白 雷，孫鵬超，胡曉蝶，萬青山

(1.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油油田化學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083)

0 引 言

中國東部老油田普遍處于高含水開發(fā)階段，地層內(nèi)廣泛分布的優(yōu)勢(shì)通道造成注入水竄流和油井過早水淹，影響了注入水的波及范圍和增產(chǎn)措施的實(shí)施。因此，封堵優(yōu)勢(shì)通道、多舉措穩(wěn)油控水成為改善高含水期油田開發(fā)效果的關(guān)鍵[1-2]。中國學(xué)者通過密閉取心、水淹層測(cè)井解釋、吸水剖面和產(chǎn)液剖面分析、示蹤劑監(jiān)測(cè)和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析等方法，結(jié)合多種靜態(tài)、動(dòng)態(tài)資料識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道[3-7]，國外學(xué)者則主要將生產(chǎn)數(shù)據(jù)通過灰色關(guān)系理論、油藏工程分析等數(shù)學(xué)方法建立模型，或結(jié)合數(shù)值模擬、實(shí)驗(yàn)?zāi)M進(jìn)行優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別、預(yù)測(cè)[8-10]。水流優(yōu)勢(shì)通道是儲(chǔ)層長期在水驅(qū)作用下形成的定向流動(dòng)通道，由于各油田儲(chǔ)層非均質(zhì)性、開發(fā)方式各不相同，優(yōu)勢(shì)通道的判識(shí)尚缺乏統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)[11]。在儲(chǔ)層特征等靜態(tài)地質(zhì)識(shí)別的基礎(chǔ)上，通過數(shù)理統(tǒng)計(jì)、數(shù)值模擬技術(shù)表征壓力、流動(dòng)飽和度等與水流優(yōu)勢(shì)通道敏感的流體場動(dòng)態(tài)演化，進(jìn)而預(yù)測(cè)水流優(yōu)勢(shì)通道，已成為水流優(yōu)勢(shì)通道研究的主要手段[12-14]。在新疆油田QD1礫巖油藏水流優(yōu)勢(shì)通道地質(zhì)特征分析的基礎(chǔ)上，通過多種非均質(zhì)性參數(shù)和Rdos軟件模擬的注采參數(shù)進(jìn)行Q型聚類，建立研究區(qū)水流優(yōu)勢(shì)通道的劃分標(biāo)準(zhǔn)，利用Rdos柵狀模擬聚合物驅(qū)不同階段優(yōu)勢(shì)通道的分布，與Eclipse化學(xué)驅(qū)模擬刻畫的剩余油分布對(duì)比，明確水流優(yōu)勢(shì)通道對(duì)剩余油的影響，為QD1礫巖油藏的高效開發(fā)提供了依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

新疆油田QD1油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣克-烏逆掩斷裂帶白堿灘段下盤，四周被多條斷裂切割(圖1)，為自北西向東南傾斜的菱形斷塊-巖性油藏，含油層位三疊系克下組為山麓洪積相砂礫巖沉積。研究區(qū)西部為扇根亞相的片流砂礫巖體，儲(chǔ)層整體連片性好，向東過渡為扇中亞相辮狀水道和扇緣漫流砂體，地層厚度呈西北厚東南薄、向東南砂體連續(xù)性變差的特點(diǎn)。儲(chǔ)層孔隙度平均為17.4%，滲透率平均為597.70 mD，屬中孔中高滲油藏。克下組裂縫較發(fā)育，以垂直縫和高角度縫為主，水平縫不發(fā)育，儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重。新疆油田QD1油藏克下組是中國首個(gè)礫巖油藏聚合物驅(qū)工業(yè)試驗(yàn)區(qū)，2006年開始注聚合物試驗(yàn)，2012年開始大規(guī)模投入。近年來，隨聚合物驅(qū)前緣突破至井底，地層內(nèi)水流優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育，部分井聚合物竄流嚴(yán)重、產(chǎn)出聚合物質(zhì)量濃度升高，造成注入聚合物無效循環(huán)、聚合物驅(qū)效果變差。因此，在明確優(yōu)勢(shì)通道分布的基礎(chǔ)上，采取合理措施穩(wěn)油控水、提高波及效率，成為改善克下組注聚合物效果、提高采收率的關(guān)鍵。

