礫巖油藏化學(xué)驅(qū)微觀孔隙剩余油分級動用機(jī)理
——以克拉瑪依油田礫巖油藏K7區(qū)塊為例

譚 龍，聶振榮，熊志國，王曉光，程宏杰，陳麗華，朱桂芳

（1.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油新疆油田分公司風(fēng)城作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依 834000）

克拉瑪依油田是以礫巖儲層為主的大型油氣田，化學(xué)驅(qū)已成為水驅(qū)開發(fā)后期大幅度提高采收率的重要手段，如何找到更有效的方法動用水驅(qū)后剩余油，是化學(xué)驅(qū)亟待解決的關(guān)鍵問題［1-2］。目前已開展的聚合物驅(qū)和復(fù)合驅(qū)礦場試驗多采用籠統(tǒng)注入方式，雖然礦場試驗取得了比水驅(qū)采收率提高10%～20%的效果［3］，但該注入方式存在吸入剖面調(diào)整發(fā)生反轉(zhuǎn)較早的現(xiàn)象，化學(xué)劑極易進(jìn)入高滲透層，導(dǎo)致指進(jìn)現(xiàn)象更為強(qiáng)烈［4］；同時造成注入量分配不均，高滲透層累積注入量為設(shè)計注入量的近2倍，而中、低滲透層累積注入量則遠(yuǎn)低于設(shè)計注入量。因而造成低滲透層動用程度較低，降低了提高采收率的幅度，進(jìn)而影響開發(fā)效益［5］。

針對上述問題，近年來探索的化學(xué)驅(qū)注入優(yōu)化方法主要有3 個方面：①多段塞注入。三元復(fù)合驅(qū)段塞設(shè)計中，在化學(xué)劑用量相同的條件下，采用較高聚合物溶液質(zhì)量濃度的三元主段塞和段塞較小的前置聚合物調(diào)剖段塞，以及質(zhì)量濃度較高的后置聚合物溶液保護(hù)段塞的方案是相對較經(jīng)濟(jì)的［6］。②聚合物寬相對分子質(zhì)量注入。采用相對分子質(zhì)量分布較寬的中相對分子質(zhì)量聚合物溶液驅(qū)油，有利于聚合物分子進(jìn)入不同尺度的微觀孔隙中，提高油藏波及的孔隙體積，使得高、中、低滲透層均能夠很好的動用，進(jìn)而提高洗油效率［7］。③交替注入。主要指聚合物驅(qū)過程中不同相對分子質(zhì)量、不同質(zhì)量濃度聚合物溶液段塞的交替注入，以及三元復(fù)合驅(qū)過程中聚合物溶液與三元體系的交替注入，是改善開發(fā)效果、聚合物驅(qū)提效的有力措施［8］。另外，室內(nèi)巖心實驗表明，聚合物驅(qū)采用單一段塞注入方式，低滲透層始終處于相對高壓狀態(tài)；而采用交替段塞注入方式，則高、低滲透層壓力交互占優(yōu)，局部壓力場擾動性增強(qiáng)，有利于提高低滲透層的動用程度。

多段塞注入、聚合物寬相對分子質(zhì)量注入和交替注入這3種注入方式可以有效地改善油藏層間非均質(zhì)性、提高采收率。但是礫巖油藏具有與常規(guī)砂巖油藏不同的沉積水動力條件、復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)特征以及平面和剖面上的強(qiáng)非均質(zhì)性，單一化學(xué)劑體系無法保證不同物性儲層的有效動用，須探索新的注入方式才能提高波及效率，進(jìn)而增加產(chǎn)油量［9-10］。微觀驅(qū)替機(jī)理表明，只有當(dāng)驅(qū)替壓力梯度大于滲流阻力時，驅(qū)油介質(zhì)才能在油層中流動，通過計算強(qiáng)非均質(zhì)性礫巖油藏注采系統(tǒng)的壓力梯度以及化學(xué)驅(qū)儲層的滲流阻力，調(diào)整注入介質(zhì)界面張力和體系質(zhì)量濃度，使化學(xué)劑體系依次進(jìn)入不同尺度微觀孔隙中，分別提高大、中、小孔喉內(nèi)原油的動用程度，從而實現(xiàn)強(qiáng)非均質(zhì)礫巖油藏水驅(qū)后剩余油的逐級梯次動用，提高油藏采收率。

1 注采系統(tǒng)壓力梯度分布規(guī)律

假設(shè)在某區(qū)塊部署A和B共2口井，其中A井為注水井，B 井為采油井，A 井與B 井之間的距離為R。依據(jù)經(jīng)典滲流理論，則在A井與B井的主流線上，距注水井A 長度為ri的D 點（圖1），其驅(qū)替壓力梯度可以表示為［11-12］：

