孔隙结构对砾岩油藏聚表二元复合驱提高采收率的影响

2020-04-01刘哲宇李宜强冷润熙刘振平陈鑫HEJAZIHossein

石油勘探与开发 2020年1期

刘哲宇，李宜强，冷润熙，刘振平，陈鑫，HEJAZI Hossein

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.Department of Chemical and Petroleum Engineering，University of Calgary，Calgary T2N 1N4，Canada；3.新疆油田勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

新疆砾岩油藏主要分布在准噶尔盆地西北缘，开发历史长达60年，玛湖油藏的发现，使其成为世界上最大的砾岩油藏。砾岩油藏孔隙结构复杂，表现为喉道半径均值小，孔喉比大，孔隙连通性差，并且具有大量盲孔和单通道孔隙网络[1]。孔隙结构的特殊性导致砾岩油藏在水驱开发过程中注入水突破快，波及面积小，采收率低，水驱后仍有大量的剩余油[2]。

聚合物与表面活性剂组成的二元复合驱体系是水驱开发后一种有效的提高采收率技术[3]，但是快速堆积的沉积模式造就了砾岩油藏多种模态的孔隙结构，在微观上不同模态岩心中的两相流体流动规律存在很大的差异，反应到宏观上表现为开发特征与常规砂岩油藏明显不同；二元复合驱过程中，存在多种物理化学反应，这种差异表现得更加明显。研究孔隙结构对二元复合驱提高采收率的影响对该技术在砾岩油藏的推广应用至关重要。

很多学者通过各种方法对孔隙级别剩余油的形态和动用规律开展了研究，包括数值模拟[4]、微流控芯片驱替[5]、孔隙网络模型[6]、紫外荧光观测[7]以及CT扫描[8]等方法。这些研究虽然在一定程度上揭示了多相流体的流动机理，但受限于模型的表面性质、孔隙结构以及样品的尺寸，很难反映出非均质严重的砾岩岩心中剩余油的动用规律[9]。核磁共振作为一种快速、准确、无损的检测技术被广泛应用于流体性质和岩石性质的测定[10]，也广泛应用于水驱、凝胶封堵、化学体系驱替前后孔隙中剩余油变化情况[11]等方面的研究，但多数是在驱替后把岩心从夹持器中取出进行扫描[12]，此时驱动力消失，毛管压力会导致油水重新分布，影响实验的准确性。

岩心级别剩余油动用规律的研究，通常使用直径2.5 cm或3.8 cm柱状岩心进行驱油实验，进而研究驱替特征与驱油效果[13]。但钻取砾岩油藏岩心，因横截面积过小很难包含大块砾石，岩样不具有代表性，并且这种柱状岩心的孔隙体积过小，水驱油后再进行化学驱替实验难度很大。全直径岩心的直径可达10 cm，孔隙体积大，能够有效避免上述问题[14]，因此开展全直径岩心的驱替实验能够更真实地反映孔隙结构差异对驱替特征的影响。

现阶段砂岩油藏二元复合驱的矿场数据很多，但还没有关于砾岩油藏二元复合驱矿场试验结果的报道。新疆砾岩油藏于2010年7月开展了二元复合驱先导性试验，历经了配方和井组的调整，取得了很好的开发效果，其生产动态数据可用于对比具有不同微观孔隙结构储集层的开发特征差异。

为了明确二元复合驱在不同区块提高采收率的潜力，本文从孔隙、岩心和矿场 3个尺度分别研究孔隙结构差异对两相流动规律的影响。首先利用核磁共振原位监测驱替过程中不同级别孔隙剩余油的变化规律，判断水驱和二元复合驱主要动用的孔喉尺寸范围；再通过全直径岩心驱替实验分析孔隙结构差异对岩心驱替特征和驱油效果的影响；最后对比双模态砂岩和复模态砾岩储集层二元复合驱开发特征的差异，明确提高采收率机理，为不同孔隙结构砾岩油藏二元复合驱提高采收率提供技术支持。

