劉國超

聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道分布特征及封堵方法

劉國超

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712）

大慶油田葡I 組油層大部分已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段，累計(jì)采出程度57%左右，仍有40%以上的地質(zhì)儲量留存地下。聚驅(qū)后葡I組油層優(yōu)勢滲流通道普遍發(fā)育，低效無效循環(huán)嚴(yán)重。綜合應(yīng)用取心資料、測井資料及注采動(dòng)態(tài)變化資料，識別出優(yōu)勢滲流通道縱向上主要發(fā)育在葡I2、葡I3單元底部，平面上主要發(fā)育在河道砂體內(nèi)部，且大部分平行于古水流方向。優(yōu)勢滲流通道厚度占10.6%，剩余儲量占7.8%，吸水比例高達(dá)60.2%。為有效封堵聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道、控制低效無效循環(huán)，自主研發(fā)具有較高彈性及強(qiáng)度的PPG顆粒。室內(nèi)流動(dòng)實(shí)驗(yàn)表明，PPG顆粒具有較好的抗剪切性能，可以進(jìn)入油層深部封堵優(yōu)勢滲流通道。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，PPG/弱堿三元復(fù)合體系聚驅(qū)后提高采收率可達(dá)15.6%，較弱堿三元驅(qū)提高3.3%，節(jié)約聚合物用量28%。該研究成果可為油田的持續(xù)高效開發(fā)提供強(qiáng)力技術(shù)支撐。

聚合物驅(qū)，葡I組油層，優(yōu)勢滲流通道，提高采收率

大慶油田自1995年開展工業(yè)化聚合物驅(qū)油以來，大慶長垣北部葡I組油層聚驅(qū)已全部進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段，累計(jì)采出程度57%左右，仍有40%以上的地質(zhì)儲量留存地下。由于注水、注聚的長期沖刷，儲層中形成了高滲透性及低含油飽和度的優(yōu)勢滲流通道，低效、無效循環(huán)嚴(yán)重，進(jìn)一步提高采收率十分困難[1?11]。近年來，許多學(xué)者對聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道的識別方法及滲流規(guī)律做了大量的研究，但對滲流通道的分布特征與沉積砂體的成因關(guān)系研究較少，同時(shí)高效的封堵技術(shù)尚不成熟[12?20]。本文綜合利用多種識別方法，闡述了大慶油田葡I組油層聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道的分布特征及其與沉積砂體的成因關(guān)系，同時(shí)研制了封堵聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道的新型藥劑，室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)證明新型藥劑封堵效果較好，對聚驅(qū)后油層進(jìn)一步提高采收率具有重要的意義。

1 優(yōu)勢滲流通道的識別方法

聚驅(qū)后，將含油飽和度低于30%、空氣滲透率大于1 500×10-3μm2、相對吸水量大于40%的高滲透條帶定義為優(yōu)勢滲流通道[21?22]。根據(jù)動(dòng)靜資料結(jié)合的原則，綜合利用取心井資料、示蹤劑顯示資料、注采井剖面測試資料、油藏工程方法和注采井動(dòng)態(tài)變化特征資料，可以識別優(yōu)勢滲流通道的發(fā)育位置，描述優(yōu)勢滲流通道的分布特征。

1.1 注采井動(dòng)態(tài)變化特征

后續(xù)水驅(qū)階段，可以根據(jù)注采井的動(dòng)態(tài)變化特征，判斷注采井間是否形成優(yōu)勢滲流通道。井組之間形成優(yōu)勢滲流通道后，注采井動(dòng)態(tài)特征發(fā)生明顯變化，注入井主要表現(xiàn)為注入壓力突然下降，啟動(dòng)壓力下降，吸水指數(shù)變大；采油井主要表現(xiàn)為產(chǎn)液量上升，含水率上升速率明顯加快。

1.2 取心井資料

巖心來自儲層，能夠直接、真實(shí)、有效地反映水驅(qū)及聚驅(qū)后儲層的變化。巖心取出后觀察其巖性、顏色、含油性，形成優(yōu)勢滲流通道的高滲透層往往呈白色，沖洗得比較干凈，結(jié)合巖心的韻律性，可以判斷出優(yōu)勢滲流通道的分布位置及厚度。