圖1 化學(xué)驅(qū)注采系統(tǒng)驅(qū)替壓力示意Fig.1 Displacement pressure of injection-production system of chemical flooding

考慮到強(qiáng)非均質(zhì)性對礫巖油藏化學(xué)驅(qū)的影響，在注采井間主流線上，驅(qū)替壓力梯度受平面滲透率級差的控制［13-14］。室內(nèi)人造非均質(zhì)巖心實驗結(jié)果表明，井間壓力梯度隨地層滲透率的減小而增加［15］，其主要原因為滲透率小，則地層孔喉半徑小，導(dǎo)致井間壓力梯度增加［16］。利用不同滲透率巖心壓力梯度實驗數(shù)據(jù)，建立井間壓力梯度遞減率與滲透率級差的擬合關(guān)系（圖2）。

圖2 井間壓力梯度遞減率與滲透率級差的擬合關(guān)系Fig.2 Fitting relationship between decline rate of inter-well pressure gradient and permeability ratio

根據(jù)研究區(qū)滲透率級差，即可計算出注采井間受儲層非均質(zhì)性影響的壓力梯度遞減率：

則礫巖油藏注采系統(tǒng)井間非均質(zhì)驅(qū)替壓力梯度可以表示為：

根據(jù)克拉瑪依油田礫巖油藏K7 區(qū)塊水驅(qū)和化學(xué)驅(qū)階段壓力系統(tǒng)參數(shù)，化學(xué)驅(qū)試驗區(qū)設(shè)計井距為150 m，井筒半徑為0.1 m。水驅(qū)時地層壓力為14 MPa，采油井井底壓力為6 MPa，注水井井底壓力為18 MPa，注采壓差為12 MPa；化學(xué)驅(qū)時地層壓力為14 MPa，采油井井底壓力為2 MPa，注水井井底壓力為22 MPa，注采壓差為20 MPa。根據(jù)（1）式，分別計算水驅(qū)和化學(xué)驅(qū)時主流線上任意距離的驅(qū)替壓力梯度。由圖3 可以看出，注水井與采油井之間存在著壓降漏斗，近井地帶壓差大，化學(xué)劑易進(jìn)入，而地層深部（注采井距中部）驅(qū)替壓力梯度最小。K7 區(qū)塊注采井距為150 m 條件下，當(dāng)注采壓差為12 MPa時，最小驅(qū)替壓力梯度為0.023 MPa/m；當(dāng)注采壓差為20 MPa時，最小驅(qū)替壓力梯度為0.04 MPa/m。

2 不同驅(qū)替介質(zhì)滲流阻力

水驅(qū)滲流阻力是由界面張力和毛管半徑?jīng)Q定的，不同孔喉半徑毛管阻力的計算式為：

選取克拉瑪依油田礫巖油藏二元復(fù)合驅(qū)K7 區(qū)塊巖心樣品，通過恒速壓汞實驗分析獲得巖樣的孔喉大小和對應(yīng)的樣品數(shù)量，其化學(xué)驅(qū)開發(fā)層位微觀孔喉尺寸及分布頻率見圖4。

圖4 K7區(qū)塊微觀孔喉尺寸分布Fig.4 Microscopic pore-throat size distribution in Block K7

化學(xué)驅(qū)滲流阻力不僅要考慮毛管阻力，還要考慮化學(xué)劑流經(jīng)多孔介質(zhì)時受孔喉尺寸阻塞產(chǎn)生的殘余阻力系數(shù)，對化學(xué)驅(qū)滲流阻力影響較大的因素有聚合物溶液質(zhì)量濃度、聚合物相對分子質(zhì)量以及多孔介質(zhì)的滲透率等［17］，化學(xué)驅(qū)滲流阻力的計算式為：

3 分級動用注入?yún)?shù)確定

驅(qū)替壓力梯度是由生產(chǎn)壓差和注采井距決定的，對于化學(xué)驅(qū)區(qū)塊，注采井距一般為確定值，因此只能通過改變生產(chǎn)壓差來調(diào)整驅(qū)替壓力梯度，而生產(chǎn)壓差與注入速度、儲層物性及驅(qū)替介質(zhì)相關(guān)；滲流阻力是由儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征和驅(qū)替介質(zhì)阻力系數(shù)決定的。因此，通過調(diào)整注入介質(zhì)界面張力和體系質(zhì)量濃度來改變驅(qū)替壓力梯度和驅(qū)替介質(zhì)的滲流阻力是最有效的方法。當(dāng)生產(chǎn)壓差一定時，高滲流阻力的驅(qū)替體系難以進(jìn)入中、小孔喉滲透層，只能進(jìn)入大孔喉滲透層，隨著驅(qū)替體系不斷推進(jìn)，驅(qū)替壓力梯度快速下降，導(dǎo)致化學(xué)劑體系在注采井中部推進(jìn)緩慢，進(jìn)而滯留堵塞大孔喉高滲透層，此時適當(dāng)降低體系質(zhì)量濃度，減小阻力系數(shù)，使驅(qū)替體系進(jìn)入更小一級孔喉的中、低滲透層；同樣，當(dāng)?shù)貙由畈勘欢氯螅商荽谓档腕w系質(zhì)量濃度，使驅(qū)替體系依次進(jìn)入不同級別孔喉的滲透層，從而實現(xiàn)對不同尺度微觀孔隙剩余油的分級動用和有效驅(qū)替。