1 砾岩岩心孔隙结构特征

储集层孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互连通关系，孔隙结构模态反映了主要孔隙（或喉道）大小的频率分布。Clarke[15]在充分研究砾状砂岩的充填结构的基础上提出了双模态的概念，并建立了双模态结构岩石的孔隙度和渗透率的表达式；刘敬奎[16]研究发现对于分选差、粒度粗、粒度分布范围大的砂砾岩储集层，其孔隙结构具有复模态特征。现阶段常用单模态、双模态、复模态来描述砾岩岩心的颗粒组成方式和堆积方式，其孔隙类型和孔喉组合方式都具有一定规律。对新疆砾岩油田二元复合驱先导性试验区的取心井岩心铸体薄片、压汞曲线以及CT扫描图像进行分析，得到不同模态岩心的孔喉组合类型。

1.1 单模态孔隙结构

单模态岩心的分选、磨圆较好，岩石颗粒以粗砂为主，孔隙以原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔组合为主（见图1）。这类岩心的孔隙发育好，孔喉粗大，以网络状连通，胶结物含量少，孔喉基本未填充，渗透率普遍较高。单模态岩心表现为毛管压力曲线阈压低（小于0.01 MPa），孔喉分布直方图呈单峰分布，喉道半径主要为 1～10 μm。半径均值小于 7.5，偏态-0.94～1.74（平均0.45），岩心孔喉分布较均匀，粗喉道发育，且粗喉道占主导地位；有效孔隙连通率66.87%，平均孔喉配位数3.08，孔隙、喉道连通性好；主要岩性为小砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩。

1.2 双模态孔隙结构

图1 单模态（小砾岩）岩心孔隙结构特征

双模态岩石颗粒由 2级颗粒组成，一级颗粒以砾石为主，二级颗粒以中粗砂为主，双模态岩石孔隙较发育，以粒间（内）溶孔、原生粒间孔、杂基孔组合为主，其次有少量胶结物溶孔。一级颗粒形成的孔隙未被充填或半充填，孔喉发育好—中等，近网络状分布或星点状分布（见图2）。毛管压力曲线略偏粗歪度，喉道半径主要为1～7 μm，曲线阈压较高（0.03～0.20 MPa），半径均值 7.5～9.0，偏态-1.28～1.45（平均0.24），岩心孔喉分布较均匀，中等喉道较多，在整个喉道分布中中等喉道占主导地位；有效孔隙连通率57.67%，平均孔喉配位数 2.88，孔隙、喉道连通性较好；主要岩性为含砾粗砂岩、砂砾岩。

图2 双模态（含砾粗砂岩）岩心孔隙结构特征

1.3 复模态孔隙结构

复模态岩石颗粒由 3级颗粒组成，一级颗粒以砾石为主，二级颗粒以中粗砂为主，三级颗粒以粉砂、泥质为主。复模态岩石孔隙发育较差，以粒间（内）溶孔、原生粒间孔、杂基孔组合为主，其次发育微裂缝等，且成岩后生作用普遍，一般为零星散乱状分布，相互连通较差（见图3）。毛管压力曲线呈细歪度，孔喉分布直方图呈单峰偏细型或多峰偏细型，喉道半径主要为0.5～9.5 μm，曲线阈压高（0.2～0.6 MPa），半径均值大于9，偏态-7.26～0.96（平均-0.22），岩心孔喉分布较不均匀，中等偏小喉道较多；有效孔隙连通率39.07%，平均孔喉配位数2.42，细喉道占主导地位，孔隙、喉道连通性一般；主要岩性为砂砾岩、含砾泥质粗砂岩。

从单模态孔隙结构到复模态孔隙结构，孔隙发育由好变差，孔隙由连通较好的网络状过渡到连通较差的星点状分布，连通率减小，孔喉配位数减小。虽然渗透率（500×10-3μm2）相近的不同模态岩心的孔喉尺寸分布范围相似，但复模态岩心的孔喉分布曲线呈细歪度，中小孔喉较多，微观非均质性严重。典型的砾岩油藏呈复模态孔隙结构特征，砂和泥质含量较高，砾镶嵌于砂泥中，粒径变化更大，形成的孔隙结构更加复杂，孔喉分布极不均匀，呈现多峰偏细态的特征。孔隙结构的差异性导致二元复合体系在不同模态岩心微观孔喉中原油动用规律和宏观开发特征存在明显差别。