1.3 測井剖面解釋資料

注入井測井解釋資料可以顯示各個(gè)小層的吸水狀況，可以根據(jù)吸水量及注入壓力變化情況確定油層是否存在優(yōu)勢滲流通道及優(yōu)勢滲流通道發(fā)育的位置及厚度，當(dāng)測井解釋資料顯示某一高滲透層吸入量大幅度上升且注入壓力下降時(shí)，則可判斷該位置已經(jīng)形成優(yōu)勢滲流通道。

1.4 示蹤劑顯示資料

井間示蹤技術(shù)是識別優(yōu)勢滲流通道的重要手段，將示蹤劑注入到注水井中，隨后對周圍連通的采油井進(jìn)行檢測，確定示蹤劑的產(chǎn)出情況，繪制產(chǎn)出曲線，并通過對示蹤劑產(chǎn)出曲線的分析來識別優(yōu)勢滲流通道并確定優(yōu)勢滲流通道的連通方向。

1.5 油藏工程方法

大慶油田聚合物驅(qū)產(chǎn)出指標(biāo)與乙型驅(qū)替特征曲線相關(guān)性較好[23]，聚合物用量的對數(shù)值與聚驅(qū)階段采出程度存在線性關(guān)系，當(dāng)曲線出現(xiàn)直線段后，如果突然上翹，說明地層出現(xiàn)優(yōu)勢滲流通道?？梢愿鶕?jù)優(yōu)勢滲流通道注入井周圍連通采油井的乙型驅(qū)替特征曲線，現(xiàn)場分析判斷優(yōu)勢滲流通道形成時(shí)間及平面分布方向。

2 優(yōu)勢滲流通道分布特征

綜合利用取心井資料、測井資料、示蹤劑資料，按照動(dòng)、靜態(tài)相結(jié)合的原則，研究了大慶油田A區(qū)塊葡I組油層聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道發(fā)育及分布特征。

2.1 區(qū)塊基本概況

A區(qū)塊位于大慶長垣北部，含油面積0.65 km2，地質(zhì)儲量113.0×104t，孔隙體積195.5×104m3。采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)開采葡I1-7油層，共有油水井39口，其中采油井21口，注入井18口。平均單井射開厚度19.3 m，有效厚度15.1 m，有效滲透率0.634 μm2。區(qū)塊于2012年投注聚合物，目前處于后續(xù)水驅(qū)階段，階段采出程度20.18%，提高采收率15.75%，累計(jì)采出程度56.08%。

區(qū)塊葡I組屬于河流-三角洲沉積體系，發(fā)育6個(gè)沉積單元。葡I2、葡I3沉積單元屬于河流相沉積，河道砂體分布范圍廣、厚度大、滲透率高；葡I1、葡I5+6及葡I7沉積單元屬于三角洲分流平原相沉積，水下分流河道砂體展布范圍小，河間砂發(fā)育；葡I4沉積單元屬三角洲前緣相沉積，主要以席狀砂及粉砂質(zhì)泥巖為主。

2.2 優(yōu)勢滲流通道識別過程

為驗(yàn)證優(yōu)勢滲流通道識別結(jié)果，Z51井注入示蹤劑，周圍四口采油井監(jiān)測示蹤劑采出狀況，Y51、Y41、Y61采出示蹤劑時(shí)間分別為12、8、11 d，示蹤劑平均運(yùn)移速度0.140 mm/s，遠(yuǎn)大于達(dá)西流速公式計(jì)算的流速，表明地下油層滲流阻力明顯減小，優(yōu)勢滲流通道已經(jīng)形成；Y52井采出示蹤劑時(shí)間為45 d，示蹤劑運(yùn)移速度0.032 mm/s，接近達(dá)西流速公式計(jì)算的流速，表明該方向未形成優(yōu)勢滲流通道。

圖1　Z51井吸水剖面圖

圖2　A 區(qū)塊葡PI2、PI3 沉積單元優(yōu)勢滲流通道平面分布特征

2.3 優(yōu)勢滲流通道分布特征

根據(jù)A區(qū)塊取心井J11巖心分析結(jié)果，葡I組優(yōu)勢滲流通道位于厚油層底部，厚度小，含油飽和度低。由于優(yōu)勢滲流通道滲流阻力低，導(dǎo)致其上部中低滲透層動(dòng)用程度較低，剩余油飽和度較高，可達(dá)50.0%以上，聚驅(qū)后具有進(jìn)一步提高采收率的物質(zhì)基礎(chǔ)（見圖3）。