綜上所述，可以根據(jù)礫巖油藏微觀孔喉分布特征、驅(qū)替壓力梯度及化學(xué)驅(qū)滲流阻力來優(yōu)化驅(qū)油介質(zhì)的注入?yún)?shù)。以克拉瑪依油田礫巖油藏K7 區(qū)塊為例，其注采井距為150 m，當(dāng)注采壓差由12 MPa提高至20 MPa 時，最小驅(qū)替壓力梯度由0.031 MPa/m增至0.043 MPa/m。水驅(qū)過程中滲透層孔喉半徑小于3 μm，滲透率為50 mD 時，毛管壓力大于0.05 MPa，而驅(qū)替壓力梯度只有0.031 MPa/m，因此，水驅(qū)只能動用孔喉半徑大于3 μm、滲透率大于50 mD 的滲透層。經(jīng)過長時間注水開發(fā)，高滲透層采出程度較高，剩余油飽和度低，形成水流優(yōu)勢通道，造成注入水無效循環(huán)?；瘜W(xué)驅(qū)通過增加驅(qū)油介質(zhì)的阻力系數(shù)和降低界面張力達(dá)到封堵高滲透層、動用低滲透層的目的。K7區(qū)塊化學(xué)驅(qū)采用梯次注入方式，分為聚合物前置段塞、二元段塞前期、二元段塞中期、二元段塞后期和后續(xù)保護(hù)段塞5 個階段，從而實現(xiàn)不同滲透層中剩余油的分級動用。礫巖油藏化學(xué)驅(qū)分級動用驅(qū)替機(jī)理見圖5。

圖5 礫巖油藏化學(xué)驅(qū)分級動用驅(qū)替機(jī)理Fig.5 Graded production mechanism of chemical flooding in conglomerate reservoir

聚合物前置段塞 注入聚合物相對分子質(zhì)量為2 500×104，溶液質(zhì)量濃度為1 500 mg/L。在孔喉半徑為6 μm、滲透率為500 mD 滲透層中的滲流阻力為0.18 MPa，而在孔喉半徑為25 μm、滲透率為5 000 mD 滲透層中的滲流阻力為0.044 MPa。K7 區(qū)塊在注采壓差達(dá)到20 MPa時，驅(qū)替壓力梯度在注水井口處為0.185 5 MPa/m，而在距注水井70 m處下降至0.039 MPa/m。因此，聚合物前置段塞可以進(jìn)入滲透率大于500 mD 的滲透層；到達(dá)注采井距中部時，滲透率小于5 000 mD 滲透層中的剩余油被驅(qū)替，且滲透層被有效堵塞。礦場實踐表現(xiàn)為注入壓力升高，產(chǎn)液量大幅度下降，含水率下降，產(chǎn)油量先增加后下降。當(dāng)采油速度小于0.5%時，轉(zhuǎn)入下一段塞。

二元段塞前期 注入聚合物和表面活性劑溶液，聚合物相對分子質(zhì)量為2 500×104，質(zhì)量濃度為1 500 mg/L，表面活性劑質(zhì)量濃度為3 000 mg/L，界面張力為5×10-3mN/m。該體系在加入表面活性劑溶液后降低了滲流阻力，在孔喉半徑為5～6 μm、滲透率為100～500 mD 滲透層中的滲流阻力由0.60 MPa降低至0.04 MPa，而油藏最小驅(qū)替壓力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞前期可進(jìn)入滲透率大于100 mD 的滲透層；到達(dá)注采井距中部，滲透率小于500 mD滲透層中的剩余油被驅(qū)替，且滲透層被有效堵塞。當(dāng)采油速度小于0.5%時，轉(zhuǎn)入下一段塞。

二元段塞中期 注入聚合物和表面活性劑溶液，聚合物相對分子質(zhì)量為1 500×104，質(zhì)量濃度為1 500 mg/L，表面活性劑質(zhì)量濃度為3 000 mg/L，界面張力為5×10-3mN/m。該體系通過降低聚合物的相對分子質(zhì)量降低了滲流阻力，在孔喉半徑為3～5 μm、滲透率為50～100 mD 滲透層中的滲流阻力由0.11 MPa 降低至0.03 MPa，而油藏最小驅(qū)替壓力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞前期可進(jìn)入滲透率大于50 mD的滲透層；到達(dá)注采井距中部，滲透率小于100 mD滲透層中的剩余油被驅(qū)替，且滲透層被有效堵塞。當(dāng)采油速度小于0.5%時，轉(zhuǎn)入下一段塞。

