聚驅后優(yōu)勢滲流通道分布特征及封堵方法

劉國超

聚驅后優(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 組油層大部分已進入后續(xù)水驅階段，累計采出程度57%左右，仍有40%以上的地質儲量留存地下。聚驅后葡I組油層優(yōu)勢滲流通道普遍發(fā)育，低效無效循環(huán)嚴重。綜合應用取心資料、測井資料及注采動態(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60.2%。為有效封堵聚驅后優(yōu)勢滲流通道、控制低效無效循環(huán)，自主研發(fā)具有較高彈性及強度的PPG顆粒。室內流動實驗表明，PPG顆粒具有較好的抗剪切性能，可以進入油層深部封堵優(yōu)勢滲流通道。驅油實驗表明，PPG/弱堿三元復合體系聚驅后提高采收率可達15.6%，較弱堿三元驅提高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)提供強力技術支撐。

聚合物驅，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)化聚合物驅油以來，大慶長垣北部葡I組油層聚驅已全部進入后續(xù)水驅階段，累計采出程度57%左右，仍有40%以上的地質儲量留存地下。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)嚴重，進一步提高采收率十分困難[1?11]。近年來，許多學者對聚驅后優(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系研究較少，同時高效的封堵技術尚不成熟[12?20]。本文綜合利用多種識別方法，闡述了大慶油田葡I組油層聚驅后優(yōu)勢滲流通道的分布特征及其與沉積砂體的成因關系，同時研制了封堵聚驅后優(yōu)勢滲流通道的新型藥劑，室內物模實驗證明新型藥劑封堵效果較好，對聚驅后油層進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]。根據動靜資料結合的原則，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 注采井動態(tài)變化特征

后續(xù)水驅階段，可以根據注采井的動態(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，注采井動態(tài)特征發(fā)生明顯變化，注入井主要表現為注入壓力突然下降，啟動壓力下降，吸水指數變大；采油井主要表現為產液量上升，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、有效地反映水驅及聚驅后儲層的變化。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小層的吸水狀況，可以根據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，則可判斷該位置已經形成優(yōu)勢滲流通道。

1.4 示蹤劑顯示資料

井間示蹤技術是識別優(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行檢測，確定示蹤劑的產出情況，繪制產出曲線，并通過對示蹤劑產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

大慶油田聚合物驅產出指標與乙型驅替特征曲線相關性較好[23]，聚合物用量的對數值與聚驅階段采出程度存在線性關系，當曲線出現直線段后，如果突然上翹，說明地層出現優(yōu)勢滲流通道?？梢愿鶕?yōu)勢滲流通道注入井周圍連通采油井的乙型驅替特征曲線，現場分析判斷優(yōu)勢滲流通道形成時間及平面分布方向。

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、靜態(tài)相結合的原則，研究了大慶油田A區(qū)塊葡I組油層聚驅后優(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，地質儲量113.0×104t，孔隙體積195.5×104m3。采用五點法面積井網開采葡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)水驅階段，階段采出程度20.18%，提高采收率15.75%，累計采出程度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泥巖為主。

2.2 優(yōu)勢滲流通道識別過程

為驗證優(yōu)勢滲流通道識別結果，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采出示蹤劑時間分別為12、8、11 d，示蹤劑平均運移速度0.140 mm/s，遠大于達西流速公式計算的流速，表明地下油層滲流阻力明顯減小，優(yōu)勢滲流通道已經形成；Y52井采出示蹤劑時間為45 d，示蹤劑運移速度0.032 mm/s，接近達西流速公式計算的流速，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A區(qū)塊取心井J11巖心分析結果，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，導致其上部中低滲透層動用程度較低，剩余油飽和度較高，可達50.0%以上，聚驅后具有進一步提高采收率的物質基礎（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A區(qū)塊存在優(yōu)勢滲流通道的注入井，結合周圍連通采油井的動態(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，南北向數量占61.1%，主要是由于沉積時期物源來自于北方，平行古水流的南北向滲流阻力小于東西向，導致南北向更容易形成優(yōu)勢滲流通道（見圖2）。

根據區(qū)塊優(yōu)勢滲流通道縱向發(fā)育厚度、平面連通方向及數值模擬聚驅后含油飽和度場分布特征，計算優(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)的體膨顆粒類調堵劑，一般采用化學交聯(lián)法進行合成，導致其彈性不強、抗壓強度較差，注入過程中易破碎，不易運移至油層深部。為了實現油層深部封堵，開展了預交聯(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