圖3　A區(qū)塊開發(fā)檢查井J11巖心綜合柱狀圖

2.3.2平面分布特征 根據(jù)A區(qū)塊存在優(yōu)勢滲流通道的注入井，結(jié)合周圍連通采油井的動(dòng)態(tài)變化情況及示蹤劑顯示資料，在區(qū)塊注采井間識別出36條相互連通的優(yōu)勢滲流通道。優(yōu)勢滲流通道在平面上具有集中成片的分布特征，全部分布在河道砂體內(nèi)部，且主要分布在河道砂體的中心部位。南北向分布的優(yōu)勢滲流通道明顯多于東西向，南北向數(shù)量占61.1%，主要是由于沉積時(shí)期物源來自于北方，平行古水流的南北向滲流阻力小于東西向，導(dǎo)致南北向更容易形成優(yōu)勢滲流通道（見圖2）。

根據(jù)區(qū)塊優(yōu)勢滲流通道縱向發(fā)育厚度、平面連通方向及數(shù)值模擬聚驅(qū)后含油飽和度場分布特征，計(jì)算優(yōu)勢滲流通道部位剩余儲量為3.87×104t，僅占全部剩余儲量的7.8%，非優(yōu)勢滲流通道部位剩余儲量占92.2%。因此，聚驅(qū)后封堵優(yōu)勢滲流通道，損失的儲量較少，封堵優(yōu)勢滲流通道后，聚驅(qū)后油層仍然具有較大的提高采收率空間。

3 優(yōu)勢滲流通道封堵方法研究

傳統(tǒng)的體膨顆粒類調(diào)堵劑，一般采用化學(xué)交聯(lián)法進(jìn)行合成，導(dǎo)致其彈性不強(qiáng)、抗壓強(qiáng)度較差，注入過程中易破碎，不易運(yùn)移至油層深部。為了實(shí)現(xiàn)油層深部封堵，開展了預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒（簡稱PPG）的自主研發(fā)。

3.1 PPG顆粒的研制及性能評價(jià)

在PPG的分子結(jié)構(gòu)中，存在三種結(jié)構(gòu)單元：一是作為主體的丙烯酰胺單元；二是用以控制溶脹性能的離子單元；三是用以構(gòu)筑凝膠網(wǎng)絡(luò)的交聯(lián)單元。通過創(chuàng)新嵌段聚合技術(shù)，實(shí)現(xiàn)對功能單體強(qiáng)度、膠束大小和濃度的調(diào)節(jié)，達(dá)到對動(dòng)態(tài)交聯(lián)點(diǎn)強(qiáng)度、大小和密度的控制，實(shí)現(xiàn)顆粒的溶脹倍數(shù)、彈性、抗壓強(qiáng)度可調(diào)可控，研制出系列化封堵型PPG顆粒。對系列樣品開展了性能評價(jià)，樣品溶脹倍數(shù)2～4倍，抗壓強(qiáng)度均在2 MPa以上，彈性因子可達(dá)3以上（見圖4），具有較高的強(qiáng)度和彈性，可滿足聚驅(qū)后油藏深度調(diào)剖的需求。

3.2 PPG顆粒的封堵性能評價(jià)

為封堵優(yōu)勢滲流通道，控制低效無效循環(huán)，激活聚驅(qū)后高度分散的剩余油，提高驅(qū)油效率，將PPG加入到弱堿三元體系中，形成四元復(fù)合驅(qū)油體系。為了評價(jià)PPG/弱堿三元復(fù)合體系在油層中的調(diào)堵及注入能力，開展了巖心滲流實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蜑槿嗽炀|(zhì)膠結(jié)巖心，空氣滲透率5 μm2，巖心尺寸4.5 cm×4.5 cm×60.0 cm。在距入口端20 cm和40 cm處設(shè)置測壓點(diǎn)，評價(jià)PPG/弱堿三元體系壓力傳導(dǎo)能力。PPG/弱堿三元復(fù)合體系中PPG質(zhì)量濃度為800 mg/L，聚合物質(zhì)量濃度為1 600 mg/L，碳酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%、石油磺酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%。