图3 复模态（砂砾岩）岩心孔隙结构特征

2 原位驱替与全直径岩心驱替实验

2.1 实验材料

水：核磁共振中使用加入无机盐的重水（核磁共振中没有信号），确保信号全部来自岩心中的油。水中的离子组成如表1所示。

表1 实验用水离子组成

化学药剂：实验选用新疆油田二元复合驱矿场使用的阴离子表面活性剂 KPS-202，为了防止表面活性剂中水带有的氢离子对核磁信号产生影响，将活性剂烘干制备成粉末状。聚合物使用法国SNF Floerger公司生产的聚丙烯酰胺，相对分子质量1 900×104，水解度25%～30%。二元复合体系中聚合物质量浓度1 200 mg/L，表面活性剂质量浓度3 000 mg/L。在室温25 ℃、剪切速率7.34 s-1条件下，使用Brookfield DV-II+黏度计测得二元复合体系的黏度为29 mPa·s；使用TX500旋滴界面张力仪测得转数5 000 r/min时体系的界面张力为8×10-3mN/m。

油：从生产井取得脱气原油，在25 ℃条件下原油的黏度为38 mPa·s，原油组分组成如表2所示。

表2 原油组分组成

岩心：根据铸体薄片的分析结果，从新疆油田取心井岩心中选取物性相近的单模态、双模态和复模态孔隙结构的全直径岩心，开展全直径岩心驱替实验。由于天然全直径岩心不是均一的多孔介质，且岩心的横截面积大于流体流动的渗流面积，无法使用常规渗透率测定方法获取全直径岩心的渗透率，通常采用从全直径岩心上钻取的柱状岩心的测试结果替代。分别从单模态、双模态和复模态孔隙结构全直径岩心上钻取3块直径2.5 cm柱状岩心（见图4），开展原位核磁共振实验，使用X射线衍射（XRD）测定3块岩心的矿物含量（见表3）。

2.2 实验方法与步骤

2.2.1 实验装置

表3 3块岩心的参数及矿物组成

使用低频率核磁共振波谱仪（MarcoMR）进行岩心核磁共振原位驱替实验。将岩心装入夹持器（无磁材料制），夹持器安装在核磁共振（NMR）设备上，可避免驱替结束后将岩心取出夹持器进行扫描时油水在毛管压力作用下重新分布的问题。全直径岩心驱替实验使用带有压力监测和采出液计量装置的全直径长岩心驱替系统，最高承压50 MPa、耐温150 ℃，最大夹持岩心长度1.0 m，岩心直径10 cm。

2.2.2 实验方法

在柱状岩心驱替实验中，设定泵的流量为 0.06 mL/min，3块岩心对应储集层中的流速分别为 0.83，0.89，0.92 m/d。分别将3块柱状岩心抽真空饱和重水，随后油驱重水形成束缚水饱和度，老化一周后置入核磁共振原位驱替系统中开展实验。首先重水驱油至不出油（横向弛豫时间T2信号幅度没有明显变化），随后注入二元复合体系至不出油。根据信号幅度的变化计算各类孔隙中剩余油的变化[17]。

在全直径岩心驱替实验中，设定模拟流体在储集层中运移速度1 m/d，则3组驱替实验泵对应的流量分别为 1.15，1.02，0.91 mL/min。实验步骤为：①将全直径岩心放置在全直径岩心夹持器中，抽真空饱和水，计算孔隙度；②油驱水形成束缚水饱和度；③水驱油至含水率90%转化学驱，首先注入0.1倍孔隙体积聚合物前置段塞，再注入0.3倍孔隙体积二元复合体系，最后注入0.1倍孔隙体积聚合物保护段塞，后续水驱至含水率 98%停止实验，监测整个过程中的压力、产油量和产水量。

