駱飛飛，金 萍，錢川川，張吉源

（1.中國石油新疆油田勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000；2.中國石油新疆油田采油二廠，新疆克拉瑪依834008）

礫巖油藏二元復(fù)合驅(qū)注采特征及階段效果研究
——以克拉瑪依油田七中區(qū)為例

駱飛飛*1，金 萍2，錢川川1，張吉源2

（1.中國石油新疆油田勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000；2.中國石油新疆油田采油二廠，新疆克拉瑪依834008）

克拉瑪依油田七中區(qū)試驗(yàn)區(qū)于2011年8月投入二元復(fù)合驅(qū)油，現(xiàn)已見到一定的降水增油效果，產(chǎn)油量由26.0t/d上升到55t/d，綜合含水由91.46%降至81.32%，累積增油44096t。目前正處于復(fù)合驅(qū)見效期。復(fù)合驅(qū)期間的動(dòng)態(tài)特征在水井上表現(xiàn)為注入井壓力上升，滲流阻力增加，注入能力下降；在油井上表現(xiàn)為日產(chǎn)油量上升，含水波動(dòng)下降，產(chǎn)液剖面明顯改善。在復(fù)合驅(qū)開發(fā)中要不斷加深對(duì)儲(chǔ)層的物性認(rèn)識(shí)，實(shí)時(shí)調(diào)整配方體系，加強(qiáng)與儲(chǔ)層的配伍性，通過調(diào)剖減少層內(nèi)、層間干擾，抑制聚/表竄流，監(jiān)測地層污染，及時(shí)改造儲(chǔ)層，充分發(fā)揮二元體系驅(qū)油效果。

二元復(fù)合驅(qū)；注采特征；礫巖油藏；效果分析

聚合物/表面活性劑(簡稱為聚/表)二元復(fù)合驅(qū)是一種利用聚合物的流度控制能力和粘彈性作用以及表面活性劑大幅度降低油水界面張力的特性，既提高波及系數(shù)又提高驅(qū)油效率，進(jìn)而提高采收率的三次采油技術(shù)[1]。該技術(shù)被認(rèn)為比聚合物驅(qū)更有潛力[2]。但是由于三元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)在應(yīng)用中暴露的一些問題，如含堿形成堿垢導(dǎo)致地層滲透率下降,腐蝕管柱、產(chǎn)出液破乳困難、粘度保持率低等[3-6]，使其推廣應(yīng)用受到了限制?？死斠烙吞锲咧袇^(qū)屬于礫巖油藏，經(jīng)過40多年注水開發(fā)，已處于高含水、高采出程度階段。由于油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，各油層的動(dòng)用狀況差異很大,剩余油分布比較復(fù)雜，水驅(qū)開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)難度大。為了尋求老區(qū)開發(fā)方式的有序接替，已經(jīng)開展了聚合物驅(qū)礦場試驗(yàn)，取得了一定效果[7]。為了進(jìn)一步提高采收率，研制了聚/表復(fù)合驅(qū)油體系，于2007年12月在克拉瑪依油田七中區(qū)東部克下組S7砂層組進(jìn)行了二元復(fù)合驅(qū)工業(yè)化試驗(yàn)。

1 現(xiàn)場試驗(yàn)概況

1.1 試驗(yàn)區(qū)簡介

七中二元驅(qū)試驗(yàn)區(qū)位于克拉瑪依油田七中區(qū)下克拉瑪依組油藏東部的S7砂層組，為東南向傾伏的斷鼻構(gòu)造，油藏屬于洪積相扇頂亞相沉積，以主槽微相為主。巖性以小礫巖、砂礫巖和含礫砂巖為主，主力油層為S72-3、 S73層。試驗(yàn)區(qū)含油面積1.21km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量120.83× 104t,采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，注采井距150m，含有注入井18口，生產(chǎn)井26口(含中心井10口)。油藏平均沉積厚度40.8m，砂層平均厚度34.2m，層間隔層不發(fā)育。儲(chǔ)層孔隙類型以次生孔隙為主，平均孔隙度17.5%，平均滲透率為69.4mD，層內(nèi)平均滲透率變異系數(shù)為1.0～2.0，級(jí)差40～259倍，層間滲透率級(jí)差2～7倍。平、剖面非均質(zhì)強(qiáng)，南北滲透性差異大，屬中孔、中低滲油藏。油藏內(nèi)為統(tǒng)一的水動(dòng)力系統(tǒng)，目的層油層溫度33℃，地下原油粘度6.0mPa·s，原始地層壓力16.1MPa，壓力系數(shù)1.4，飽和壓力14.1MPa。2007年12月～2010年6月為空白水驅(qū)階段。截至2010年6月，試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)液水平為445.2t/d，產(chǎn)油水平為26.0t/d，綜合含水為94.16%，注入水平為623.17m3/d，注入壓力為12.23MPa，階段采出程度3.97%，總采出程度45.87%。