圖1 QD1油田克下組頂面構(gòu)造

2 水流優(yōu)勢(shì)通道的識(shí)別

2.1 地質(zhì)法識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道

QD1油藏水流優(yōu)勢(shì)通道主要受儲(chǔ)層非均質(zhì)性等因素影響[15-16]，注采井組間相對(duì)高滲帶導(dǎo)致注聚合物井注入壓力降低、吸水強(qiáng)度增大、油井產(chǎn)液量突變、含水率驟升，是注水、注聚合物的優(yōu)勢(shì)通道。研究區(qū)中部辮狀水道含礫粗砂巖滲透率高、沉積厚度大，水流優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育；西側(cè)構(gòu)造高部位片流礫石滲透率低、水驅(qū)效果差，相應(yīng)的水流優(yōu)勢(shì)通道較少；東南部漫流砂體形成的環(huán)島狀、垛狀砂礫巖厚度大、物性好，油井含水率普遍超過90%，也是水流優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育區(qū)(圖2)。通常滲透率級(jí)差大于5.0、突進(jìn)系數(shù)大于1.2、變異系數(shù)大于0.3的強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道。如S72小層中西部和南部滲透率突進(jìn)系數(shù)低值區(qū)(小于1.2)含水率相對(duì)較低，以產(chǎn)油為主，表明水流優(yōu)勢(shì)通道尚未形成；北部和中部突進(jìn)系數(shù)高值區(qū)(大于1.7)呈條帶狀、鳥足狀和島狀向東南延伸，區(qū)內(nèi)生產(chǎn)井以產(chǎn)水為主，表明水流優(yōu)勢(shì)通道已經(jīng)形成。研究區(qū)北部、中部滲透率變異系數(shù)強(qiáng)(大于0.5)和滲透率級(jí)差高(大于9.0)的強(qiáng)非均質(zhì)性區(qū)呈條帶狀、鳥足狀自西向東延伸，位于強(qiáng)非均質(zhì)性條帶上的井水淹程度、產(chǎn)水量較高，而西部和南部非均質(zhì)性較弱，以產(chǎn)油為主，水流優(yōu)勢(shì)通道不太發(fā)育。

圖2 QD1油藏S72小層物性參數(shù)與累計(jì)注采量關(guān)系

2.2 動(dòng)態(tài)模擬法識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道

柵狀流動(dòng)模擬是在地質(zhì)模型基礎(chǔ)上，通過流線模擬算法，自適應(yīng)模擬生產(chǎn)過程的數(shù)值模擬方法，模擬過程中根據(jù)滲流理論和油藏工程方法分析生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，并結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，不斷修正對(duì)地下流體場的認(rèn)識(shí)，有效地刻畫優(yōu)勢(shì)通道產(chǎn)生及演化過程，是高含水油田開發(fā)中后期水流優(yōu)勢(shì)通道分布研究的常用方法之一[17]。在Petrel地質(zhì)模型及上一階段的水淹、吸水?dāng)?shù)據(jù)基礎(chǔ)上，利用Rdos軟件柵狀模擬進(jìn)行水流優(yōu)勢(shì)通道模擬，以注水井為中心，將注入量劈分至射孔層和柵狀結(jié)構(gòu)中的各注采單元，通過區(qū)塊生產(chǎn)數(shù)據(jù)、產(chǎn)吸液剖面和聚合物質(zhì)量濃度等動(dòng)態(tài)資料擬合單井滲流圖版，求取該階段的水淹情況。結(jié)果表明：全區(qū)及單井在不同階段的計(jì)算結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)歷史吻合度較高，全區(qū)累計(jì)產(chǎn)油量相對(duì)誤差小于1.00%，單井歷史擬合誤差為0.15%～2.00%。聚合物驅(qū)后，研究區(qū)形成北西西—南東東向紡錘狀、鳥足狀聚合物驅(qū)前緣(圖3a)，縱向上各小層底部物性較好，含水率高、地層水洗作用強(qiáng)，水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育，向上隨物性變差，波及體積降低、水淹程度較低。將模擬結(jié)果與示蹤劑檢測(cè)結(jié)果對(duì)比，吻合率達(dá)88.3%(圖3b)，表明Rdos模擬可有效刻畫研究區(qū)水流優(yōu)勢(shì)通道。

