46.73 20.18 4.91 71.82 4 59.52 5.24 4.53 69.29 5 52.67 7.33 2.44 62.44

（1）与单纯水驱相比，水驱后注氮气可显著提高特低渗长岩心的原油采收率，无水采油期结束时注氮气的原油采收率比单纯水驱的采收率高13.04个百分点。这是因为特低渗岩心的孔喉结构复杂，而且极其微细，水驱油时的液阻效应很强，注入水很难进入微小孔隙驱替其中的原油，导致岩心微小孔隙中剩余油较多；而氮气与原油之间的界面张力较小，注入的氮气较易扩散进入小孔喉中，驱动水无法波及的原油，从而提高采收率[8-9]。

（2）氮气注入时机对原油采收率有较大影响，无水采油期结束时注氮气的采收率最高，可达73.41%，比单纯水驱采收率高13.04个百分点，产水率90%时注氮气的采收率最低，为62.44%，仅比单纯水驱采收率高2.07个百分点，即注氮气越晚，与单纯水驱相比采收率提高幅度越小，这是因为产水率越高时形成的水窜通道越多，氮气注入后越易沿流动阻力较小的水窜通道迅速气窜，降低注氮气的效果。因此氮气注入时机应尽早，推荐注入时机为无水采油期结束至产水率为30%之间。

2.2 水驱后注微球

水驱至产水率90%时转注0.5倍孔隙体积微球，之后继续转水驱，实验结果见图1～3。其中，注入孔隙体积倍数0.53～1.06为注微球。

图1 微球调驱实验注入压差变化

图2 微球调驱实验采出程度变化

由图1可知，刚开始进行水驱时，注入压差迅速上升，这是由于岩心中饱和的原油流动时阻力较大，需要较大的注入压差来驱动。随着地层水的不断注入，由于水油流度的差异，在高渗长岩心中迅速形成水流优势通道，注入压差由3.9MPa迅速下降到2.55MPa。微球注入后，压力不断升高，注入0.5倍孔隙体积微球时注入压差可达到 11MPa，由此说明聚合物微球能有效封堵水流通道，提高注入压差，有很强的封堵性能。后续水驱过程中，压力呈波动式缓慢下降，这说明聚合物微球具有很好的深部调驱性能。聚合物微球在多孔介质中流动时，会通过吸附、架桥等滞留在孔喉处产生封堵，使注入压差升高，迫使后续流体转向，压差达到一定值后微球发生变形通过孔喉，向更深部地层运移，压差下降；微球在地层中运移时不断发生“滞留—变形—滞留”，在宏观上表现为“封堵-运移-封堵”的过程。

由图2可知，注聚合物微球前，注入水只能驱动高渗长岩心中的原油，低渗长岩心不能启动，无原油产出。该阶段注入的地层水全部进入高渗长岩心，使得高渗岩心迅速水窜，出口端产水率迅速达到90%，此时高渗岩心原油采出程度为65.56%，而低渗岩心采出程度为0，即单纯水驱时，非均质特低渗油藏各层吸水不均，开发效果较差。

由图3可知，聚合物微球注入后，优先进入水流通道进行封堵，驱动压力不断升高，当压力达到6MPa时低渗岩心被启动。注微球过程中，产水率呈下降趋势，注入结束时产水率由 90%降为 68%。注微球及后续水驱阶段，原油采出程度的增加主要源于低渗岩心采出程度的增加，在此阶段高渗岩心采出程度仅增加 12.2%，而低渗岩心采出程度增加了45%，这说明微球能有效的封堵水流通道，改善吸水剖面，提高非均质特低渗油藏的采收率，具有很好的深部调驱性能。

2.3 氮气微球交替驱

图3 微球调驱实验产水率变化

双管长岩心模型水驱至产水率 30%时转氮气微球交替驱，交替周期为 1～3，气液比为1:1，氮气注入总量为0.5倍孔隙体积，实验结果见表4。

表4 氮气微球交替驱提高采收率效果

（1）氮气微球交替驱可显著提高并联长岩心的原油采收率，氮气微球分3个交替周期注入时，2个长岩心的综合采收率可达81.36%，比氮气水交替驱的采收率高9.88个百分点，即氮气微球交替驱可显著提高非均质特低渗油藏的原油采收率，且其增油效果显著优于氮气水交替驱效果，这是因为注入的微球优先进入水流优势大孔道，通过吸附、架桥等在孔喉处滞留，对水窜通道形成封堵，使后续注入流体转向高含油饱和度的小孔隙，扩大注入流体波及体积[10-11]，提高原油采收率。氮气微球交替驱综合了注氮气和注微球的优点，氮气和微球在地层中通过协同作用可进一步提高原油采收率。

（2）氮气注入总量一定时，交替周期越多，注氮气微球提高原油采收率的效果越好[12-13]，氮气分3个周期注入时的采收率比1个周期注入时的采收率高9.2个百分点，这是因为交替周期越多，气与液在多孔介质中的混合越充分，气液两相流动在多孔介质中所占比例越大，贾敏效应等气液相互作用越明显，越有利于氮气和微球通过协同作用提高原油采收率。

3 现场应用

在以上实验的基础上，在董志区内进行了2个井组的现场应用，注入方式为氮气/微球交替注入，气液比为1:1。截至2013年4月，共累计注入氮气101×104m3，2个井组对应的15口油井平均日增油幅度为15%以上，试验区综合递减由5.3%下降到目前的-5.1%，自然递减由5.2%下降到目前的-3.2%，年含水上升率由6.6%下降到目前的-20.3%。其中，已测的1口侧向井地层压力由施工前的10.8MPa上升到施工后的17.0MPa（原始地层压力为14.4MPa），即地层压力保持水平由74.9%上升到118.1%，氮气/微球交替驱在长庆特低渗透油藏的应用取得了显著的效果。

4 结 论

（1）水驱后注氮气可显著提高特低渗油藏的采收率，且注入时机对采收率提高幅度有很大影响，氮气注入越晚，采收率提高幅度越小，推荐氮气注入时机为无水采油期结束至产水率为30%之间。

（2）聚合物微球在地层中的运移是一个多次“滞留—变形—滞留”的过程，非均质特低渗油藏注微球可显著提高注入压差，调整高低渗层的吸水剖面，降低油藏产水率，提高原油采收率。

（3）氮气微球交替注入可显著提高非均质特低渗油藏的原油采收率，且提高采收率效果优于氮气水交替注入效果，氮气注入总量一定时，交替周期数越多，氮气微球交替驱提高原油采收率的效果越好。现场应用表明氮气微球交替驱降水增油效果显著。

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