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，化學驅已成為水驅開發(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后剩余油，是化學驅亟待解決的關鍵問題［1-2］。目前已開展的聚合物驅和復合驅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采收率提高10%～20%的效果［3］，但該注入方式存在吸入剖面調整發(fā)生反轉較早的現(xiàn)象，化學劑極易進入高滲透層，導致指進現(xiàn)象更為強烈［4］；同時造成注入量分配不均，高滲透層累積注入量為設計注入量的近2倍，而中、低滲透層累積注入量則遠低于設計注入量。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，進而影響開發(fā)效益［5］。

針對上述問題，近年來探索的化學驅注入優(yōu)化方法主要有3 個方面：①多段塞注入。三元復合驅段塞設計中，在化學劑用量相同的條件下，采用較高聚合物溶液質量濃度的三元主段塞和段塞較小的前置聚合物調剖段塞，以及質量濃度較高的后置聚合物溶液保護段塞的方案是相對較經濟的［6］。②聚合物寬相對分子質量注入。采用相對分子質量分布較寬的中相對分子質量聚合物溶液驅油，有利于聚合物分子進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，進而提高洗油效率［7］。③交替注入。主要指聚合物驅過程中不同相對分子質量、不同質量濃度聚合物溶液段塞的交替注入，以及三元復合驅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、聚合物驅提效的有力措施［8］。另外，室內巖心實驗表明，聚合物驅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，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、復模態(tài)孔隙結構特征以及平面和剖面上的強非均質性，單一化學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，進而增加產油量［9-10］。微觀驅替機理表明，只有當驅替壓力梯度大于滲流阻力時，驅油介質才能在油層中流動，通過計算強非均質性礫巖油藏注采系統(tǒng)的壓力梯度以及化學驅儲層的滲流阻力，調整注入介質界面張力和體系質量濃度，使化學劑體系依次進入不同尺度微觀孔隙中，分別提高大、中、小孔喉內原油的動用程度，從而實現(xiàn)強非均質礫巖油藏水驅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），其驅替壓力梯度可以表示為［11-12］：

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

考慮到強非均質性對礫巖油藏化學驅的影響，在注采井間主流線上，驅替壓力梯度受平面滲透率級差的控制［13-14］。室內人造非均質巖心實驗結果表明，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系（圖2）。

圖2 井間壓力梯度遞減率與滲透率級差的擬合關系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)井間非均質驅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)塊水驅和化學驅階段壓力系統(tǒng)參數(shù)，化學驅試驗區(qū)設計井距為150 m，井筒半徑為0.1 m。水驅時地層壓力為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；化學驅時地層壓力為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，分別計算水驅和化學驅時主流線上任意距離的驅替壓力梯度。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，化學劑易進入，而地層深部（注采井距中部）驅替壓力梯度最小。K7 區(qū)塊注采井距為150 m 條件下，當注采壓差為12 MPa時，最小驅替壓力梯度為0.023 MPa/m；當注采壓差為20 MPa時，最小驅替壓力梯度為0.04 MPa/m。

2 不同驅替介質滲流阻力

水驅滲流阻力是由界面張力和毛管半徑決定的，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合驅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的樣品數(shù)量，其化學驅開發(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

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

3 分級動用注入?yún)?shù)確定

驅替壓力梯度是由生產壓差和注采井距決定的，對于化學驅區(qū)塊，注采井距一般為確定值，因此只能通過改變生產壓差來調整驅替壓力梯度，而生產壓差與注入速度、儲層物性及驅替介質相關；滲流阻力是由儲層孔喉結構特征和驅替介質阻力系數(shù)決定的。因此，通過調整注入介質界面張力和體系質量濃度來改變驅替壓力梯度和驅替介質的滲流阻力是最有效的方法。當生產壓差一定時，高滲流阻力的驅替體系難以進入中、小孔喉滲透層，只能進入大孔喉滲透層，隨著驅替體系不斷推進，驅替壓力梯度快速下降，導致化學劑體系在注采井中部推進緩慢，進而滯留堵塞大孔喉高滲透層，此時適當降低體系質量濃度，減小阻力系數(shù)，使驅替體系進入更小一級孔喉的中、低滲透層；同樣，當?shù)貙由畈勘欢氯?，可梯次降低體系質量濃度，使驅替體系依次進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替。

