礫巖油藏聚合物驅水流優勢通道特征及其對剩余油的影響

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.中國石油油田化學重點實驗室，北京 100083)

0 引 言

中國東部老油田普遍處于高含水開發階段，地層內廣泛分布的優勢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措施的實施。因此，封堵優勢通道、多舉措穩油控水成為改善高含水期油田開發效果的關鍵[1-2]。中國學者通過密閉取心、水淹層測井解釋、吸水剖面和產液剖面分析、示蹤劑監測和生產動態分析等方法，結合多種靜態、動態資料識別水流優勢通道[3-7]，國外學者則主要將生產數據通過灰色關系理論、油藏工程分析等數學方法建立模型，或結合數值模擬、實驗模擬進行優勢通道識別、預測[8-10]。水流優勢通道是儲層長期在水驅作用下形成的定向流動通道，由于各油田儲層非均質性、開發方式各不相同，優勢通道的判識尚缺乏統一標準[11]。在儲層特征等靜態地質識別的基礎上，通過數理統計、數值模擬技術表征壓力、流動飽和度等與水流優勢通道敏感的流體場動態演化，進而預測水流優勢通道，已成為水流優勢通道研究的主要手段[12-14]。在新疆油田QD1礫巖油藏水流優勢通道地質特征分析的基礎上，通過多種非均質性參數和Rdos軟件模擬的注采參數進行Q型聚類，建立研究區水流優勢通道的劃分標準，利用Rdos柵狀模擬聚合物驅不同階段優勢通道的分布，與Eclipse化學驅模擬刻畫的剩余油分布對比，明確水流優勢通道對剩余油的影響，為QD1礫巖油藏的高效開發提供了依據。

1 區域地質概況

新疆油田QD1油藏位于準噶爾盆地西北緣克-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。研究區西部為扇根亞相的片流砂礫巖體，儲層整體連片性好，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、向東南砂體連續性變差的特點。儲層孔隙度平均為17.4%，滲透率平均為597.70 mD，屬中孔中高滲油藏。克下組裂縫較發育，以垂直縫和高角度縫為主，水平縫不發育，儲層非均質性嚴重。新疆油田QD1油藏克下組是中國首個礫巖油藏聚合物驅工業試驗區，2006年開始注聚合物試驗，2012年開始大規模投入。近年來，隨聚合物驅前緣突破至井底，地層內水流優勢通道發育，部分井聚合物竄流嚴重、產出聚合物質量濃度升高，造成注入聚合物無效循環、聚合物驅效果變差。因此，在明確優勢通道分布的基礎上，采取合理措施穩油控水、提高波及效率，成為改善克下組注聚合物效果、提高采收率的關鍵。

圖1 QD1油田克下組頂面構造

2 水流優勢通道的識別

2.1 地質法識別水流優勢通道

QD1油藏水流優勢通道主要受儲層非均質性等因素影響[15-16]，注采井組間相對高滲帶導致注聚合物井注入壓力降低、吸水強度增大、油井產液量突變、含水率驟升，是注水、注聚合物的優勢通道。研究區中部辮狀水道含礫粗砂巖滲透率高、沉積厚度大，水流優勢通道發育；西側構造高部位片流礫石滲透率低、水驅效果差，相應的水流優勢通道較少；東南部漫流砂體形成的環島狀、垛狀砂礫巖厚度大、物性好，油井含水率普遍超過90%，也是水流優勢通道發育區(圖2)。通常滲透率級差大于5.0、突進系數大于1.2、變異系數大于0.3的強非均質性儲層發育水流優勢通道。如S72小層中西部和南部滲透率突進系數低值區(小于1.2)含水率相對較低，以產油為主，表明水流優勢通道尚未形成；北部和中部突進系數高值區(大于1.7)呈條帶狀、鳥足狀和島狀向東南延伸，區內生產井以產水為主，表明水流優勢通道已經形成。研究區北部、中部滲透率變異系數強(大于0.5)和滲透率級差高(大于9.0)的強非均質性區呈條帶狀、鳥足狀自西向東延伸，位于強非均質性條帶上的井水淹程度、產水量較高，而西部和南部非均質性較弱，以產油為主，水流優勢通道不太發育。