3 实验结果

3.1 不同模态柱状岩心驱油实验结果

分别通过核磁共振信号的累计下降幅度以及驱替出来的油量计算不同模态岩心的最终驱油效率（见表4）。可以看到，采用信号能谱、试管计量两种方法计算的最终采收率基本一致，说明采用信号能谱进行计算结果可靠。由于岩心中饱和的油量只有 4～5 mL，使用传统计量设备很难对各个驱替阶段动态数据进行精准计量，所以使用弛豫时间T2的累计信号下降幅度计算不同驱替阶段、不同孔喉类型的驱油效率。

表4 3种模态岩心驱替结果

表4和图5展现了3种模态岩心的驱替结果，双模态和复模态岩心在水驱油阶段采出程度相近，分别为28.4%和28.0%。二元驱结果有所差异，双模态岩心可提高采收率 26.9%，复模态岩心可提高采收率25.8%，比双模态岩心略低。单模态岩心的水驱采出程度与最终采收率均最高，但二元驱提高采收率的幅度最小，为21.8%。单模态岩心的孔隙结构相对简单，分选均匀，尽管其渗透率最小，但水更容易波及更多的孔隙空间，驱油效率最高。双模态和复模态岩心中的大块砾石加剧了岩心的微观非均质性，大孔隙毛管压力限制了小孔隙中剩余油的动用。二元复合体系动用剩余油的程度以双模态岩心最大，单模态岩心最小，这是因为单模态岩心的水驱采收率最高，二元体系可动用的剩余油不多，另复模态岩心的孔隙结构复杂，迂曲狭长的喉道限制了二元体系对剩余油的动用。

图5 不同模态岩心驱替动态曲线

3种模态岩心驱油实验的压力、采出程度曲线如图5所示，在水驱阶段三者的注入压力差别不大，均为0.03～0.04 MPa，但在二元复合驱阶段复模态岩心的注入压力明显低于单模态和双模态岩心，这是因为复模态岩心的渗透率略大于另外 2块岩心，同时复模态岩心的孔隙结构复杂，迂曲变化的喉道对聚合物产生了更强烈的剪切作用，聚合物的工作黏度低于另外 2块岩心[18]。

3.2 核磁共振确定孔隙级别剩余油动用规律

不同岩性岩心的横向弛豫时间与孔隙尺寸间具有确定的转换系数[17]，据此可将核磁共振横向弛豫时间转换为孔隙半径。3种模态岩心在水驱、二元复合驱后孔隙中流体的信号幅度变化如图6所示。重水没有核磁信号，饱和油后孔隙中流体的信号即为油的信号，单相流体的信号幅度曲线可以反映孔隙的结构特征（图6中红色曲线）。尽管3块岩心的渗透率差别不大，但孔隙分布差异明显，随着砾石含量的增加，小孔隙占比增加，双模态岩心中半径小于1.0 μm的孔隙中的流体含量远高于单模态岩心，复模态岩心中流体信号在孔隙半径1.0 μm处出现峰值，整个岩心的孔隙分布呈现双峰态。

图6 3种模态岩心不同驱替阶段后的T2谱分布

根据不同尺度孔隙内流体信号幅度的变化计算不同尺寸区间孔隙中采出油量，进而可计算其对总采出油量的贡献率（见表5）。单模态岩心水驱油过程中，从Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ级孔隙空间驱出的油量对总采收率的贡献率均大于 25%；而另外两种模态岩心，尤其孔隙半径呈双峰态分布的复模态岩心，驱替相流体很难波及到Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级孔隙，从Ⅳ级孔隙中驱替出的油对总采收率的贡献明显大于其他孔隙。在二元复合驱过程中，从单模态岩心Ⅱ级孔隙中采出的油量对总采收率的贡献与水驱相比较有所增加；双模态和复模态岩心，二元复合体系仍以动用Ⅳ级孔隙为主，很难有效动用Ⅰ级和Ⅱ级孔隙内的剩余油。