1.2 注入方案

礦場采用清水配置母液、處理過的污水稀釋注入的三段塞注入方式。第一段塞為聚合物前置調(diào)剖段塞，聚合物分子量為2500萬，濃度為1800mg/L，注入段塞尺寸為0.06PV；第二段塞為聚-表二元主體段塞，聚合物分子量為2500萬，濃度為1600mg/L，表面活性劑濃度為0.3%，注入段塞尺寸為0.50PV；第三段塞為聚合物后置保護(hù)段塞，聚合物濃度為1400mg/L，注入段塞尺寸為0.10PV，注入速度0.14PV/a。這一設(shè)計(jì)使得驅(qū)油體系中的各段塞粘度呈梯度分布，旨在減緩驅(qū)替液與被驅(qū)替液間的粘性指進(jìn)或舌進(jìn)現(xiàn)象。

1.3 實(shí)施進(jìn)展

2010年7月～2011年7月，試驗(yàn)東北部水井由空白水驅(qū)改注聚合物前置調(diào)剖段塞，2011年8月全面改注二元主體段塞。到2013年6月底，試驗(yàn)區(qū)已累積注入化學(xué)劑段塞0.32PV，主體段塞完成方案設(shè)計(jì)的44.8%，整個(gè)注入過程中，化學(xué)劑的注入濃度基本符合方案設(shè)計(jì)值。

至2013年6月，試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)液水平為294.3t/d，產(chǎn)油水平為55.0t/d，綜合含水率為81.32%，采油速度為0.14%，注入水平為680m3/d，注入壓力為13.80MPa。

2 二元復(fù)合驅(qū)油效果

試驗(yàn)區(qū)在注入化學(xué)劑段塞0.02PV后，產(chǎn)油水平由逐漸下降變?yōu)橹饾u上升；綜合含水率由原來的逐漸上升變?yōu)轱@著下降。2013年6月底試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)油水平比注入前的26t/d上升了29t/d，產(chǎn)油量為原來的2.11倍；綜合含水率比注入前的94.16%下降了12.84%；降水增油效果明顯，試驗(yàn)區(qū)復(fù)合驅(qū)后已累積增產(chǎn)原油44096t，采收率提高了3.65%（圖1）。數(shù)值模擬跟蹤預(yù)測結(jié)果表明，試驗(yàn)區(qū)最低含水率可以降至80.0%，復(fù)合驅(qū)增加可采儲(chǔ)量15.52×104t，提高采收率14.5%，顯示了復(fù)合驅(qū)的良好發(fā)展前景。

圖1 試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)曲線

試驗(yàn)區(qū)油井開井26口，排除3口在2012年下半年補(bǔ)鉆的新井，2口注采對(duì)應(yīng)不完善的邊井，5口液量受泵況及壓裂措施影響的生產(chǎn)井以外，其余井全部見到了明顯的降水增油效果（表1）。這16口井產(chǎn)油水平由注入前的18.51t/d上升至41.05t/d；綜合含水率由注入前的94.30%下降至79.46%。其中，所統(tǒng)計(jì)的6口中心井（T72235，T72237，T72246，T72247，T72248，T72259）的產(chǎn)油水平由注入前的6.30t/d上升至17.41t/d，平均單井產(chǎn)油水平達(dá)到了2.90t/d；綜合含水率下降至71.35%，核心井T72247井日產(chǎn)油水平增加了4.32倍，含水下降了38.60%。

表1 采油井二元驅(qū)前后產(chǎn)量變化

3 二元復(fù)合驅(qū)期間注采動(dòng)態(tài)特征

復(fù)合驅(qū)開始后油水井變化明顯不同于水驅(qū)階段，主要特征為注入井注入壓力和滲流阻力增加，滲流能力下降；油井產(chǎn)油量上升，含水波動(dòng)下降；剖面動(dòng)用得到改善；采出原油的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)組分含量增加。

