砾岩油藏二元复合驱注采特征及阶段效果研究——以克拉玛依油田七中区为例

骆飞飞，金 萍，钱川川，张吉源

（1.中国石油新疆油田勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田采油二厂，新疆克拉玛依834008）

砾岩油藏二元复合驱注采特征及阶段效果研究
——以克拉玛依油田七中区为例

骆飞飞*1，金 萍2，钱川川1，张吉源2

（1.中国石油新疆油田勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田采油二厂，新疆克拉玛依834008）

克拉玛依油田七中区试验区于2011年8月投入二元复合驱油，现已见到一定的降水增油效果，产油量由26.0t/d上升到55t/d，综合含水由91.46%降至81.32%，累积增油44096t。目前正处于复合驱见效期。复合驱期间的动态特征在水井上表现为注入井压力上升，渗流阻力增加，注入能力下降；在油井上表现为日产油量上升，含水波动下降，产液剖面明显改善。在复合驱开发中要不断加深对储层的物性认识，实时调整配方体系，加强与储层的配伍性，通过调剖减少层内、层间干扰，抑制聚/表窜流，监测地层污染，及时改造储层，充分发挥二元体系驱油效果。

二元复合驱；注采特征；砾岩油藏；效果分析

聚合物/表面活性剂(简称为聚/表)二元复合驱是一种利用聚合物的流度控制能力和粘弹性作用以及表面活性剂大幅度降低油水界面张力的特性，既提高波及系数又提高驱油效率，进而提高采收率的三次采油技术[1]。该技术被认为比聚合物驱更有潜力[2]。但是由于三元复合驱油技术在应用中暴露的一些问题，如含碱形成碱垢导致地层渗透率下降,腐蚀管柱、产出液破乳困难、粘度保持率低等[3-6]，使其推广应用受到了限制。克拉玛依油田七中区属于砾岩油藏，经过40多年注水开发，已处于高含水、高采出程度阶段。由于油层非均质性严重，各油层的动用状况差异很大,剩余油分布比较复杂，水驱开发稳产难度大。为了寻求老区开发方式的有序接替，已经开展了聚合物驱矿场试验，取得了一定效果[7]。为了进一步提高采收率，研制了聚/表复合驱油体系，于2007年12月在克拉玛依油田七中区东部克下组S7砂层组进行了二元复合驱工业化试验。

1 现场试验概况

1.1 试验区简介

七中二元驱试验区位于克拉玛依油田七中区下克拉玛依组油藏东部的S7砂层组，为东南向倾伏的断鼻构造，油藏属于洪积相扇顶亚相沉积，以主槽微相为主。岩性以小砾岩、砂砾岩和含砾砂岩为主，主力油层为S72-3、 S73层。试验区含油面积1.21km2，石油地质储量120.83× 104t,采用五点法面积井网，注采井距150m，含有注入井18口，生产井26口(含中心井10口)。油藏平均沉积厚度40.8m，砂层平均厚度34.2m，层间隔层不发育。储层孔隙类型以次生孔隙为主，平均孔隙度17.5%，平均渗透率为69.4mD，层内平均渗透率变异系数为1.0～2.0，级差40～259倍，层间渗透率级差2～7倍。平、剖面非均质强，南北渗透性差异大，属中孔、中低渗油藏。油藏内为统一的水动力系统，目的层油层温度33℃，地下原油粘度6.0mPa·s，原始地层压力16.1MPa，压力系数1.4，饱和压力14.1MPa。2007年12月～2010年6月为空白水驱阶段。截至2010年6月，试验区产液水平为445.2t/d，产油水平为26.0t/d，综合含水为94.16%，注入水平为623.17m3/d，注入压力为12.23MPa，阶段采出程度3.97%，总采出程度45.87%。

1.2 注入方案

矿场采用清水配置母液、处理过的污水稀释注入的三段塞注入方式。第一段塞为聚合物前置调剖段塞，聚合物分子量为2500万，浓度为1800mg/L，注入段塞尺寸为0.06PV；第二段塞为聚-表二元主体段塞，聚合物分子量为2500万，浓度为1600mg/L，表面活性剂浓度为0.3%，注入段塞尺寸为0.50PV；第三段塞为聚合物后置保护段塞，聚合物浓度为1400mg/L，注入段塞尺寸为0.10PV，注入速度0.14PV/a。这一设计使得驱油体系中的各段塞粘度呈梯度分布，旨在减缓驱替液与被驱替液间的粘性指进或舌进现象。

