呂端川 ，孟琦 ，宋金鵬 ，張依旻 ，狄喜鳳 ，劉文臣

（1.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.山東省油藏地質(zhì)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東青島266580；3.天津石油職業(yè)技術(shù)學(xué)院，天津 301636；4.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

三元復(fù)合驅(qū)（ASP）作為三次采油中提高采收率的開發(fā)措施，最早由國外在上世紀(jì)70年代提出。大慶油田在1988年最先引入國內(nèi)。室內(nèi)模擬和礦場(chǎng)試驗(yàn)研究表明，三元復(fù)合驅(qū)既能實(shí)現(xiàn)掃油面積的增大，又能實(shí)現(xiàn)驅(qū)替效率的提高，且平均采油效率比水驅(qū)高20%。目前，多個(gè)油田的生產(chǎn)單位已進(jìn)行了三元復(fù)合驅(qū)的開發(fā)實(shí)踐［1-3］。為了實(shí)現(xiàn)采收率的提高，研究者多從三元復(fù)合驅(qū)替劑與原油物性之間產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)的角度出發(fā)，針對(duì)特定地區(qū)某一原油物性的復(fù)合驅(qū)替劑的化學(xué)組分配比情況開展具體工作，重點(diǎn)是確定不同表面活性劑對(duì)降低界面張力的作用。經(jīng)過近30 a的實(shí)踐摸索，各油田已實(shí)現(xiàn)了針對(duì)特定地區(qū)原油物性的復(fù)合驅(qū)替劑的制備［4-6］。復(fù)合驅(qū)替劑中的強(qiáng)堿、高分子聚合物等化學(xué)物質(zhì)會(huì)對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生一定的物理化學(xué)改造作用，從而改變儲(chǔ)層內(nèi)部的孔滲條件，進(jìn)而影響后期剩余油挖潛措施的制定［7］。但是受限于真實(shí)巖心資料的缺乏，很少有學(xué)者利用同一沉積單元不同開發(fā)階段的取心井資料，開展復(fù)合驅(qū)替劑與巖石顆粒之間的化學(xué)反應(yīng)對(duì)儲(chǔ)層孔滲條件改造的定量化研究［8-9］。為了綜合分析復(fù)合驅(qū)對(duì)剩余油的驅(qū)替效率，同時(shí)確定復(fù)合驅(qū)對(duì)儲(chǔ)層物性的改造作用，進(jìn)而分析其對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)能的影響，有必要利用同一沉積微相內(nèi)復(fù)合驅(qū)前后2個(gè)階段的取心井巖心數(shù)據(jù)開展研究。

1 研究區(qū)概況及開發(fā)現(xiàn)狀

研究區(qū)位于大慶長(zhǎng)垣杏樹崗油田杏六區(qū)東部，主力油層為葡萄花油層組的PI1-3小層，屬于淺水三角洲沉積背景下的三角洲平原亞相。該主力層在1968年投產(chǎn)后，經(jīng)歷數(shù)次井網(wǎng)加密調(diào)整，到2007年的綜合含水率超過95%，屬于特高含水階段。該地區(qū)在2007年底進(jìn)行了三元復(fù)合驅(qū)的開發(fā)部署，其中三元復(fù)合驅(qū)替劑注入到PI1-2層的井?dāng)?shù)約占1/3，均集中在研究區(qū)西部。大部分井的注入層位是PI3小層，分布在研究區(qū)中東部。在進(jìn)行復(fù)合驅(qū)之前，鉆取X6-12-JE24井以確定水驅(qū)之后的剩余油分布情況。該井在2008年12月作為復(fù)合驅(qū)的采油井投入生產(chǎn)，射開層位即是PI3小層。在2015年底，距該井36 m處鉆取X6-11-J650井以研究復(fù)合驅(qū)后的剩余油分布特征。

2 復(fù)合驅(qū)層段巖心特征

2.1 巖性特征

2口取心井均在PI3小層內(nèi)發(fā)育近3 m的泥巖夾層，將該小層分為PI32和PI33兩個(gè)單砂體，其中X6-12-JE24井的 2個(gè)單砂體分別厚 3.9，5.3 m，X6-11-J650井的2個(gè)單砂體分別厚4.0，5.9 m。各單砂體內(nèi)的不同巖性厚度及厚度比數(shù)據(jù)如表1、表2所示。單砂體范圍內(nèi)顆粒粒度整體呈正韻律，并且2口井中PI32單砂體與下伏灰綠色泥巖接觸處均無明顯沖刷面，而呈突變接觸，表示在該砂體沉積時(shí)期2口井所在位置的水動(dòng)力均突然增強(qiáng)。PI33單砂體與上覆灰綠色泥巖之間呈漸變接觸，表示該沉積時(shí)期2口井位置均處于穩(wěn)定的水進(jìn)階段。其中PI33單砂體的頂部粉砂巖段偶見鈣質(zhì)團(tuán)塊及泥質(zhì)條帶。根據(jù)取心井地層厚度與井距數(shù)據(jù)，按照三角函數(shù)公式計(jì)算地層傾角為0.8°左右，為平緩地層。結(jié)合該地區(qū)淺水三角洲的沉積背景［10-11］，且根據(jù)淺水三角洲條件下分流河道的寬厚比達(dá)80～90［12-14］，認(rèn)為2口井位于三角洲平原亞相中的同一分流河道沉積內(nèi)，且屬于同一個(gè)沉積單元。

