李艷春

（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江大慶163113）

聚合物驅(qū)油技術(shù)已經(jīng)成為薩北開發(fā)區(qū)產(chǎn)量接替的成熟技術(shù)，其驅(qū)油機(jī)理是通過改善油水流度比，擴(kuò)大波及體積，提高采收率[1-9]。聚合物溶液在滲流至油層孔隙介質(zhì)時(shí)，由于聚合物分子是具有一定水力直徑的分子團(tuán)，如果聚合物分子線團(tuán)回旋半徑與油層微觀孔隙結(jié)構(gòu)不匹配[10-12]，就會(huì)造成其在油層中的堵塞。薩北開發(fā)區(qū)一類油層區(qū)塊A區(qū)，2003年投入聚合物驅(qū)開采，驅(qū)油方案設(shè)計(jì)采用相對(duì)分子質(zhì)量2 500萬以上超高分子聚合物，注入質(zhì)量濃度1 000 mg/L時(shí)，50%的井出現(xiàn)不能連續(xù)注入現(xiàn)象，區(qū)塊注入速度偏低，嚴(yán)重影響了聚合物驅(qū)開發(fā)效果。后期根據(jù)聚合物分子質(zhì)量、質(zhì)量濃度與滲透率匹配關(guān)系，調(diào)整了聚合物分子質(zhì)量和質(zhì)量濃度，也先后采取水力割縫、注入凝集劑、壓裂和表活劑解堵等多種措施手段，均未能明顯改善注入狀況，說明在前期注入過程中已經(jīng)形成大量聚合物軟膠團(tuán)堵塞在油層孔隙中。通過對(duì)堵塞井井底返排取樣，分析化驗(yàn)堵塞物成分，在此基礎(chǔ)上，建立堵塞井井組地質(zhì)模型，模擬堵塞物推進(jìn)軌跡，確定堵塞物推進(jìn)距離，對(duì)指導(dǎo)堵塞井的后期開發(fā)調(diào)整提供了理論指導(dǎo)，具有重要的應(yīng)用價(jià)值。

1 聚合物堵塞物的形成

依據(jù)建立的聚合物相對(duì)分子質(zhì)量、質(zhì)量濃度與不同滲透率油層的匹配關(guān)系（見表1），當(dāng)采用相對(duì)分子質(zhì)量2 500萬以上超高分子聚合物，質(zhì)量濃度1 000 mg/L注入時(shí)，油層的滲透率在0.300 μm2時(shí)能實(shí)現(xiàn)連續(xù)注入，而A區(qū)葡I組及葡II1-3平均有效滲透率為0.284 μm2，其中PI7單元平均有效滲透率為0.379 μm2，PI4 單元平均有效滲透率為 0.199 μm2，葡II3b單元平均有效滲透率為0.091 μm2，葡I7的有效滲透率是葡II3b的4.16倍，說明聚驅(qū)目的層在縱向上滲透率存在一定差異（見表1）。滲透率在0.300 μm2以下油層的比例為83.47%，滲透率在0.200 μm2以下油層的比例為15.13%，這樣就形成了聚合物分子線團(tuán)回旋半徑與油層微觀孔隙結(jié)構(gòu)不匹配，會(huì)造成其在油層中的堵塞。葡I底與葡II頂?shù)那懈钭顬轭l繁，占鉆遇井點(diǎn)的46.9%。葡II組與葡I組相比，夾層數(shù)量和所占井點(diǎn)比例都較高，說明葡II組各小層間的連通能力較弱。后期根據(jù)匹配關(guān)系，調(diào)整了聚合物相對(duì)分子質(zhì)量和質(zhì)量濃度，先后運(yùn)用多種手段進(jìn)行措施改造，均未能明顯改善注入狀況，說明在前期注入過程中，大量聚合物軟膠團(tuán)已經(jīng)形成，堵塞在油層孔隙中。

表1 分子質(zhì)量、質(zhì)量濃度與滲透率匹配關(guān)系Table1 Matching graph of moleular weight,cocentration and permeability