1.3 实施进展

2010年7月～2011年7月，试验东北部水井由空白水驱改注聚合物前置调剖段塞，2011年8月全面改注二元主体段塞。到2013年6月底，试验区已累积注入化学剂段塞0.32PV，主体段塞完成方案设计的44.8%，整个注入过程中，化学剂的注入浓度基本符合方案设计值。

至2013年6月，试验区产液水平为294.3t/d，产油水平为55.0t/d，综合含水率为81.32%，采油速度为0.14%，注入水平为680m3/d，注入压力为13.80MPa。

2 二元复合驱油效果

试验区在注入化学剂段塞0.02PV后，产油水平由逐渐下降变为逐渐上升；综合含水率由原来的逐渐上升变为显著下降。2013年6月底试验区产油水平比注入前的26t/d上升了29t/d，产油量为原来的2.11倍；综合含水率比注入前的94.16%下降了12.84%；降水增油效果明显，试验区复合驱后已累积增产原油44096t，采收率提高了3.65%（图1）。数值模拟跟踪预测结果表明，试验区最低含水率可以降至80.0%，复合驱增加可采储量15.52×104t，提高采收率14.5%，显示了复合驱的良好发展前景。

图1 试验区生产曲线

试验区油井开井26口，排除3口在2012年下半年补钻的新井，2口注采对应不完善的边井，5口液量受泵况及压裂措施影响的生产井以外，其余井全部见到了明显的降水增油效果（表1）。这16口井产油水平由注入前的18.51t/d上升至41.05t/d；综合含水率由注入前的94.30%下降至79.46%。其中，所统计的6口中心井（T72235，T72237，T72246，T72247，T72248，T72259）的产油水平由注入前的6.30t/d上升至17.41t/d，平均单井产油水平达到了2.90t/d；综合含水率下降至71.35%，核心井T72247井日产油水平增加了4.32倍，含水下降了38.60%。

表1 采油井二元驱前后产量变化

3 二元复合驱期间注采动态特征

复合驱开始后油水井变化明显不同于水驱阶段，主要特征为注入井注入压力和渗流阻力增加，渗流能力下降；油井产油量上升，含水波动下降；剖面动用得到改善；采出原油的胶质、沥青质组分含量增加。

3.1 注入压力上升，注采压差增大

投注前置调剖段塞后，试验区16口注入井的井口压力均出现不同程度的上升，平均注入压力由水驱阶段的11.23MPa平均上升到13.77MPa，升幅2.54MPa，反映了注入的聚合物分子吸附在了储层空间较大的孔隙、吼道上，形成的凝胶在孔隙内部起到封堵作用[8]，使注入井井底附近渗流阻力增加，有利于聚合物溶液驱替中低渗透层的原油；转入主体段塞后，注入井压力稳中有升，平均上升了0.2MPa左右。产生原因是：①由于表面活性剂分子比聚合物分子小的多，使孔道通过能力有大幅度提高；②低界面张力表面活性剂能进一步驱动残余油，相比聚合物体系，聚-表体系渗滤能力进一步增加；③由于表面活性剂分子在岩心内表面的吸附，一定程度上抑制了聚合物分子的再次吸附，减少了聚合物分子和凝胶造成的堵塞。目前的注采井流压压差为19.4MPa，水驱阶段为14.6MPa，比水驱阶段上升了4.8MPa。

3.2 渗流阻力增加，注入能力下降

注入井注入不同流体，在霍尔曲线图上反映为不同直线段，用曲线分段回归求出各直线段的斜率，体现了各注入时期渗流阻力和流动系数的变化，其斜率与空白水驱直线段斜率之比为视阻力系数。视阻力系数越大，说明地层对该流体导流能力越低，阻力系数越小，导流能力越强[9-13]。试验区7口可对比注入井空白水驱后期的视阻力系数平均为1.08，注前置调剖段塞1.12，表明渗流阻力增加，油层导流能力降低，但升幅较小。分析原因为调剖井仅分布在试验区局部，调剖后未能及时注入聚合物保护段塞，而是注的污水，调剖受效规模较小。注入主体段塞后，曲线的斜率增大为1.39，地层导流能力进一步降低，分析原因主要是全面注入聚合物溶液，改善了水油流度比，聚合物段塞推进到中低渗透层。

