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【摘 要】平方王油田滨8-3块受油藏非均质影响，随着层间层内矛盾加剧，水驱状况变差，含水上升速度加快。针对滨8-3块中低渗的地层特点引进了聚合物微球调驱体系，聚合物微球具有 “注得进、堵得住、能移动”的特点，根据油藏和工艺要求，室内研究优化调整了微球体系的”四个度”：粒度、膨胀度、强度和使用不同的浓度，开展PI决策选井和调驱段塞优化，实施多段塞调驱先导试验，提高区块采收率。
【关键词】集合物微球；调驱段塞优化；采收率
1.区块概况及油藏特点
1.1区块概况
平方王油田滨8-3块，含油层系沙四中，含油面积1.4km2，地质储量439万吨，可采储量214万吨，采收率36.7%。
滨8-3块沙四中储层较发育。储层厚度60.6-85.6m，平均单井15.6层68.9m。沙四中分为四个砂层组19个小层。含油砂层组2个（2-3砂层组），含油小层8个（21-34）。油层分布受构造、岩性控制，为多层薄层状砂岩油藏。有统一的油气界面（-1510m）和油水界面（-1560m）。
1.2油藏特点
储层主要为粉砂岩和粉细砂岩，物性较差，渗透率低，非均质严重。平均孔隙度23%，空气渗透率83毫达西，灰质胶结，胶结物中碳酸盐含量12～23%，泥质含量14～26%，含油饱和度62.6%。原油密度在0.934-0.952g/cm3之间，粘度大多在337-839mPa.S。原始地层压力15.6MPa，饱和压力12.3MPa。地层温度81℃，为常温常压系统。
2.开发形势及存在问题
2.1开发现状
该块经历了以下4个开发阶段：弹性开采、注水开发、加密调整、递减阶段。
随着采出程度的提高，含水不断上升，高含水停产井增多，产能进入递减状态。截止2011年12月，投产油井31口，开井29口，日液水平375t，单井日液12.9t，日油水平45t，单井日油1.6t，综合含水88%，平均动液面-560米；投注水井16口，开井9口，日注水平314方，单井日注35方，月注采比0.81
2.2存在问题及潜力分析
近年来受油藏非均质影响，随着层间层内矛盾加剧，水驱状况变差，含水上升速度加快。
①油层动用程度高、层内矛盾突出。
主力层2、3砂层组的射孔程度较高达80.0%，1组大部分发育气层、 4组下靠近水层需避射。近年环空产液剖面统计结果反映动层厚度为79.4%。PF4-2-73产液剖面显示层间矛盾突出，上部20#小层液量占全井液量的75.89%，产出液含水84.1%，是该井高含水的主要根源。
②水淹严重。
二砂层组为反韵律，纵向来看，下部水淹程度较强；平面来看，中部水淹程度较强。三砂层组为复合反韵律，纵向上，上部水淹程度较强；平面上，中部水淹程度较强。
从平面上看，不同层系水淹程度存在差异。24、31、32、33小层大部分面积已经被水淹，21、22和23小层相对好一些，尤其是21小层，水波及面积很小。
③剩余油潜力。
水淹规律和剩余油分布研究表明，井网不完善及储层的非均质性是制约该区开发效果的主要因素。二砂组的井网控制程度差，剩余油富集区大。由于城建影响，短期内挖掘难度较大。
三砂组中、边部的部分区域富含剩余油。如34小层受发育较好油层注采层间干扰， 纵向上物性较差的油层动用差或未动用形成剩余油，在小层的边部形成剩余油富集区。
3.多段塞微球调驱实施及效果评价
3.1多段塞微球调驱原理
深部调驱工艺要求材料可进入地层深部，封堵高渗水通道，产生液流转向，扩大波及体积。调驱体系应具有良好的稳定性，进入地层后可以发生膨胀，产生流动阻力，同时在外力作用下能够产生变形和突破，进入深部地层，形成多级封堵。常规堵水调剖材料无法实现深部调驱工艺要求。因此针对滨8-3块中低渗的地层特点引进了聚合物微球调驱体系。
聚合物微球具有 “注得进、堵得住、能移动”的特点，表现为：粒径为纳微米级，易于进入地层深部； 能吸水膨胀，可在孔喉处架桥滞留，改变液流方向；为粘弹性球体，在地层压力波动下可变形移动，产生多次封堵；耐温、耐盐、耐剪切，在地层条件下长期稳定。