3.1 注入壓力上升，注采壓差增大

投注前置調(diào)剖段塞后，試驗(yàn)區(qū)16口注入井的井口壓力均出現(xiàn)不同程度的上升，平均注入壓力由水驅(qū)階段的11.23MPa平均上升到13.77MPa，升幅2.54MPa，反映了注入的聚合物分子吸附在了儲(chǔ)層空間較大的孔隙、吼道上，形成的凝膠在孔隙內(nèi)部起到封堵作用[8]，使注入井井底附近滲流阻力增加，有利于聚合物溶液驅(qū)替中低滲透層的原油；轉(zhuǎn)入主體段塞后，注入井壓力穩(wěn)中有升，平均上升了0.2MPa左右。產(chǎn)生原因是：①由于表面活性劑分子比聚合物分子小的多，使孔道通過能力有大幅度提高；②低界面張力表面活性劑能進(jìn)一步驅(qū)動(dòng)殘余油，相比聚合物體系，聚-表體系滲濾能力進(jìn)一步增加；③由于表面活性劑分子在巖心內(nèi)表面的吸附，一定程度上抑制了聚合物分子的再次吸附，減少了聚合物分子和凝膠造成的堵塞。目前的注采井流壓壓差為19.4MPa，水驅(qū)階段為14.6MPa，比水驅(qū)階段上升了4.8MPa。

3.2 滲流阻力增加，注入能力下降

注入井注入不同流體，在霍爾曲線圖上反映為不同直線段，用曲線分段回歸求出各直線段的斜率，體現(xiàn)了各注入時(shí)期滲流阻力和流動(dòng)系數(shù)的變化，其斜率與空白水驅(qū)直線段斜率之比為視阻力系數(shù)。視阻力系數(shù)越大，說明地層對(duì)該流體導(dǎo)流能力越低，阻力系數(shù)越小，導(dǎo)流能力越強(qiáng)[9-13]。試驗(yàn)區(qū)7口可對(duì)比注入井空白水驅(qū)后期的視阻力系數(shù)平均為1.08，注前置調(diào)剖段塞1.12，表明滲流阻力增加，油層導(dǎo)流能力降低，但升幅較小。分析原因?yàn)檎{(diào)剖井僅分布在試驗(yàn)區(qū)局部，調(diào)剖后未能及時(shí)注入聚合物保護(hù)段塞，而是注的污水，調(diào)剖受效規(guī)模較小。注入主體段塞后，曲線的斜率增大為1.39，地層導(dǎo)流能力進(jìn)一步降低，分析原因主要是全面注入聚合物溶液，改善了水油流度比，聚合物段塞推進(jìn)到中低滲透層。

3.3 剖面動(dòng)用狀況得到改善

二元體系的注入起到了一定的調(diào)剖作用，緩和了層內(nèi)、層間矛盾，油藏的縱向非均質(zhì)性得到了改善，油井產(chǎn)量趨勢明顯轉(zhuǎn)好。從4口可對(duì)比井產(chǎn)液剖面資料可知（表2），空白水驅(qū)后期（2010年5～10月），試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)液以非主力層屬T2k12-2層）層為主，占32.6%，主力層S層（T2k12-3）產(chǎn)液較少；注入二元主體段塞見效后，層有所下降層產(chǎn)液比例增加為60.9%；到2013年5～6月，經(jīng)過進(jìn)一步調(diào)整注入體系，主力層產(chǎn)液比例增加到68.7%，層均明顯降低。并且主力層層厚度動(dòng)用均勻上升。對(duì)照4口井的生產(chǎn)情況（表3），隨著二元體系的注入，呈現(xiàn)出產(chǎn)液量大幅下降，產(chǎn)油水平逐步提升，含水大幅下降的良好趨勢。

表2 4口可對(duì)比井產(chǎn)液剖面變化

表3 4口可對(duì)比井產(chǎn)量剖面變化

3.4 單井日產(chǎn)油量上升，含水波動(dòng)下降

試驗(yàn)區(qū)從2011年底整體明顯見效后，日產(chǎn)油量保持上升的趨勢，含水保持下降的趨勢，但不是持續(xù)下降，而是波動(dòng)下降，在某個(gè)階段含水會(huì)出現(xiàn)一定程度的平穩(wěn)，然后下降。在個(gè)別單井中變現(xiàn)尤為突出，含水呈鋸齒狀波動(dòng)變化。分析原因主要是高產(chǎn)井關(guān)井或停產(chǎn)；見效井見效時(shí)間不同期、長短不一；新投產(chǎn)井含水升高；高產(chǎn)見效井含水波動(dòng)；油井對(duì)應(yīng)的受效注入井配合周圍補(bǔ)鉆的新井關(guān)井而造成含水波動(dòng)；聚合物無效循環(huán)導(dǎo)致油井的含水回升。當(dāng)只有1～2個(gè)不利因素的影響時(shí)，整體含水不會(huì)受到大的影響。多種因素同時(shí)作用時(shí)會(huì)對(duì)整體含水下降造成較大的影響。