圖3 Rdos軟件柵狀模擬與示蹤劑監(jiān)測(cè)對(duì)比

2.3 水流優(yōu)勢(shì)通道劃分

長期水驅(qū)形成的水流優(yōu)勢(shì)通道是聚合物驅(qū)的主要通道，優(yōu)勢(shì)通道內(nèi)孔隙結(jié)構(gòu)、滲透率經(jīng)常發(fā)生規(guī)律性變化，導(dǎo)致調(diào)驅(qū)堵劑顆粒、聚合物分子質(zhì)量和質(zhì)量濃度的設(shè)計(jì)受到影響，因此，水流優(yōu)勢(shì)通道分類是優(yōu)勢(shì)通道封堵的前提。通過統(tǒng)計(jì)水流優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育井段的物性和產(chǎn)吸剖面等多種參數(shù)，結(jié)合Rdos模擬的日注水量、吸水強(qiáng)度，進(jìn)行Q型聚類分析，將研究區(qū)的水流優(yōu)勢(shì)通道分為2種類型(表1)，不同類型優(yōu)勢(shì)通道的特征存在差異。由表1可知：Ⅰ類水流優(yōu)勢(shì)通道日注水量為5.2～23.1 m3/d，注水強(qiáng)度為1.2～5.6 m3/(d·m)，Rdos模擬表明其通道厚度較大，為1.0～3.7 m，通道體積為1 013～3 132 m3，平均為1 779 m3，波及系數(shù)普遍大于0.3，主要分布在中部辮狀水道發(fā)育區(qū)和近東西向人工裂縫附近；Ⅱ類水流優(yōu)勢(shì)通道日注水量為3.1～5.0 m3/d，注水強(qiáng)度為1.0～1.8 m3/(d·m)，通道厚度和體積遠(yuǎn)小于Ⅰ類水流優(yōu)勢(shì)通道，分別為1.2～2.7 m、576～1 533 m3，平均為2.1 m、1 013 m3，波及系數(shù)為0.10～0.50，平均為0.25，集中于西部和南部的相對(duì)高滲區(qū)。

表1 QD1油田克下組水流優(yōu)勢(shì)通道綜合識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

3 水流優(yōu)勢(shì)通道分布特征

分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)克下組礫巖油藏聚合物驅(qū)經(jīng)歷了前緣水驅(qū)、見效高峰期、注聚穩(wěn)產(chǎn)期、回返遞減期4個(gè)階段(圖4)，Rdos模擬表明不同階段試驗(yàn)區(qū)水流優(yōu)勢(shì)通道分布存在差異。

圖4 QD1油藏注聚合物試驗(yàn)區(qū)不同階段開采曲線

3.1 前緣水驅(qū)期

前緣水驅(qū)階段初期日注水量和日產(chǎn)油量均較低，分別為32.84 m3/d和4.43 t/d，采出程度僅為28.79%，注采不平衡、水油比高是該階段面臨的主要問題。試驗(yàn)區(qū)發(fā)育14條Ⅱ類和6條Ⅰ類水流優(yōu)勢(shì)通道，以近南北向和近東西向?yàn)橹鳎饕獮槭軈^(qū)域應(yīng)力影響形成的近東西向鉆井誘導(dǎo)裂縫，集中于試驗(yàn)區(qū)東部735、776井等構(gòu)造低部位井區(qū)。垂向上，注入水向克下組下部顆粒分選差、膠結(jié)疏松的相對(duì)高滲層流動(dòng)[18]，將其改造成優(yōu)勢(shì)通道。

產(chǎn)液剖面測(cè)試顯示321井累計(jì)注入量最大，處于水驅(qū)前緣的735井含水率達(dá)82%，734井則完全水淹。為完善注采井網(wǎng)，試驗(yàn)區(qū)加密鉆井并在735、776井實(shí)施調(diào)剖堵水、封堵優(yōu)勢(shì)通道措施，階段后日產(chǎn)油升至6.59 t/d，采出程度為30.97%。

3.2 見效高峰期

調(diào)剖見效后，伴隨著聚合物注入量的增加，試驗(yàn)區(qū)東部735、776井中裂縫被封堵、通道內(nèi)液流轉(zhuǎn)向、日注水量大幅下降，平均日產(chǎn)油為7.51 t/d、產(chǎn)液量和含水率分別由前緣水驅(qū)末期的42.36 t/d和85.52%降至30.60 t/d和75.52%，聚合物驅(qū)開始見效并迅速達(dá)到了見效高峰。見效高峰期共發(fā)育10條Ⅱ類和2條Ⅰ類水流優(yōu)勢(shì)通道，西部構(gòu)造高部位水流優(yōu)勢(shì)通道也開始發(fā)育，在308井—760井、304井—760井間形成優(yōu)勢(shì)通道。Eclipse模擬也表明，聚合物的質(zhì)量濃度從注入井向油井穩(wěn)步推進(jìn)，其中以308、747、755井注聚合物的效果最好，聚合物驅(qū)前緣半徑最大(圖5)，聚合物前緣質(zhì)量濃度較高，此時(shí)水流優(yōu)勢(shì)通道總體較小，采出程度為33.09%。