根据滨8-3块油藏和工艺要求，室内研究优化调整了微球体系的”四个度”：粒度、膨胀度、强度和使用不同的浓度。
3.2现场试验
PF4-2-7井2011年6月22日开始调驱施工，截止7月17日全部完成，施工用时357小时，累计挤入堵剂1350m3。其中注入：中强冻胶段塞270方，压力8-9.8MPa；强冻胶180方，压力9.8-10.5MPa；过量顶替150方，压力10.5-10MPa；微球段塞750方，压力11.6-9.4 MPa。
PF4-3XN8井2011年10月14日开始调驱施工， 截止12月26日，累计挤入堵剂1425方。其中注入：中强冻胶段塞305方，压力9.8-11.2MPa；强冻胶400方，压力10.9-12.8MPa；过量顶替70方，压力14.6-14.5MPa；微球段塞650方，压力14-10.2MPa。
3.3效果分析
吸水剖面变化：调剖前6个层中只有3个吸水，调剖后6个层全部开始吸水；同时，从前后吸水剖面测试情况看，层间吸水发生了变化，如：10#层的相对吸水量由69.59%降至39.34%，11#层的相对吸水量由27.46%降至4.94%；9#层的相对吸水量由2.3%增至44.79%。
对应油井见效情况：位于水井东南方向生产3组的PF4-2-73井见效明显，含水由调剖前的89.3%逐渐下降到73.1%，日产油由3.5t升至5.9t，效果显著。
滨4-3XN8井10月14日开始调驱施工；施工2周后，对应油井PF4-3-83井开始见到明显增油降水效果，措施前日液7.2吨、日油1.4吨、含水79.8%，目前日液8.8t、日油3.6t、含水58%，效果显著。
两个井组对应油井共开井10口，措施前日液236方、日油24.3吨、含水89.7%，措施后日液236.1方、日油29.4吨、含水87.5%；其中含水下降6口井，增油5口井，累计增油743吨。
4.结论与认识
现场试验2个井组均取得了较好的效果，截至12月底井组综合含水下降2.2%，累计增油743t，预计累计增油可达1700t。说明聚合物微球调驱体系能够满足同类油藏中高含水期提高采油率的需要，具有很高的推广价值。
滨8-3块经过长期注水冲刷，地层物性发生明显变化，油水井之间存在窜流通道。建议采取“窜堵远驱”的施工模式，开展先期调剖工艺，封堵井间窜流通道，然后采用微球在线调驱工艺，实现深部调驱，达到提高采收率的目的。
【关键词】集合物微球；调驱段塞优化；采收率
1.区块概况及油藏特点
1.1区块概况
平方王油田滨8-3块，含油层系沙四中，含油面积1.4km2，地质储量439万吨，可采储量214万吨，采收率36.7%。
滨8-3块沙四中储层较发育。储层厚度60.6-85.6m，平均单井15.6层68.9m。沙四中分为四个砂层组19个小层。含油砂层组2个（2-3砂层组），含油小层8个（21-34）。油层分布受构造、岩性控制，为多层薄层状砂岩油藏。有统一的油气界面（-1510m）和油水界面（-1560m）。
1.2油藏特点
储层主要为粉砂岩和粉细砂岩，物性较差，渗透率低，非均质严重。平均孔隙度23%，空气渗透率83毫达西，灰质胶结，胶结物中碳酸盐含量12～23%，泥质含量14～26%，含油饱和度62.6%。原油密度在0.934-0.952g/cm3之间，粘度大多在337-839mPa.S。原始地层压力15.6MPa，饱和压力12.3MPa。地层温度81℃，为常温常压系统。
2.开发形势及存在问题
2.1开发现状
该块经历了以下4个开发阶段：弹性开采、注水开发、加密调整、递减阶段。
随着采出程度的提高，含水不断上升，高含水停产井增多，产能进入递减状态。截止2011年12月，投产油井31口，开井29口，日液水平375t，单井日液12.9t，日油水平45t，单井日油1.6t，综合含水88%，平均动液面-560米；投注水井16口，开井9口，日注水平314方，单井日注35方，月注采比0.81
2.2存在问题及潜力分析
近年来受油藏非均质影响，随着层间层内矛盾加剧，水驱状况变差，含水上升速度加快。
①油层动用程度高、层内矛盾突出。