表1 取心井內(nèi)PI32單砂體巖性厚度

表2 取心井內(nèi)PI33單砂體巖性厚度

在PI32單砂體層段，X6-12-JE24井的巖性主要為粉砂巖，而X6-11-J650井的巖性以細(xì)砂巖為主，其次為泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖。該單砂體內(nèi)橫向上的巖性變化表明，2口井位于同一河道的不同位置，即X6-12-JE24井與分流河道主體的距離要比X6-11-J650井遠(yuǎn)，X6-11-J650井更靠近河道主體位置。在PI33單砂體層段，兩井的巖性均主要為細(xì)砂巖，其次為粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖。按照沉積相帶的橫向變化規(guī)律，2口井砂體連通。該單砂體內(nèi)巖性橫向變化表明，X6-12-JE24井更靠近河道主體位置。因此，三角洲平原亞相中的分流河道在該小層內(nèi)表現(xiàn)出遷移的特征，由下到上河道主體由北向南發(fā)生了遷移。按照單砂體內(nèi)巖性組成規(guī)律，建立巖性組合模型（見圖1）。

2.2 物性及含油性特征

對(duì)2口取心井在主力油層段均進(jìn)行了密集取樣測(cè)試。根據(jù)巖心孔滲測(cè)試結(jié)果，得到各類巖性段的孔滲數(shù)據(jù)（見表3，表4）。X6-12-JE24井中PI3小層的測(cè)試數(shù)據(jù)表明，在復(fù)合驅(qū)之前，PI33單砂體中粉砂巖的孔滲性均比PI32中的差，且滲透率只有PI32中的33%。X6-11-J650井中PI3小層的測(cè)試數(shù)據(jù)表明，在復(fù)合驅(qū)之后，PI33單砂體中粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及細(xì)砂巖的孔滲性均比PI32中的好，且粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和細(xì)砂巖中的滲透率分別為PI32中的2.1倍、18.5倍和3.4倍。由于JE24井中PI33單砂體內(nèi)泥質(zhì)粉砂巖段薄，厚度比例低，該位置處得到的孔滲數(shù)據(jù)可信度不高，故對(duì)該數(shù)據(jù)自動(dòng)忽略。根據(jù)前文分析，只有當(dāng)2口井位于同一分流河道內(nèi)的同一沉積單元條件下，關(guān)于物性數(shù)據(jù)的分析對(duì)比才有實(shí)際意義。上述結(jié)果表明PI3小層內(nèi)2個(gè)單砂體中，不同巖性之間的孔滲發(fā)育程度存在差異，且經(jīng)過復(fù)合驅(qū)之后，2個(gè)單砂體的孔滲條件均發(fā)生了變化。

圖1 取心井PI3小層單砂體級(jí)別儲(chǔ)層內(nèi)部巖性組合模式

表3 取心井PI32單砂體內(nèi)巖性物性及含油飽和度

表4 取心井PI33單砂體內(nèi)巖性物性及含油飽和度

在復(fù)合驅(qū)之前，PI32單砂體中粉砂巖的含油飽和度比PI33中的高18.3%。在復(fù)合驅(qū)之后，由于X6-11-J650井的粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖呈薄條帶狀分布，這2類巖性的測(cè)試數(shù)據(jù)點(diǎn)少不再參與計(jì)算。根據(jù)細(xì)砂巖的測(cè)試數(shù)據(jù)計(jì)算結(jié)果，PI32單砂體中細(xì)砂巖的含油飽和度比PI33中的低19.1%，且在PI33單砂體中，復(fù)合驅(qū)前后粉砂巖與細(xì)砂巖中的含油飽和度之比分別為1.4倍和1.6倍。數(shù)據(jù)表明：在復(fù)合驅(qū)之后，2個(gè)單砂體內(nèi)不同巖性段的油氣富集程度發(fā)生了變化，且該變化不是均勻的，而是與巖性有關(guān)。