2 聚合物堵塞物組分分析

對(duì)S220P56井井底附近取樣，分析化驗(yàn)樣品組分，利用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定液體黏度，采用淀粉-碘化鎘法測(cè)定返排物質(zhì)量濃度，利用控溫干燥法測(cè)定干重。按照相關(guān)檢驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)檢驗(yàn)，返排物除含大量水分外，還含有大量的軟性膠結(jié)物，膠結(jié)物的形態(tài)為混濁狀絮狀，成分為聚合物，經(jīng)測(cè)定質(zhì)量分?jǐn)?shù)為18.3%，聚合物質(zhì)量濃度高達(dá)6 230 mg/L，黏度為356.5 mPa·s（見表 2），此外樣品還含有少量原油、黏土及機(jī)械雜質(zhì)。注入井不能實(shí)現(xiàn)連續(xù)注入的主要原因是這種高質(zhì)量濃度的聚合物軟膠團(tuán)堵塞油層。聚合物分子線團(tuán)回旋半徑與油層的孔喉半徑不匹配，造成聚合物分子在油層孔喉處的吸附量增加，隨著注入壓力增大，在油層高壓狀態(tài)下，聚合物分子間相互作用力增加，分子鏈間相互纏繞、疊加形成了這種高質(zhì)量濃度、高黏度的聚合物軟膠團(tuán)，聚合物分子線團(tuán)流動(dòng)性能降低，堵塞油層，使注入井的注入能力大幅度下降，影響開發(fā)效果。

表2 井底返排物組成分析Table2 Analysis of sampling composition near the injection well bottom

3 聚合物堵塞物推進(jìn)軌跡模擬

3.1 地質(zhì)模型建立及堵塞物推進(jìn)軌跡模擬方案設(shè)計(jì)

選取區(qū)塊堵塞嚴(yán)重、間注周期較長的6口注入井，平均單井射開砂巖厚度15.2 m，有效厚度11.4 m，地層系數(shù) 3.928 μm2·m，滲透率 0.346 μm2。開采方式為五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，注采井距250 m。地質(zhì)方案設(shè)計(jì)單井日配注70 m3，日實(shí)際注入只有35 m3，注入壓力14.3 MPa，月平均生產(chǎn)14 d。油藏流體參數(shù)見表3。

模擬效果關(guān)鍵取決于建模細(xì)節(jié)和模擬方法。模型細(xì)節(jié)取決于平面沉積微相模型和縱向上高分辨率層序地層框架下的沉積韻律變化。充分利用現(xiàn)有的鉆井、測(cè)井、巖心分析、動(dòng)態(tài)分析及沉積相研究成果等資料，采用Schlumberger公司的Petrel建模軟件對(duì)該區(qū)實(shí)現(xiàn)三維構(gòu)建，根據(jù)井組油層性質(zhì)、沉積特征等地質(zhì)參數(shù)，結(jié)合沉積相地質(zhì)認(rèn)識(shí)進(jìn)行相控插值，建立相應(yīng)屬性三維地質(zhì)模型。建立井組地質(zhì)模型，注入井附近網(wǎng)格幾何步長為5 m×5 m，采出井附近網(wǎng)格幾何步長為30 m×30 m，x方向網(wǎng)格總數(shù)30個(gè)，y方向網(wǎng)格總數(shù)10個(gè)，網(wǎng)格基本是矩形均勻角點(diǎn)網(wǎng)格。垂向以測(cè)井解釋資料的小層為主，區(qū)塊開采6個(gè)沉積單元，因此縱向上將油層劃分了6個(gè)小層（見圖1）。

表3 油藏流體參數(shù)Table3 Reservoir fluid parameters

圖1 YSD6451井組網(wǎng)格模型Fig.1 YSD6451 well group grid model

根據(jù)所建立的地質(zhì)模型，利用ECLIPSE軟件中的NWM模型，在注入井周圍進(jìn)行局部網(wǎng)格加密，模擬采用相對(duì)分子質(zhì)量2 500萬以上的超高分子聚合物溶液注入，模擬聚合物前沿的推進(jìn)軌跡，根據(jù)聚合物質(zhì)量濃度在油層中的分布情況，確定聚合物堵塞物在油層中的推進(jìn)距離，模擬方案設(shè)計(jì)參數(shù)如表4所示。

表4 數(shù)值模擬參數(shù)設(shè)計(jì)Table4 The design parameters of numerical simulation

3.2 模擬堵塞物推進(jìn)軌跡

分析數(shù)值模擬結(jié)果，當(dāng)超高分子聚合物（相對(duì)分子質(zhì)量2 500萬）溶液注入油層以后，注入壓力開始急劇上升，當(dāng)聚合物溶液連續(xù)注入90 d以后，注入壓力達(dá)到破裂壓力，注入井出現(xiàn)間注，油層發(fā)生堵塞。隨著聚合物溶液的持續(xù)注入，注入壓力上升到一定值后，足以攜帶或推動(dòng)聚合物堵塞物向油層深部推進(jìn)[13-14]，堵塞物的推進(jìn)距離與注入井的發(fā)育和油井的連通狀況密切相關(guān)。