主力层2、3砂层组的射孔程度较高达80.0%，1组大部分发育气层、 4组下靠近水层需避射。近年环空产液剖面统计结果反映动层厚度为79.4%。PF4-2-73产液剖面显示层间矛盾突出，上部20#小层液量占全井液量的75.89%，产出液含水84.1%，是该井高含水的主要根源。
②水淹严重。
二砂层组为反韵律，纵向来看，下部水淹程度较强；平面来看，中部水淹程度较强。三砂层组为复合反韵律，纵向上，上部水淹程度较强；平面上，中部水淹程度较强。
从平面上看，不同层系水淹程度存在差异。24、31、32、33小层大部分面积已经被水淹，21、22和23小层相对好一些，尤其是21小层，水波及面积很小。
③剩余油潜力。
水淹规律和剩余油分布研究表明，井网不完善及储层的非均质性是制约该区开发效果的主要因素。二砂组的井网控制程度差，剩余油富集区大。由于城建影响，短期内挖掘难度较大。
三砂组中、边部的部分区域富含剩余油。如34小层受发育较好油层注采层间干扰， 纵向上物性较差的油层动用差或未动用形成剩余油，在小层的边部形成剩余油富集区。
3.多段塞微球调驱实施及效果评价
3.1多段塞微球调驱原理
深部调驱工艺要求材料可进入地层深部，封堵高渗水通道，产生液流转向，扩大波及体积。调驱体系应具有良好的稳定性，进入地层后可以发生膨胀，产生流动阻力，同时在外力作用下能够产生变形和突破，进入深部地层，形成多级封堵。常规堵水调剖材料无法实现深部调驱工艺要求。因此针对滨8-3块中低渗的地层特点引进了聚合物微球调驱体系。
聚合物微球具有 “注得进、堵得住、能移动”的特点，表现为：粒径为纳微米级，易于进入地层深部； 能吸水膨胀，可在孔喉处架桥滞留，改变液流方向；为粘弹性球体，在地层压力波动下可变形移动，产生多次封堵；耐温、耐盐、耐剪切，在地层条件下长期稳定。
根据滨8-3块油藏和工艺要求，室内研究优化调整了微球体系的”四个度”：粒度、膨胀度、强度和使用不同的浓度。
3.2现场试验
PF4-2-7井2011年6月22日开始调驱施工，截止7月17日全部完成，施工用时357小时，累计挤入堵剂1350m3。其中注入：中强冻胶段塞270方，压力8-9.8MPa；强冻胶180方，压力9.8-10.5MPa；过量顶替150方，压力10.5-10MPa；微球段塞750方，压力11.6-9.4 MPa。
PF4-3XN8井2011年10月14日开始调驱施工， 截止12月26日，累计挤入堵剂1425方。其中注入：中强冻胶段塞305方，压力9.8-11.2MPa；强冻胶400方，压力10.9-12.8MPa；过量顶替70方，压力14.6-14.5MPa；微球段塞650方，压力14-10.2MPa。
3.3效果分析
吸水剖面变化：调剖前6个层中只有3个吸水，调剖后6个层全部开始吸水；同时，从前后吸水剖面测试情况看，层间吸水发生了变化，如：10#层的相对吸水量由69.59%降至39.34%，11#层的相对吸水量由27.46%降至4.94%；9#层的相对吸水量由2.3%增至44.79%。
对应油井见效情况：位于水井东南方向生产3组的PF4-2-73井见效明显，含水由调剖前的89.3%逐渐下降到73.1%，日产油由3.5t升至5.9t，效果显著。
滨4-3XN8井10月14日开始调驱施工；施工2周后，对应油井PF4-3-83井开始见到明显增油降水效果，措施前日液7.2吨、日油1.4吨、含水79.8%，目前日液8.8t、日油3.6t、含水58%，效果显著。
两个井组对应油井共开井10口，措施前日液236方、日油24.3吨、含水89.7%，措施后日液236.1方、日油29.4吨、含水87.5%；其中含水下降6口井，增油5口井，累计增油743吨。
4.结论与认识
现场试验2个井组均取得了较好的效果，截至12月底井组综合含水下降2.2%，累计增油743t，预计累计增油可达1700t。说明聚合物微球调驱体系能够满足同类油藏中高含水期提高采油率的需要，具有很高的推广价值。
滨8-3块经过长期注水冲刷，地层物性发生明显变化，油水井之间存在窜流通道。建议采取“窜堵远驱”的施工模式，开展先期调剖工艺，封堵井间窜流通道，然后采用微球在线调驱工艺，实现深部调驱，达到提高采收率的目的。