3.3 注聚合物穩(wěn)產(chǎn)期

注聚合物穩(wěn)產(chǎn)期，隨注入體積倍數(shù)增加，747、319、322、307井組內(nèi)早期被封堵的大孔道再次被打開，形成18條Ⅱ類和5條Ⅰ類水流優(yōu)勢(shì)通道，以南北向和北東東—南西西向?yàn)橹?。受?yōu)勢(shì)通道發(fā)育影響，階段初期日產(chǎn)油和含水率相對(duì)平穩(wěn)，日產(chǎn)油平均為7.56 t/d，含水率為75.07%，但中后期產(chǎn)油量下降為4.40 t/d，含水率上升至83.74%，采出程度為38.89%。Eclipse數(shù)值模擬結(jié)果表明：約56%的井聚合物驅(qū)前緣已突破至油井井底，北西向的307井與747井、319井與322井間注聚合物相互干擾、竄通，表明747井—307井和322井—319井已形成優(yōu)勢(shì)通道，可能是人工裂縫被聚合物驅(qū)前緣突破形成的。

3.4 回返遞減期

該階段大多數(shù)井內(nèi)水平裂縫和相對(duì)高滲帶被突破，形成水流優(yōu)勢(shì)通道，產(chǎn)量開始遞減，日產(chǎn)油由階段早期的5.30 t/d迅速降至1.50 t/d，含水率由81.10%升至91.60%，產(chǎn)出聚合物質(zhì)量濃度也隨之增加。該階段試驗(yàn)區(qū)共發(fā)育17條Ⅰ類和15條Ⅱ類水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，相比注聚合物穩(wěn)產(chǎn)期，水流優(yōu)勢(shì)通道數(shù)量明顯增多，均以北東東—南西西向?yàn)橹?，隨注入壓力和注入體積倍數(shù)增加，滲透率較高區(qū)域反復(fù)水洗，水流優(yōu)勢(shì)通道寬度擴(kuò)大，部分滲透率較低的區(qū)域也開始形成優(yōu)勢(shì)通道。約75%的生產(chǎn)井產(chǎn)出聚合物質(zhì)量濃度超過500 mg/L，聚合物驅(qū)效果變差，北西西向相鄰的注聚合物井間均產(chǎn)生干擾、竄通，這與試驗(yàn)區(qū)人工裂縫的分布是一致的，而南北向相鄰注聚合物井間沒有發(fā)生聚合物竄，表明該階段近東西向水流優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育。

4 水流優(yōu)勢(shì)通道與剩余油關(guān)系

剩余油是受巖石界面吸附、水鎖或賈敏效應(yīng)、毛管力作用被束縛在孔隙內(nèi)無法采出的原油[19]。巖心實(shí)驗(yàn)表明，克下組孔隙中42%～45%的剩余油處于毛管力效應(yīng)束縛狀態(tài)。利用Eclipse三維三相模擬器，使用POLYMER(聚合物)、SURFACT(表面活性劑)、ALKALIN(堿)等化學(xué)驅(qū)關(guān)鍵詞，對(duì)研究區(qū)剩余油分布進(jìn)行模擬。模擬結(jié)果表明，不同開發(fā)階段的剩余油分布存在差異，總體上呈由南東向構(gòu)造低部位向北西向構(gòu)造高部位逐漸減小的趨勢(shì)(圖6)。

圖6 QD1油藏不同階段剩余儲(chǔ)層豐度變化

4.1 前緣水驅(qū)期

該階段研究區(qū)東部物性較好、埋深大，水驅(qū)前緣最先到達(dá)油井井底，在717井—732井和734井—749井的水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道兩側(cè)形成鳥足狀、環(huán)島狀分布的剩余油特征，此時(shí)注入水尚未上升到構(gòu)造高部位。西部水驅(qū)前緣推進(jìn)慢、水驅(qū)波及范圍小，在746井和732井附近形成大面積連片分布的剩余油。研究區(qū)通過修井、化學(xué)驅(qū)清洗等增表降壓措施，有效改善低效井組液流方向，擴(kuò)展化學(xué)驅(qū)的驅(qū)油效果。