圖4　PPG顆粒性能評價(jià)

圖5為壓力梯度與注入孔隙體積變化曲線。由圖5可知，隨著PPG/弱堿三元復(fù)合體系的注入，巖心各段依次出現(xiàn)壓力梯度高峰期。注入量為0.3 PV時(shí)第1段出現(xiàn)了2.5 MPa以上壓力梯度峰值，注入量為0.6 PV時(shí)第2段出現(xiàn)了1.5 MPa以上壓力梯度峰值，注入量為1.2 PV時(shí)第3段出現(xiàn)了1.5 MPa以上壓力梯度峰值。結(jié)果說明，PPG顆粒沒有堵塞在注入端，可以運(yùn)移至油層深部；第二段及第三段巖心都具有1.5 MPa以上的壓力梯度水平，說明PPG顆粒具有較好的抗剪切性能，運(yùn)移至油層深部仍保持較高滲流阻力。

圖5　壓力梯度與注入孔隙體積變化

3.3 PPG顆粒的驅(qū)油效果研究

為驗(yàn)證PPG/弱堿三元復(fù)合體系聚驅(qū)后驅(qū)油效果，開展聚驅(qū)后驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蜑槟M大慶油田葡I組油層發(fā)育特征的三管并聯(lián)人造膠結(jié)巖心，高、中、低滲層空氣滲透率分別為4.0、2.0、0.5 μm2，尺寸分別為1.8 cm×1.8 cm×30.0 cm、4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm、2.0 cm ×2.0 cm×30.0 cm。

實(shí)驗(yàn)方案：水驅(qū)至含水率98%；聚驅(qū)注0.57 PV中分聚合物（1 000 mg/L），后續(xù)水驅(qū)至含水率98%以上；聚驅(qū)后注0.5 PVPPG/弱堿三元復(fù)合體系（聚合物相對分子質(zhì)量為2 500萬，聚合物質(zhì)量濃度、PPG質(zhì)量濃度為變量,碳酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%、石油磺酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%）+0.2 PV聚合物保護(hù)段塞（相對分子質(zhì)量2 500萬，黏度與PPG/弱堿三元復(fù)合體系保持一致），后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

從驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，在相同聚合物質(zhì)量濃度條件下，PPG質(zhì)量濃度為500、700 mg/L的配方驅(qū)油效果較好，PPG質(zhì)量濃度為500 mg/L、聚合物質(zhì)量濃度為1 400 mg/L時(shí)可取得最佳驅(qū)油效果，該配方體系聚驅(qū)后可提高采收率15.6%。對比聚驅(qū)后普通弱堿三元體系（見表2實(shí)驗(yàn)7），PPG/弱堿三元復(fù)合體系較普通弱堿三元復(fù)合體系提高采收率3.3%、節(jié)省聚合物用量28%。

表2　PPG/弱堿三元復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

繪制最佳驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)（表2實(shí)驗(yàn)4）不同滲透層全過程單位厚度分流率曲線（見圖6）。后續(xù)水驅(qū)階段高滲層分流率達(dá)到91.1%，表明優(yōu)勢滲流通道已經(jīng)形成。聚驅(qū)后注入PPG/弱堿三元復(fù)合體系后，優(yōu)勢滲流通道得到有效封堵，高滲層分流率較后續(xù)水驅(qū)下降47.1%，中低滲透層分流率大幅度提高，分別提高22.9%、24.2%，表明PPG顆?？梢杂行Х舛戮垓?qū)后形成優(yōu)勢滲流通道，擴(kuò)大波及體積，進(jìn)一步激活聚并聚驅(qū)后剩余油。