3 儲(chǔ)層改造特征

基于PI3小層單砂體級(jí)別相同巖性約束條件進(jìn)行了儲(chǔ)層改造特征的研究。由于2口取心井的巖性在PI32單砂體內(nèi)的差異較大，不滿足相同巖性前后對(duì)比的要求。而PI33單砂體能夠滿足該條件，因此主要以PI33單砂體作為分析儲(chǔ)層物性變化的目的層段，且由于X6-12-JE24井的泥質(zhì)粉砂巖段所占比例太小，本次對(duì)比主要在2口取心井PI33單砂體內(nèi)的粉砂巖和細(xì)砂巖段中進(jìn)行。

如表4所示，PI33單砂體層段在復(fù)合驅(qū)之后，粉砂巖中的孔隙度增加14.2%，滲透率增加149.1%。細(xì)砂巖中的孔隙度增加2.4%，滲透率增加72.2%。即復(fù)合驅(qū)對(duì)儲(chǔ)層孔滲條件的改造程度與巖性類型相關(guān)性比較明顯，且復(fù)合驅(qū)替劑對(duì)粉砂巖的改造程度遠(yuǎn)高于細(xì)砂巖。但是對(duì)比復(fù)合驅(qū)之后粉砂巖與細(xì)砂巖層段的孔滲條件，結(jié)果仍然是細(xì)砂巖中的孔滲發(fā)育程度要高于粉砂巖。尤其是細(xì)砂巖的滲透率是粉砂巖中的3.5倍。即在復(fù)合驅(qū)之后，細(xì)砂巖段仍是復(fù)合驅(qū)替劑在地下的主要滲流路徑。

考慮到重力因素對(duì)儲(chǔ)層中流體滲流的影響［15-16］，以取心井X6-11-J650井PI3小層2個(gè)單砂體中的細(xì)砂巖段作為分析的目的層段。將該層段按照厚度等分為上、中、下三段，其孔滲分布如圖2所示。在PI32單砂體內(nèi)，孔滲數(shù)據(jù)由上到下均由大變??；PI33單砂體內(nèi)，孔隙度在中部呈低值，滲透率數(shù)值由上到下逐漸減小。結(jié)合研究區(qū)進(jìn)行三元復(fù)合驅(qū)的開發(fā)實(shí)際，認(rèn)為該細(xì)砂巖段在長(zhǎng)期的復(fù)合驅(qū)替劑的沖刷過程中產(chǎn)生一系列物理化學(xué)反應(yīng)，顆粒溶蝕部分在重力分異作用下向底部發(fā)生沉淀，對(duì)部分小孔隙造成堵塞，引起滲透率在垂向的分布差異。

圖2 X6-11-J650井PI3小層細(xì)砂巖孔滲分布

以上數(shù)據(jù)顯示，驅(qū)替劑在一定程度上對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行改造，且這種改造存在一定的規(guī)律性，需要結(jié)合開發(fā)歷史進(jìn)行分析。之所以出現(xiàn)復(fù)合驅(qū)替劑對(duì)細(xì)砂巖的改造程度低于粉砂巖，是因?yàn)樵谠缙诘乃?qū)過程中，由于細(xì)砂巖孔滲初始條件優(yōu)于粉砂巖。所以，細(xì)砂巖作為優(yōu)選路徑首先受到注入水的沖刷，而粉砂巖由于初始物性差，會(huì)形成注入水的繞流，故而在早期開發(fā)階段其物性影響程度低于細(xì)砂巖。在后期的復(fù)合驅(qū)開發(fā)階段，由于聚合物的黏度增大，注入劑不再集中于細(xì)砂巖中流動(dòng)，而在粉砂巖中的流動(dòng)范圍增大，驅(qū)替劑波及體積的增加導(dǎo)致粉砂巖的改造程度明顯提高，而細(xì)砂巖中的改造程度已不再明顯。因此，對(duì)特高含水期的剩余油進(jìn)行挖潛時(shí)，仍要將主力油層段的低滲區(qū)作為目標(biāo)區(qū)，通過化學(xué)驅(qū)替劑的注入，進(jìn)而增大波及體積，對(duì)早期繞流式的剩余油實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替。

