降低聚合物微球加密区递减率

王康莉

中国石油长庆油田分公司采油一厂,陕西省,延安市,716000

摘  要：侯市长6油藏1992年投入开发，已进入中高含水期，加密区2014年起一次加密调整，由菱形反九点调整为排状井网，加密后水驱方向发生改变，且受储层非均质性和注水开发影响，递减变大。2016年尝试开展了14个井组微球调驱试验，探索对储层逐级深度调驱的新工艺，效果较好。2017年至今在加密区扩大实施，取得较好开发效果，目前加密区动态平稳，递减呈下降趋势。

关键词：加密区；聚合物微球；降递减

一、 区域地质概况

安塞油田侯市区位于陕西省延安地区志丹、安塞县境内。候市区所处的区域构造单元属于鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡东部。构造为一平缓的西倾单斜，倾角不足1度，在单斜背景上由于差异压实作用，在局部形成起伏较小轴向近东西或北东—西南向（隆起幅度10-30m）的鼻状隆起。储层以三角洲前缘亚相水下分流河道沉积微相为主，砂体呈北东-南西向展布；长6油藏埋深1200～1350m，坡降8-10m／km，油层平均有效厚度13.7m,为弹性溶解气驱的岩性油藏。

二、开发概况

2.1开发历程

侯市加密区于2002年投入开发，2008年滚动扩边进入持续稳产阶段，2014年开始一次加密调整。在菱形反九点井网基础上，侧向油井井间加密2口采油井，主向油井井间加密2口注水井，通过转注主向采油井形成排状井网。加密后井网密度由13.3口/km2↑33.3口/km2，油水井比例由3:1↑3:2。目前该区油井开井数176口，日产油水平235t，综合含水59%，注水井开井数101口，日注水平1150m3。

2.2开发矛盾

      一是平面水驱不均导致侧向油井见效不均，油井表现为同井组压力保持水平差异较大，候134-161井组候134-17井2016年至2019年连续测压均保持在5MPa左右，而同井组候135-16井2017年、2018年测压均在10MPa以上，候135-11井组候135-10井2017年测压5.2MPa，而候135-122于2017年测压13.0MPa，同样压力差异较大，导致注水调整受限。目前该区整体上主要表现为油井见效不均，高压区域油井见水，低压区域油井见效缓慢。

三、聚合物微球治理效果

3.1 2017-2018年整体效果

2016年3月在与加密区相邻的西部实施5个井组聚合物微球调驱试验，采用浓度0.5%，粒径5um的聚合物注入，注水井压力上升0.8MPa，PI值上升3.2。对应油井23口，见效8口，见效比33.3%，见效井主要表现为含水下降，有效期9个月以上。2017-2018年在加密区扩大实施微球调驱54个井组（其中5个PEG+微球井组），采用0.1um，不同浓度注入（见下表）。

时间	区块	实施井组	粒径 （nm）	浓度 （%）	微球用量 （t/口）
2017年	西部加密区	4	100	0.5%	9.65
		13		0.2%	3.17
2018年		9	100	0.5%	8.18
		23		0.2%	5.5
		5	PEG+100		0.4

表1 加密区2017-2018年微球调驱粒径、浓度统计

2017-2018年实施微球调驱54个井组，微球调驱后阶段递减变小，含水上升速度变小，整体开发效果变好。

2017年实施井组：井组阶段递减由1.3%↓-0.8%，含水上升速度0.9% ↓ 0.1%；有效期为11个月。

2018年实施井组：井组阶段递减由4.6%↓1.0% ，含水上升速度2.1%↓0.3%；有效期为10个月。

2018年0.5%浓度实施井组9个，0.2%浓度实施井组23个。浓度0.5%实施后井组阶段递减为7.5 %↑15.7 %↓6.4%，浓度0.2%井组阶段递减为9.4%↓4.0%↑8.9 %，采用浓度0.5%注水压力上升0.9MPa，采用浓度0.2%注水压力上升0.8MPa。浓度0.5%PI值上升0.6，浓度0.2%PI值下降-0.5。

3.2 不同浓度效果对比

2017年0.5%浓度实施井组4个，0.2%浓度实施井组13个。浓度0.5%实施后井组阶段递减为-9.5%，浓度0.2%井组阶段递减为-1.95%，。采用浓度0.5%注水压力上升1.7MPa，采用浓度0.2%注水压力上升仅0.7MPa。浓度0.5%PI值上升1，浓度0.2%PI值上升0.4。

对比2017年实施两个不同井组效果看，微球浓度0.5%井组候132-10实施效果相对较好，井组阶段递减由12.5%↓-14.2%，含水下降趋势更明显，3口见效井均集中在浓度0.5%的候132-10井组。微球浓度0.2%井组候132-12阶段递减由8.6%↓0.2%。

对比2018年实施两个不同井组效果看，微球浓度0.5%候134-161井组阶段递减由-9.0%↓-19.3%实施效果相对较好，微球浓度0.2%塞150井组阶段递减由23.3%↓-4.7%。塞150吸水比由70.5%↑86.7%；候134-161吸水比基本稳定在90%，但调驱后吸水均匀，吸水下移得到改善。

3.3 PEG实施效果

2018年在西部加密区实施PEG+微球共计5个井组，从实施效果看，PEG注入后井组含水呈上升趋势，分析主要是由于短期注水量增加（平均36方左右，注入周期28天），排量过大导致油井见水。2018年6月PEG全部注入结束，含水上升趋势得到控制。

四、结论及认识

（1）微球调驱适用于侯市长6油藏中后期开发，稳油控水效果明显；

（2）浓度大对高渗通道封堵效果更好，降递减及改善水驱效果更明显；

（3）PEG注入时应控制排量，避免油井迅速见水。

五、参考文献

[1]李维振，牛斌莉等.侯市加密区开发效果及稳产对策研究.2018

[2]吴贝贝，高月刚等.聚合物微球调驱在ZJ85区块的应用.2018

[3]刘波，温柔等.安塞油田加密区递减及见效规律认识.2018