4.2 見效高峰期

受調(diào)剖影響，該階段注入的聚合物堵塞了早期形成的水流優(yōu)勢(shì)通道，732井—717井、748井—762井優(yōu)勢(shì)通道內(nèi)液流方向發(fā)生改變，747井和319井注聚合物波及范圍擴(kuò)大，相應(yīng)的732、749井聚驅(qū)波及區(qū)內(nèi)呈油滴狀、油膜狀的剩余油再次匯聚成連續(xù)油流被帶出。研究區(qū)東部的560、777井和762井附近剩余油分布范圍縮小成島狀、垛狀，西部760、745井連片狀剩余油也開始減少(圖6)。

4.3 注聚合物穩(wěn)產(chǎn)期

隨著注入體積倍數(shù)增大，研究區(qū)注入體積倍數(shù)大于2.5、含水率大于80%的井普遍存在水流優(yōu)勢(shì)通道。該階段307井—747井、319井—322井早期被堵塞的優(yōu)勢(shì)通道再次被沖刷、破壞，造成大量注入水無效循環(huán)，聚合物驅(qū)效果減弱，在水流優(yōu)勢(shì)通道間形成大量剩余油。同時(shí)，注入水上升至構(gòu)造高部位，S7砂組上部S72、S71小層的剩余油也隨之進(jìn)入井底，平面上東部采出程度較高，762、761、777井剩余油呈斑塊狀分布于水流優(yōu)勢(shì)通道間，西部則呈帶狀、線狀分布在745、769井?dāng)鄬酉陆当P。

4.4 回返遞減期

該階段剩余油分布延續(xù)了注聚合物穩(wěn)產(chǎn)期的分布特征，主要集中在研究區(qū)西部遠(yuǎn)離注采井組的白堿灘斷層附近。經(jīng)過水驅(qū)及聚合物驅(qū)，克下組儲(chǔ)層內(nèi)油相滲透率持續(xù)降低、水相滲透率增大，連續(xù)的油流被進(jìn)一步分散，呈團(tuán)塊狀、點(diǎn)狀分布在研究區(qū)東部水流優(yōu)勢(shì)通道間。由于水流優(yōu)勢(shì)通道及事故井增多，需通過深度調(diào)剖、強(qiáng)凝膠封堵優(yōu)勢(shì)通道，同時(shí)提高注聚合物井的注入質(zhì)量濃度，改變液流方向，對(duì)動(dòng)用程度較低的中、低滲透層進(jìn)行補(bǔ)孔以完善井網(wǎng)注采關(guān)系，改善井組間注聚合物見效不平衡、油水比高的問題，以提高剩余油的波及程度和聚合物驅(qū)整體開發(fā)效果。

5 結(jié) 論

(1) QD1油藏優(yōu)勢(shì)通道呈條帶狀、鳥足狀分布在研究區(qū)北部、中部，通過物性、非均質(zhì)性和日注水量、吸水強(qiáng)度等多種參數(shù)Q型聚類，將克下組水流優(yōu)勢(shì)通道分為2類，Ⅰ類通道規(guī)模較大，主要分布在中部辮狀水道發(fā)育區(qū)和近東西向人工裂縫附近，Ⅱ類通道則集中于西部和南部的相對(duì)高滲區(qū)。

(2) 克下組礫巖油藏不同階段水流優(yōu)勢(shì)通道分布存在差異，前緣水驅(qū)期和回返遞減期發(fā)育6條和17條Ⅰ類通道，集中于試驗(yàn)區(qū)東部735、776井附近的水平壓裂縫和儲(chǔ)層相對(duì)高滲帶，見效高峰期和聚合物驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)期優(yōu)勢(shì)通道弱發(fā)育，以近東西向的Ⅱ類通道為主。

(3) 水流優(yōu)勢(shì)通道造成克下組礫巖油藏注入水無效循環(huán)，通道間形成剩余油分布區(qū)，是控制剩余油發(fā)育的重要因素。東部剩余油呈鳥足狀、環(huán)島狀分布在560、777井和762井水流優(yōu)質(zhì)通道間，隨水驅(qū)波及范圍擴(kuò)大，剩余油縮小為團(tuán)塊狀、點(diǎn)狀集中在762、761井和777井附近；西部剩余油呈帶狀、線狀分布745、769井?dāng)鄬酉陆当P附近。