4 驅(qū)替效率分析

根據(jù)2口取心井的含油性測(cè)試資料，在復(fù)合驅(qū)之后，PI33單砂體內(nèi)的剩余油飽和度在不同巖性中的變化存在差異。在細(xì)砂巖中的含油飽和度降低幅度達(dá)11.9%，在粉砂巖中的含油飽和度略有增加，增加幅度為2.2%。即三元復(fù)合驅(qū)替劑在細(xì)砂巖中的掃油效果明顯，而在粉砂巖中由于滲流條件的限制，導(dǎo)致剩余油更集中。結(jié)合上述物性及巖性組合分析，認(rèn)為三元復(fù)合驅(qū)替劑在孔滲性好的層段能夠?qū)κＳ嘤瓦M(jìn)行有效排驅(qū)，而在孔滲性差的層段雖然能夠增大波及體積而增加掃油面積。但是受重力的影響，在頂部低滲區(qū)并未形成有效驅(qū)替，反而發(fā)生了周圍高滲區(qū)驅(qū)替出的可動(dòng)剩余油在該部位的再次聚集，形成繞流式剩余油。因此，對(duì)剩余油的挖潛，需要在巖性組合的基礎(chǔ)上，尋找有效的對(duì)頂部低滲區(qū)的挖潛方式。

表5 取心井細(xì)砂巖段不同位置含油飽和度

如表5所示，在X6-11-J650井PI3小層PI32單砂體內(nèi)，細(xì)砂巖段上部的剩余油飽和度分別為中部和下部的1.4倍和1.8倍。在PI33單砂體中，該比例分別為1.8倍和3.0倍，結(jié)合物性數(shù)據(jù)，說明PI33單砂體中細(xì)砂巖內(nèi)剩余油豐度垂向分布差異性比PI32中的強(qiáng)。在PI33單砂體中，與復(fù)合驅(qū)之前的X6-12-JE24井對(duì)比，上、中、下3部分剩余油降低的幅度分別為11.5%，14.8%和24%，即細(xì)砂巖下段的驅(qū)替效率最高。說明復(fù)合驅(qū)替劑在儲(chǔ)層中的滲流受重力因素的影響較大。

5 剩余油產(chǎn)能評(píng)價(jià)

根據(jù)以往研究，認(rèn)為儲(chǔ)層中剩余油豐度及產(chǎn)能與儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、含油飽和度、有效厚度等因素有關(guān)［17-19］。本次通過復(fù)合驅(qū)前后對(duì)比發(fā)現(xiàn)，在復(fù)合驅(qū)開發(fā)之后，不同巖性層段的孔滲條件均有所增強(qiáng)，且局部層段的剩余油飽和度超過40%，即在復(fù)合驅(qū)之后，仍存在一定的剩余產(chǎn)能可供挖潛。

根據(jù)以上分析認(rèn)為，在三元復(fù)合驅(qū)之后，不同巖性間的物性差異也進(jìn)一步加大，儲(chǔ)層非均質(zhì)程度增強(qiáng)，降低了復(fù)合驅(qū)替劑在儲(chǔ)層中的掃油效率，進(jìn)而影響油井產(chǎn)能。因此，需要對(duì)儲(chǔ)層在單砂體中的級(jí)別進(jìn)行更精細(xì)的儲(chǔ)層砂體類型識(shí)別，確定驅(qū)替劑繞流區(qū)，對(duì)與其相鄰的高滲區(qū)進(jìn)行堵水，且在高滲區(qū)驅(qū)替效率較低的中上部進(jìn)行注入劑注入速率的調(diào)整，以緩解重力因素的影響。在井網(wǎng)范圍內(nèi)綜合利用調(diào)剖堵水、細(xì)分層注液等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)剩余油的有效排驅(qū)［20-22］。

6 結(jié)論

1）復(fù)合驅(qū)對(duì)儲(chǔ)層的改造程度與開發(fā)歷史有關(guān)。在初始物性條件好的早期注入劑主滲流通道內(nèi)，復(fù)合驅(qū)的改造程度相對(duì)較低；在初始物性條件差的非主滲流通道內(nèi)，復(fù)合驅(qū)的改造程度相對(duì)較高。

2）復(fù)合驅(qū)替劑對(duì)剩余油的驅(qū)替因儲(chǔ)層發(fā)育程度和巖性組合特征而產(chǎn)生2種結(jié)果。在孔滲性好的層段發(fā)生剩余油的排驅(qū)，在孔滲性差的儲(chǔ)層頂部發(fā)生剩余油的再次聚集，形成繞流式剩余油。

3）在特高含水期，儲(chǔ)層內(nèi)仍存在一定的剩余油潛力，該部分剩余油形成的主控因素是重力因素。重力對(duì)驅(qū)替劑的流動(dòng)產(chǎn)生垂向分異，驅(qū)替劑主要集中在儲(chǔ)層中下部，因而頂部的驅(qū)替效率低。

4）在特高含水期，實(shí)現(xiàn)頂部剩余油的有效驅(qū)替是油田開發(fā)后期挖潛的重點(diǎn)。需要通過一系列的開采措施降低重力的影響，對(duì)砂體頂部繞流式剩余油進(jìn)行有效挖潛。

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