圖2 QD1油藏S72小層物性參數與累計注采量關系

2.2 動態模擬法識別水流優勢通道

柵狀流動模擬是在地質模型基礎上，通過流線模擬算法，自適應模擬生產過程的數值模擬方法，模擬過程中根據滲流理論和油藏工程方法分析生產動態，并結合動態監測資料，不斷修正對地下流體場的認識，有效地刻畫優勢通道產生及演化過程，是高含水油田開發中后期水流優勢通道分布研究的常用方法之一[17]。在Petrel地質模型及上一階段的水淹、吸水數據基礎上，利用Rdos軟件柵狀模擬進行水流優勢通道模擬，以注水井為中心，將注入量劈分至射孔層和柵狀結構中的各注采單元，通過區塊生產數據、產吸液剖面和聚合物質量濃度等動態資料擬合單井滲流圖版，求取該階段的水淹情況。結果表明：全區及單井在不同階段的計算結果與實際生產歷史吻合度較高，全區累計產油量相對誤差小于1.00%，單井歷史擬合誤差為0.15%～2.00%。聚合物驅后，研究區形成北西西—南東東向紡錘狀、鳥足狀聚合物驅前緣(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，水驅優勢通道發育，向上隨物性變差，波及體積降低、水淹程度較低。將模擬結果與示蹤劑檢測結果對比，吻合率達88.3%(圖3b)，表明Rdos模擬可有效刻畫研究區水流優勢通道。

圖3 Rdos軟件柵狀模擬與示蹤劑監測對比

2.3 水流優勢通道劃分

長期水驅形成的水流優勢通道是聚合物驅的主要通道，優勢通道內孔隙結構、滲透率經常發生規律性變化，導致調驅堵劑顆粒、聚合物分子質量和質量濃度的設計受到影響，因此，水流優勢通道分類是優勢通道封堵的前提。通過統計水流優勢通道發育井段的物性和產吸剖面等多種參數，結合Rdos模擬的日注水量、吸水強度，進行Q型聚類分析，將研究區的水流優勢通道分為2種類型(表1)，不同類型優勢通道的特征存在差異。由表1可知：Ⅰ類水流優勢通道日注水量為5.2～23.1 m3/d，注水強度為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，波及系數普遍大于0.3，主要分布在中部辮狀水道發育區和近東西向人工裂縫附近；Ⅱ類水流優勢通道日注水量為3.1～5.0 m3/d，注水強度為1.0～1.8 m3/(d·m)，通道厚度和體積遠小于Ⅰ類水流優勢通道，分別為1.2～2.7 m、576～1 533 m3，平均為2.1 m、1 013 m3，波及系數為0.10～0.50，平均為0.25，集中于西部和南部的相對高滲區。

表1 QD1油田克下組水流優勢通道綜合識別標準

3 水流優勢通道分布特征

分析發現，研究區克下組礫巖油藏聚合物驅經歷了前緣水驅、見效高峰期、注聚穩產期、回返遞減期4個階段(圖4)，Rdos模擬表明不同階段試驗區水流優勢通道分布存在差異。

圖4 QD1油藏注聚合物試驗區不同階段開采曲線

3.1 前緣水驅期

前緣水驅階段初期日注水量和日產油量均較低，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。試驗區發育14條Ⅱ類和6條Ⅰ類水流優勢通道，以近南北向和近東西向為主，主要為受區域應力影響形成的近東西向鉆井誘導裂縫，集中于試驗區東部735、776井等構造低部位井區。垂向上，注入水向克下組下部顆粒分選差、膠結疏松的相對高滲層流動[18]，將其改造成優勢通道。

產液剖面測試顯示321井累計注入量最大，處于水驅前緣的735井含水率達82%，734井則完全水淹。為完善注采井網，試驗區加密鉆井并在735、776井實施調剖堵水、封堵優勢通道措施，階段后日產油升至6.59 t/d，采出程度為30.97%。

3.2 見效高峰期

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

3.3 注聚合物穩產期

注聚合物穩產期，隨注入體積倍數增加，747、319、322、307井組內早期被封堵的大孔道再次被打開，形成18條Ⅱ類和5條Ⅰ類水流優勢通道，以南北向和北東東—南西西向為主。受優勢通道發育影響，階段初期日產油和含水率相對平穩，日產油平均為7.56 t/d，含水率為75.07%，但中后期產油量下降為4.40 t/d，含水率上升至83.74%，采出程度為38.89%。Eclipse數值模擬結果表明：約56%的井聚合物驅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井已形成優勢通道，可能是人工裂縫被聚合物驅前緣突破形成的。