綜上所述，可以根據(jù)礫巖油藏微觀孔喉分布特征、驅替壓力梯度及化學驅滲流阻力來優(yōu)化驅油介質的注入?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，當注采壓差由12 MPa提高至20 MPa 時，最小驅替壓力梯度由0.031 MPa/m增至0.043 MPa/m。水驅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，而驅替壓力梯度只有0.031 MPa/m，因此，水驅只能動用孔喉半徑大于3 μm、滲透率大于50 mD 的滲透層。經過長時間注水開發(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)。化學驅通過增加驅油介質的阻力系數(shù)和降低界面張力達到封堵高滲透層、動用低滲透層的目的。K7區(qū)塊化學驅采用梯次注入方式，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。礫巖油藏化學驅分級動用驅替機理見圖5。

圖5 礫巖油藏化學驅分級動用驅替機理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量為2 500×104，溶液質量濃度為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)塊在注采壓差達到20 MPa時，驅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入滲透率大于500 mD 的滲透層；到達注采井距中部時，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，產液量大幅度下降，含水率下降，產油量先增加后下降。當采油速度小于0.5%時，轉入下一段塞。

二元段塞前期 注入聚合物和表面活性劑溶液，聚合物相對分子質量為2 500×104，質量濃度為1 500 mg/L，表面活性劑質量濃度為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，而油藏最小驅替壓力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞前期可進入滲透率大于100 mD 的滲透層；到達注采井距中部，滲透率小于500 mD滲透層中的剩余油被驅替，且滲透層被有效堵塞。當采油速度小于0.5%時，轉入下一段塞。

二元段塞中期 注入聚合物和表面活性劑溶液，聚合物相對分子質量為1 500×104，質量濃度為1 500 mg/L，表面活性劑質量濃度為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，而油藏最小驅替壓力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞前期可進入滲透率大于50 mD的滲透層；到達注采井距中部，滲透率小于100 mD滲透層中的剩余油被驅替，且滲透層被有效堵塞。當采油速度小于0.5%時，轉入下一段塞。

二元段塞后期 注入聚合物和表面活性劑溶液，聚合物相對分子質量為1 000×104，質量濃度為1 000 mg/L，表面活性劑質量濃度為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量的同時降低聚合物溶液質量濃度，進而降低了滲流阻力。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，而油藏最小驅替壓力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞后期可以進入滲透率大于30 mD的滲透層；到達注采井距中部，滲透率小于50 mD 滲透層中的剩余油被驅替，且滲透層被有效堵塞。當采油速度小于0.5%時，轉入下一段塞。

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

K7區(qū)塊采用梯次注入方式，于2010年8月開始進行化學驅，截至2019年4月累積注入化學劑77.6×104m3，占總設計注入量的79.5%，階段采出程度達到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）。由此對于復模態(tài)孔隙結構特征的礫巖油藏，采用梯次注入方式，分級動用不同滲透層中的剩余油，是水驅后進一步提高油藏采收率的主要方法之一。

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

4 結論

從采油機理上闡述了礫巖油藏水驅開發(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。通過建立強非均質性儲層的井間壓力梯度遞減率的計算模型，確定化學劑滲流阻力，建立基于儲層微觀孔隙結構參數(shù)的多介質滲流阻力計算公式。當驅替壓力梯度大于滲流阻力時，驅油介質才能在油層中流動，從而通過調整注入介質界面張力和體系質量濃度來改變驅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入大孔喉的滲透層，隨著體系不斷推進，驅替壓力梯度快速下降，化學劑體系會滯留堵塞大孔喉滲透層，此時可梯次降低體系質量濃度，減小阻力系數(shù)，使化學劑體系依次進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剩余油的分級動用。

克拉瑪依油田礫巖油藏具有復模態(tài)的微觀孔隙結構特征，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性，但針對性不強，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——聚合物溶液質量濃度，mg/L；

Cpeq——聚合物溶液飽和質量濃度，mg/L；

D——井間壓力梯度遞減率，%；

GD——驅替壓力梯度，MPa/m；

GD′——井間非均質驅替壓力梯度，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——達到恒定時的殘余阻力系數(shù)，f；

σ——油水界面張力，mN/m。