3.5 采出原油中膠質(zhì)和瀝青質(zhì)組分增加

膠質(zhì)和瀝青質(zhì)增加是復(fù)合驅(qū)注入后見效的典型現(xiàn)象，由于其粘度與界面張力具有提高波及系數(shù)和驅(qū)油效率雙重作用，可以采出一些水驅(qū)較難采出的含膠質(zhì)瀝青質(zhì)較多的重質(zhì)油。統(tǒng)計(jì)分析試驗(yàn)區(qū)9口油井采出原油族組分?jǐn)?shù)據(jù)得出，水驅(qū)階段（2007年數(shù)據(jù)）采出的原油膠質(zhì)含量6.8%，瀝青質(zhì)1.6%；復(fù)合驅(qū)階段（2013年數(shù)據(jù)）采出的原油膠質(zhì)含量9.38%，瀝青質(zhì)2.51%。顯示出原油重質(zhì)組分增加，說明表面活性劑起到了提高驅(qū)油效率的左右，可以將殘余油和難以洗出的重質(zhì)組分從巖石表面剝離并分散于驅(qū)替液中驅(qū)出。

4 二元驅(qū)過程中的經(jīng)驗(yàn)

4.1 不斷調(diào)整配方體系，增強(qiáng)與儲(chǔ)層的適應(yīng)性

儲(chǔ)層的滲透性及孔喉微觀特征是影響開發(fā)效果的直接因素，因此配方體系與儲(chǔ)層的配伍性是決定采收率高低的前提條件。試驗(yàn)區(qū)注聚以來，結(jié)合儲(chǔ)層平剖面非均質(zhì)性及南北滲透性差異，通過二元體系注入、流動(dòng)性物模實(shí)驗(yàn)，注入體系中聚合物的分子量由2500萬調(diào)整為1000萬，北部濃度為1000mg/L，南部濃度為800mg/L，表活劑濃度從0.3%調(diào)整為0.2%，經(jīng)過調(diào)整后北部中滲區(qū)注入井壓力穩(wěn)中有升，南部低滲區(qū)壓力穩(wěn)定。

4.2 示蹤劑監(jiān)測兼顧調(diào)剖治理聚合物竄流通道

空白水驅(qū)期間通過示蹤劑監(jiān)測顯示儲(chǔ)層局部水流優(yōu)勢通道發(fā)育，導(dǎo)致部分井液量提高的同時(shí)，水竄嚴(yán)重。由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，優(yōu)勢通道在平面上主要分布在油藏北部和東部，中部不發(fā)育，剖面上主要分布在S73-1層，S72-3層次之。通過有針對(duì)性的前置調(diào)剖措施，7個(gè)調(diào)剖井組的注入井注入壓力上升0.9～1.9MPa，采油井液量大幅度下降（43.3%），含水下降6.3%，累積增油加2252.6t，剖面上動(dòng)用更S72、S73各小層均勻動(dòng)用，非均質(zhì)性明顯改善，取得顯著的效果。

4.3 動(dòng)態(tài)跟蹤地層污染，及時(shí)改造儲(chǔ)層，提高滲流能力

隨著二元體系的注入，試井解釋顯示油、水井都存在一定的地層堵塞。對(duì)注入井采取壓裂解除近井地帶污染、提高注入速度、增大生產(chǎn)壓差為主提高滲流速度；對(duì)采油井通過擠液、壓裂、調(diào)參來解除污染，改造儲(chǔ)層，提高排液量，開發(fā)形勢逐步好轉(zhuǎn)。

5 結(jié)論

（1）在高含水、高采出程度、油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)的七中試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行二元復(fù)合驅(qū)，是聚驅(qū)和三元復(fù)合驅(qū)之外對(duì)礫巖油藏三次采油技術(shù)的重要探索，試驗(yàn)區(qū)取得了一定的降水增油效果，對(duì)同類油藏的提高采收率研究具有借鑒意義。

（2）試驗(yàn)區(qū)注入二元體系后，注入壓力升高，注采壓差增大，滲流阻力增加，波及體積擴(kuò)大，剖面動(dòng)用改善。

（3）不斷加深儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)，動(dòng)態(tài)調(diào)整配方體系，監(jiān)測滲流優(yōu)勢通道，跟蹤地層污染，提液引效等一體化優(yōu)化措施是提高差油層動(dòng)用程度的有效方法。

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TE357.4

A

1004-5716(2015)06-0023-04

2014-05-20

駱飛飛（1986-），女（漢族），湖北襄陽人，助理工程師，現(xiàn)從事油氣藏評(píng)價(jià)研究工作。