3.3 剖面动用状况得到改善

二元体系的注入起到了一定的调剖作用，缓和了层内、层间矛盾，油藏的纵向非均质性得到了改善，油井产量趋势明显转好。从4口可对比井产液剖面资料可知（表2），空白水驱后期（2010年5～10月），试验区产液以非主力层属T2k12-2层）层为主，占32.6%，主力层S层（T2k12-3）产液较少；注入二元主体段塞见效后，层有所下降层产液比例增加为60.9%；到2013年5～6月，经过进一步调整注入体系，主力层产液比例增加到68.7%，层均明显降低。并且主力层层厚度动用均匀上升。对照4口井的生产情况（表3），随着二元体系的注入，呈现出产液量大幅下降，产油水平逐步提升，含水大幅下降的良好趋势。

表2 4口可对比井产液剖面变化

表3 4口可对比井产量剖面变化

3.4 单井日产油量上升，含水波动下降

试验区从2011年底整体明显见效后，日产油量保持上升的趋势，含水保持下降的趋势，但不是持续下降，而是波动下降，在某个阶段含水会出现一定程度的平稳，然后下降。在个别单井中变现尤为突出，含水呈锯齿状波动变化。分析原因主要是高产井关井或停产；见效井见效时间不同期、长短不一；新投产井含水升高；高产见效井含水波动；油井对应的受效注入井配合周围补钻的新井关井而造成含水波动；聚合物无效循环导致油井的含水回升。当只有1～2个不利因素的影响时，整体含水不会受到大的影响。多种因素同时作用时会对整体含水下降造成较大的影响。

3.5 采出原油中胶质和沥青质组分增加

胶质和沥青质增加是复合驱注入后见效的典型现象，由于其粘度与界面张力具有提高波及系数和驱油效率双重作用，可以采出一些水驱较难采出的含胶质沥青质较多的重质油。统计分析试验区9口油井采出原油族组分数据得出，水驱阶段（2007年数据）采出的原油胶质含量6.8%，沥青质1.6%；复合驱阶段（2013年数据）采出的原油胶质含量9.38%，沥青质2.51%。显示出原油重质组分增加，说明表面活性剂起到了提高驱油效率的左右，可以将残余油和难以洗出的重质组分从岩石表面剥离并分散于驱替液中驱出。

4 二元驱过程中的经验

4.1 不断调整配方体系，增强与储层的适应性

储层的渗透性及孔喉微观特征是影响开发效果的直接因素，因此配方体系与储层的配伍性是决定采收率高低的前提条件。试验区注聚以来，结合储层平剖面非均质性及南北渗透性差异，通过二元体系注入、流动性物模实验，注入体系中聚合物的分子量由2500万调整为1000万，北部浓度为1000mg/L，南部浓度为800mg/L，表活剂浓度从0.3%调整为0.2%，经过调整后北部中渗区注入井压力稳中有升，南部低渗区压力稳定。

4.2 示踪剂监测兼顾调剖治理聚合物窜流通道

空白水驱期间通过示踪剂监测显示储层局部水流优势通道发育，导致部分井液量提高的同时，水窜严重。由于储层非均质性强，优势通道在平面上主要分布在油藏北部和东部，中部不发育，剖面上主要分布在S73-1层，S72-3层次之。通过有针对性的前置调剖措施，7个调剖井组的注入井注入压力上升0.9～1.9MPa，采油井液量大幅度下降（43.3%），含水下降6.3%，累积增油加2252.6t，剖面上动用更S72、S73各小层均匀动用，非均质性明显改善，取得显著的效果。

4.3 动态跟踪地层污染，及时改造储层，提高渗流能力

随着二元体系的注入，试井解释显示油、水井都存在一定的地层堵塞。对注入井采取压裂解除近井地带污染、提高注入速度、增大生产压差为主提高渗流速度；对采油井通过挤液、压裂、调参来解除污染，改造储层，提高排液量，开发形势逐步好转。

5 结论

（1）在高含水、高采出程度、油藏非均质性较强的七中试验区进行二元复合驱，是聚驱和三元复合驱之外对砾岩油藏三次采油技术的重要探索，试验区取得了一定的降水增油效果，对同类油藏的提高采收率研究具有借鉴意义。

（2）试验区注入二元体系后，注入压力升高，注采压差增大，渗流阻力增加，波及体积扩大，剖面动用改善。

（3）不断加深储层认识，动态调整配方体系，监测渗流优势通道，跟踪地层污染，提液引效等一体化优化措施是提高差油层动用程度的有效方法。

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TE357.4

A

1004-5716(2015)06-0023-04

2014-05-20

骆飞飞（1986-），女（汉族），湖北襄阳人，助理工程师，现从事油气藏评价研究工作。