縱向上，聚合物堵塞物的推進(jìn)距離與注入井本井的油層發(fā)育狀況有關(guān)，由6個(gè)井組模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析可知（見表5），當(dāng)井組注入速度是0.1 PV/a時(shí)，對(duì)于滲透率小于0.100 μm2或發(fā)育為尖滅的油層，聚合物堵塞物的推進(jìn)距離是0 m，說明由于油層孔喉半徑遠(yuǎn)小于聚合物分子線團(tuán)回旋半徑，在注入壓力達(dá)到油層破裂壓力的情況下，聚合物溶液并未進(jìn)入油層，這類油層未發(fā)生動(dòng)用。在相同的注入速度下，聚合物的堵塞主要發(fā)生在滲透率大于0.100 μm2的油層。在滲透率大于0.100 μm2而小于0.200 μm2時(shí)，油層孔喉半徑與聚合物分子線團(tuán)回旋半徑尺寸接近，聚合物分子在窄小孔喉處受到擠壓[15-16]，失去流動(dòng)能力，過早的在井筒附近滯留，堵塞物推進(jìn)距離不超過20 m。當(dāng)滲透率大于0.200 μm2時(shí)，隨著滲透率的增加，油層的孔喉半徑增大，在孔喉處的聚合物滯留物可以在較高的注水壓差下，向油層深部運(yùn)移，使堵塞物的推進(jìn)距離增加。6個(gè)井組中堵塞最嚴(yán)重的是PI7沉積單元，聚合物堵塞物推進(jìn)距離達(dá)到20 m以上，這與PI7沉積單元的油層發(fā)育特點(diǎn)有關(guān)，該區(qū)塊PI7沉積單元為高彎曲分流沉積，河道規(guī)模大，砂體厚度大且分布穩(wěn)定，是PI組油層發(fā)育最好的層，因此聚合物在該層動(dòng)用最好，堵塞最嚴(yán)重。在相同滲透率情況下，油層厚度越大，堵塞物推進(jìn)距離越遠(yuǎn)，YS3D451井在PI2、PI3沉積單元滲透率分別為 0.171、0.168 μm2，堵塞物推進(jìn)距離卻相差2.8 m，主要是由于PI2沉積單元的有效厚度達(dá)到3.5 m，而PI3沉積單元的有效厚度只有0.9 m。因此，縱向上聚合物堵塞主要發(fā)生在注入井發(fā)育較好的油層，注入井油層發(fā)育越好，聚合物堵塞越嚴(yán)重，推進(jìn)距離越遠(yuǎn)。

表5 聚合物堵塞物在油層中的推進(jìn)距離Table5 The blockage flowing distant of ploymer blockage

平面上聚合物的質(zhì)量濃度分布隨著注入井距離增加，質(zhì)量濃度逐漸變小，但聚合物推進(jìn)前緣未到達(dá)油井，在靠近注入井附近形成堵塞。由于油藏非均質(zhì)性的影響，聚合物的堵塞物推進(jìn)軌跡并不是規(guī)則的圓形，推進(jìn)的距離與油水井之間的連通關(guān)系有關(guān)，通常沿著主流線方向，聚合物堵塞物的推進(jìn)距離較大，油水井連通最好的方向上，聚合物堵塞物的推進(jìn)距離達(dá)到最遠(yuǎn)。圖2為YS3D6451井組PI5+6和PI7沉積單元聚合物堵塞物推進(jìn)軌跡模擬。由圖2可知，該注入井連通3口采油井：Y3D6P51井、Y36P52井、Y36CZ51井。從各沉積單元聚合物質(zhì)量濃度分布狀況分析，在YS3D6451井與Y36CZ51井連線方向，聚合物堵塞物推進(jìn)最遠(yuǎn)，在PI7沉積單元推進(jìn)距離達(dá)到26.7 m，而YS3D6451井與Y36CZ51井在PI5+6和PI7沉積單元的連通狀況也好于另外兩口油井，因此平面上聚合物堵塞物的推進(jìn)距離主要取決于油水井之間的連通關(guān)系。

圖2 井組聚合物堵塞物推進(jìn)軌跡Fig.2 Polymer blockage flowing trajectory of the well group

4 結(jié) 論

（1）A區(qū)塊聚驅(qū)注入井堵塞物是聚合物軟膠團(tuán)，堵塞區(qū)域主要集中在注入井附近。

（2）建立井組地質(zhì)模型，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)，根據(jù)聚合物質(zhì)量濃度在油層中的分布變化，可以確定聚合物堵塞物在油層中不同方向的推進(jìn)距離，為下步采取針對(duì)性措施提供依據(jù)。

（3）聚合物堵塞物在油層中的推進(jìn)距離與注入井的油層發(fā)育和注采井的連通狀況密切相關(guān)，油層厚度越大、滲透率越高、連通狀況越好，聚合物堵塞物推進(jìn)距離越遠(yuǎn)。