在PPG的分子結構中，存在三種結構單元：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；三是用以構筑凝膠網絡的交聯(lián)單元。通過創(chuàng)新嵌段聚合技術，實現對功能單體強度、膠束大小和濃度的調節(jié)，達到對動態(tài)交聯(lián)點強度、大小和密度的控制，實現顆粒的溶脹倍數、彈性、抗壓強度可調可控，研制出系列化封堵型PPG顆粒。對系列樣品開展了性能評價，樣品溶脹倍數2～4倍，抗壓強度均在2 MPa以上，彈性因子可達3以上（見圖4），具有較高的強度和彈性，可滿足聚驅后油藏深度調剖的需求。

3.2 PPG顆粒的封堵性能評價

為封堵優(yōu)勢滲流通道，控制低效無效循環(huán)，激活聚驅后高度分散的剩余油，提高驅油效率，將PPG加入到弱堿三元體系中，形成四元復合驅油體系。為了評價PPG/弱堿三元復合體系在油層中的調堵及注入能力，開展了巖心滲流實驗。實驗模型為人造均質膠結巖心，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處設置測壓點，評價PPG/弱堿三元體系壓力傳導能力。PPG/弱堿三元復合體系中PPG質量濃度為800 mg/L，聚合物質量濃度為1 600 mg/L，碳酸鈉質量分數1.2%、石油磺酸鹽質量分數0.3%。

圖4　PPG顆粒性能評價

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/弱堿三元復合體系的注入，巖心各段依次出現壓力梯度高峰期。注入量為0.3 PV時第1段出現了2.5 MPa以上壓力梯度峰值，注入量為0.6 PV時第2段出現了1.5 MPa以上壓力梯度峰值，注入量為1.2 PV時第3段出現了1.5 MPa以上壓力梯度峰值。結果說明，PPG顆粒沒有堵塞在注入端，可以運移至油層深部；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顆粒的驅油效果研究

為驗證PPG/弱堿三元復合體系聚驅后驅油效果，開展聚驅后驅油實驗，實驗模型為模擬大慶油田葡I組油層發(fā)育特征的三管并聯(lián)人造膠結巖心，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。

實驗方案：水驅至含水率98%；聚驅注0.57 PV中分聚合物（1 000 mg/L），后續(xù)水驅至含水率98%以上；聚驅后注0.5 PVPPG/弱堿三元復合體系（聚合物相對分子質量為2 500萬，聚合物質量濃度、PPG質量濃度為變量,碳酸鈉質量分數1.2%、石油磺酸鹽質量分數0.3%）+0.2 PV聚合物保護段塞（相對分子質量2 500萬，黏度與PPG/弱堿三元復合體系保持一致），后續(xù)水驅至含水率98%。

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

表2　PPG/弱堿三元復合體系驅油實驗結果

繪制最佳驅油效果實驗（表2實驗4）不同滲透層全過程單位厚度分流率曲線（見圖6）。后續(xù)水驅階段高滲層分流率達到91.1%，表明優(yōu)勢滲流通道已經形成。聚驅后注入PPG/弱堿三元復合體系后，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顆粒可以有效封堵聚驅后形成優(yōu)勢滲流通道，擴大波及體積，進一步激活聚并聚驅后剩余油。

4 區(qū)塊聚驅后效果預測

為預測聚驅后PPG/弱堿三元復合體系現場應用效果，建立A區(qū)塊精細地質模型，平面網格劃分為39×40個，縱向上分6個層，總網格節(jié)點數為9 360個，方向空間步長31.88 m，方向空間步長34.86 m。在A區(qū)塊歷史擬合基礎上，按照室內驅油實驗優(yōu)選的驅油體系配方及配產配注結果，進行了A區(qū)塊聚驅后PPG/弱堿三元復合驅效果預測。A區(qū)塊注入PPG/弱堿三元復合體系前含水率97.2%，當注入0.58 PV左右時，試驗區(qū)含水率達到最低值89.4%，含水率最大降幅7.8%，至綜合含水率達到98.0%時，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%，累積增產原油12.2×104t（見圖7）。

圖6　物模實驗不同驅替階段單位厚度瞬時分流率變化曲線

5 結 論

（1）大慶油田葡I組油層聚驅后優(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)嚴重，厚油層頂部動用較差，剩余油飽和度高達50.0%以上，具有進一步挖掘的空間。

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

（4）PPG/弱堿三元體系聚驅后具有較好的驅油效果，室內物模實驗聚驅后提高采收率可達15.6%，數值模擬聚驅后現場試驗提高采收率可達10.8%。

圖7　A區(qū)塊聚驅后PPG/弱堿三元復合體系現場試驗數值模擬曲線

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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“化學驅后提高采收率技術研究與試驗”（2016E?0207）。

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

（編輯 王戩麗）