4 區(qū)塊聚驅(qū)后效果預(yù)測

為預(yù)測聚驅(qū)后PPG/弱堿三元復(fù)合體系現(xiàn)場應(yīng)用效果，建立A區(qū)塊精細(xì)地質(zhì)模型，平面網(wǎng)格劃分為39×40個(gè)，縱向上分6個(gè)層，總網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)數(shù)為9 360個(gè)，方向空間步長31.88 m，方向空間步長34.86 m。在A區(qū)塊歷史擬合基礎(chǔ)上，按照室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)優(yōu)選的驅(qū)油體系配方及配產(chǎn)配注結(jié)果，進(jìn)行了A區(qū)塊聚驅(qū)后PPG/弱堿三元復(fù)合驅(qū)效果預(yù)測。A區(qū)塊注入PPG/弱堿三元復(fù)合體系前含水率97.2%，當(dāng)注入0.58 PV左右時(shí)，試驗(yàn)區(qū)含水率達(dá)到最低值89.4%，含水率最大降幅7.8%，至綜合含水率達(dá)到98.0%時(shí)，總注入孔隙體積為1.06 PV，階段采出程度11.2%，提高采收率10.8%，累積增產(chǎn)原油12.2×104t（見圖7）。

圖6　物模實(shí)驗(yàn)不同驅(qū)替階段單位厚度瞬時(shí)分流率變化曲線

5 結(jié) 論

（1）大慶油田葡I組油層聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道普遍發(fā)育，縱向上主要位于在葡I2、葡I3沉積單元底部，平面上發(fā)育在河道砂體內(nèi)部，主要位于河道中心位置，且多平行于古水流方向。

（2）葡I組油層聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道平均厚度1.6 m，厚度占10.6%，剩余儲量占7.8%，低效無效循環(huán)嚴(yán)重，厚油層頂部動(dòng)用較差，剩余油飽和度高達(dá)50.0%以上，具有進(jìn)一步挖掘的空間。

（3）大慶油田自主研制的PPG顆?？箟簭?qiáng)度2 MPa以上、彈性因子3以上，具有較好的抗剪切性能，可以運(yùn)移至油層深部仍保持較高滲流阻力，能夠有效封堵聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道。

（4）PPG/弱堿三元體系聚驅(qū)后具有較好的驅(qū)油效果，室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)聚驅(qū)后提高采收率可達(dá)15.6%，數(shù)值模擬聚驅(qū)后現(xiàn)場試驗(yàn)提高采收率可達(dá)10.8%。

圖7　A區(qū)塊聚驅(qū)后PPG/弱堿三元復(fù)合體系現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)值模擬曲線

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Study on Distribution and Plugging Method of Dominant Seepage Channels after Polymer Flooding

Liu Guochao

（Exploration and Development Research Institate of Daqing Oilfield Limited Company，Daqing Heilongjiang 163712，China）

Most of PI formation reservoir in Daqing Oilfield has entered the subsequent water flooding stage, the cumulative recovery rate is about 57%, and more than 40% of geological reserves are still reserved in underground. After polymer flooding, the dominant seepage channels of PI formation reservoir appeared generally, but the inefficient circulation exist and get more serious. Based on coring, well logging and injection?production dynamic changing data, it is found that the dominant seepage channels are mainly formed at the bottom of the PI2 and PI3 units vertically, as well as interior of channel sandbodies on the plane parallelling to the paleocurrent direction. The thickness of the dominant seepage channel accounts for 10.6%, the remaining reserves 7.8%, and the water absorption proportion as high as 60.2%. In order to effectively block the dominant seepage channel after polymer flooding and decrease the inefficient circulation, PPG particles with high elasticity and strength were developed. The results of indoor flow experiments show that PPG particles have superior shear resistance performance and can flow into the deep reservoir to block the dominant seepage channel. The oil displacement experiments indicate that the enhanced oil recovery of PPG / weak base ASP flooding system can reach 15.6%, which is 3.3% higher than that of weak base ASP flooding, saving 28% of polymer consumption. The results in provide strong technical support for the continuous and efficient development of oilfield.

Polymer flooding； PI formation reservoir； Dominant seepage channel； Enhanced oil recovery

TE341

A

10.3969/j.issn.1006?396X.2021.04.008

1006?396X（2021）04?0046?07

http://journal.lnpu.edu.cn

2021?02?10

2021?04?14

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項(xiàng)“化學(xué)驅(qū)后提高采收率技術(shù)研究與試驗(yàn)”（2016E?0207）。

劉國超（1983?），男，碩士，工程師，從事化學(xué)驅(qū)后提高采收率技術(shù)方面研究；E?mail:liuguochao123@126.com。

（編輯 王戩麗）