二元段塞后期 注入聚合物和表面活性劑溶液，聚合物相對分子質(zhì)量為1 000×104，質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，表面活性劑質(zhì)量濃度為3 000 mg/L，界面張力為5×10-3mN/m。該體系再次降低聚合物相對分子質(zhì)量的同時降低聚合物溶液質(zhì)量濃度，進(jìn)而降低了滲流阻力。在孔喉半徑為2～3 μm、滲透率為30～50 mD滲透層中的滲流阻力由0.08 MPa降低至0.03 MPa，而油藏最小驅(qū)替壓力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞后期可以進(jìn)入滲透率大于30 mD的滲透層；到達(dá)注采井距中部，滲透率小于50 mD 滲透層中的剩余油被驅(qū)替，且滲透層被有效堵塞。當(dāng)采油速度小于0.5%時，轉(zhuǎn)入下一段塞。

聚合物保護(hù)段塞 注入聚合物相對分子質(zhì)量為1 000×104，質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，增加滲流阻力，防止后續(xù)水驅(qū)竄流。

K7區(qū)塊采用梯次注入方式，于2010年8月開始進(jìn)行化學(xué)驅(qū)，截至2019年4月累積注入化學(xué)劑77.6×104m3，占總設(shè)計注入量的79.5%，階段采出程度達(dá)到15.9%。其中，聚合物前置段塞階段采出程度為2.6%，二元段塞前期階段采出程度為2.9%，二元段塞中期階段采出程度為5.6%，二元段塞后期階段采出程度為4.8%（圖6）。由此對于復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)特征的礫巖油藏，采用梯次注入方式，分級動用不同滲透層中的剩余油，是水驅(qū)后進(jìn)一步提高油藏采收率的主要方法之一。

圖6 K7區(qū)塊二元復(fù)合驅(qū)開采曲線Fig.6 Production curves of binary compound flooding in Block K7

4 結(jié)論

從采油機(jī)理上闡述了礫巖油藏水驅(qū)開發(fā)后期，采用梯次注入、分級動用的大幅度提高采收率的采油方法。通過建立強(qiáng)非均質(zhì)性儲層的井間壓力梯度遞減率的計算模型，確定化學(xué)劑滲流阻力，建立基于儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的多介質(zhì)滲流阻力計算公式。當(dāng)驅(qū)替壓力梯度大于滲流阻力時，驅(qū)油介質(zhì)才能在油層中流動，從而通過調(diào)整注入介質(zhì)界面張力和體系質(zhì)量濃度來改變驅(qū)替壓力梯度和滲流阻力的大小。在注采井距和注入速度一定的前提下，高滲流阻力的體系只能進(jìn)入大孔喉的滲透層，隨著體系不斷推進(jìn)，驅(qū)替壓力梯度快速下降，化學(xué)劑體系會滯留堵塞大孔喉滲透層，此時可梯次降低體系質(zhì)量濃度，減小阻力系數(shù)，使化學(xué)劑體系依次進(jìn)入不同級別的孔喉系統(tǒng)，從而實現(xiàn)不同微觀孔隙空間內(nèi)剩余油的分級動用。

克拉瑪依油田礫巖油藏具有復(fù)模態(tài)的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，孔喉的分布范圍比較寬，采用多段塞注入、聚合物寬相對分子質(zhì)量注入、交替注入3種注入方式可以有效地改善油藏層間非均質(zhì)性，但針對性不強(qiáng)，提高采收率幅度較低，而采用梯次注入方式，能夠分級動用不同滲透層中的剩余油，大幅度提高采收率。

符號解釋

Cp——聚合物溶液質(zhì)量濃度，mg/L；

Cpeq——聚合物溶液飽和質(zhì)量濃度，mg/L；

D——井間壓力梯度遞減率，%；

GD——驅(qū)替壓力梯度，MPa/m；

GD′——井間非均質(zhì)驅(qū)替壓力梯度，MPa/m；

Kmn——井間滲透率級差，f；

Kw——滲透率，mD；

M——聚合物相對分子質(zhì)量，104；

p——滲流阻力，MPa；

pc——毛管阻力，MPa；

pe——油藏地層壓力，MPa；

pinf——注水井井底壓力，MPa；

pwf——采油井井底壓力，MPa；

r——毛管半徑，μm；

ri——距注水井的距離，m；

rw——井筒半徑，m；

R——注采井距，m；

RFF——殘余阻力系數(shù)，f；

RFFeq——達(dá)到恒定時的殘余阻力系數(shù)，f；

σ——油水界面張力，mN/m。