3.4 回返遞減期

該階段大多數井內水平裂縫和相對高滲帶被突破，形成水流優勢通道，產量開始遞減，日產油由階段早期的5.30 t/d迅速降至1.50 t/d，含水率由81.10%升至91.60%，產出聚合物質量濃度也隨之增加。該階段試驗區共發育17條Ⅰ類和15條Ⅱ類水驅優勢通道，相比注聚合物穩產期，水流優勢通道數量明顯增多，均以北東東—南西西向為主，隨注入壓力和注入體積倍數增加，滲透率較高區域反復水洗，水流優勢通道寬度擴大，部分滲透率較低的區域也開始形成優勢通道。約75%的生產井產出聚合物質量濃度超過500 mg/L，聚合物驅效果變差，北西西向相鄰的注聚合物井間均產生干擾、竄通，這與試驗區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生聚合物竄，表明該階段近東西向水流優勢通道發育。

4 水流優勢通道與剩余油關系

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

圖6 QD1油藏不同階段剩余儲層豐度變化

4.1 前緣水驅期

該階段研究區東部物性較好、埋深大，水驅前緣最先到達油井井底，在717井—732井和734井—749井的水驅優勢通道兩側形成鳥足狀、環島狀分布的剩余油特征，此時注入水尚未上升到構造高部位。西部水驅前緣推進慢、水驅波及范圍小，在746井和732井附近形成大面積連片分布的剩余油。研究區通過修井、化學驅清洗等增表降壓措施，有效改善低效井組液流方向，擴展化學驅的驅油效果。

4.2 見效高峰期

受調剖影響，該階段注入的聚合物堵塞了早期形成的水流優勢通道，732井—717井、748井—762井優勢通道內液流方向發生改變，747井和319井注聚合物波及范圍擴大，相應的732、749井聚驅波及區內呈油滴狀、油膜狀的剩余油再次匯聚成連續油流被帶出。研究區東部的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 注聚合物穩產期

隨著注入體積倍數增大，研究區注入體積倍數大于2.5、含水率大于80%的井普遍存在水流優勢通道。該階段307井—747井、319井—322井早期被堵塞的優勢通道再次被沖刷、破壞，造成大量注入水無效循環，聚合物驅效果減弱，在水流優勢通道間形成大量剩余油。同時，注入水上升至構造高部位，S7砂組上部S72、S71小層的剩余油也隨之進入井底，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勢通道間，西部則呈帶狀、線狀分布在745、769井斷層下降盤。

4.4 回返遞減期

該階段剩余油分布延續了注聚合物穩產期的分布特征，主要集中在研究區西部遠離注采井組的白堿灘斷層附近。經過水驅及聚合物驅，克下組儲層內油相滲透率持續降低、水相滲透率增大，連續的油流被進一步分散，呈團塊狀、點狀分布在研究區東部水流優勢通道間。由于水流優勢通道及事故井增多，需通過深度調剖、強凝膠封堵優勢通道，同時提高注聚合物井的注入質量濃度，改變液流方向，對動用程度較低的中、低滲透層進行補孔以完善井網注采關系，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整體開發效果。

5 結 論

(1) QD1油藏優勢通道呈條帶狀、鳥足狀分布在研究區北部、中部，通過物性、非均質性和日注水量、吸水強度等多種參數Q型聚類，將克下組水流優勢通道分為2類，Ⅰ類通道規模較大，主要分布在中部辮狀水道發育區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高滲區。

(2) 克下組礫巖油藏不同階段水流優勢通道分布存在差異，前緣水驅期和回返遞減期發育6條和17條Ⅰ類通道，集中于試驗區東部735、776井附近的水平壓裂縫和儲層相對高滲帶，見效高峰期和聚合物驅穩產期優勢通道弱發育，以近東西向的Ⅱ類通道為主。

(3) 水流優勢通道造成克下組礫巖油藏注入水無效循環，通道間形成剩余油分布區，是控制剩余油發育的重要因素。東部剩余油呈鳥足狀、環島狀分布在560、777井和762井水流優質通道間，隨水驅波及范圍擴大，剩余油縮小為團塊狀、點狀集中在762、761井和777井附近；西部剩余油呈帶狀、線狀分布745、769井斷層下降盤附近。