表5 水驱、二元复合驱阶段不同级别孔隙的贡献率

需要注意的是在水驱过程中，复模态岩心中Ⅰ级孔隙内的剩余油不降反增，这是因为核磁共振是通过流体含量反演孔隙尺寸，孔隙尺寸实际是剩余油簇的尺寸。由于复模态岩心中大小孔隙交错复杂，在水驱油过程中，Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ级孔隙空间中的剩余油被驱替分散，以油膜和油簇的形式吸附在孔隙表面或者角隅处，水驱后小油簇的数量增多，反映在核磁共振图谱上表现为Ⅰ级孔隙内的剩余油含量增加。在复合驱阶段，二元体系具有的流度控制及超低界面张力作用可以有效剥离吸附状的油膜，聚并小油簇，在核磁共振图谱上表现为Ⅰ级孔隙内的剩余油大幅度减少。

3种模态岩心不同级别孔隙原油相对采出程度如图7所示，相对采出程度表示在驱替过程中不同级别孔隙内的原油动用程度。孔隙结构越复杂，水驱对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级孔隙的动用程度越低；二元体系注入后，单模态和双模态岩心中Ⅱ级孔隙的采出程度增幅大于Ⅲ级孔隙（见图7d、图7e），说明Ⅱ级孔隙中的原油得到了动用；复模态岩心中Ⅱ级孔隙采出程度增幅小于Ⅲ级孔隙（见图7f），说明严重的非均质性使二元体系也很难动用复模态岩心Ⅱ级孔隙中的剩余油。

3.3 不同模态全直径岩心驱替实验

先用核磁共振测定3块全直径岩心的孔隙结构（见图8）。含砾粗砂岩（双模态）和砂砾岩（复模态）岩心的孔隙分布均呈现双峰态，双模态岩心中大孔隙的占比大于复模态岩心，但复模态岩心的最大孔隙尺寸以及孔隙分布峰值对应的孔隙尺寸略大于双模态岩心。中砂岩（单模态）岩心的孔隙尺寸分布相对均一，平均孔喉半径明显小于另外两种岩心。对比图8以及图6中的红色曲线可以发现，双模态和复模态全直径岩心的孔隙分布与小柱塞岩心有很大的差异，而两种尺度下单模态岩心的孔喉分布较为一致，表明全直径岩心既能反映孔喉分布的微观非均质性，又突出了宏观大孔道或微裂缝的影响。

图7 3种模态岩心不同级别孔隙中原油采出程度对比

图8 3种模态全直径岩心孔隙分布特征

3种模态全直径岩心的驱替结果（见表6）显示：单模态岩心的水驱油效率最高，复模态岩心最低；随着砾石含量的增加，注入水更容易突破，无水采油期更短，水驱油效率更低。在化学驱及后续水驱阶段，复模态岩心的采收率提高幅度最大，单模态岩心最小，但总采收率仍然以单模态岩心最高，复模态岩心最小。对比柱状岩心的驱油结果（见表4）发现，不同尺度的岩心，其驱替结果有相同点，也有差异性。相同点为：单模态岩心水驱阶段采出程度最高，化学驱阶段的采收率提高幅度最低；差异性为：全直径岩心驱替实验中复模态岩心化学驱采出程度提高幅度高于双模态岩心。这是因为在全直径岩心驱替实验的水驱油阶段，水很难对非均质性更强的复模态岩心进行有效的驱替，后续化学驱有更多的可动剩余油；而柱状岩心驱替实验中，因尺度小，双模态和复模态岩心的非均质性差异得不到有效体现，二者的水驱采出程度差别不大，化学驱效果差别也不明显。对比结果说明全直径岩心可有效体现不同模态岩心的非均质性差异，也可体现不同模态岩心的驱替特征。

表6 全直径岩心驱替实验结果

3种模态岩心的含水率、采出程度变化曲线（见图9）显示，单模态岩心采出程度在水驱油阶段上升很快，化学驱阶段升速变缓，后续水驱阶段采出程度升速变缓又加快，这主要是因为单模态岩心孔喉尺寸小，尽管二元体系中的聚合物与岩心中的大多数孔喉配伍，但仍然无法进入小孔隙中进行有效驱替，聚合物在相对均质的单模态岩心中具有选择性封堵能力，后续水可进入相对较小的孔隙，进而提高采出程度。双模态和复模态岩心的采出程度曲线较为相似，在水驱油阶段双模态岩心的采出程度高于复模态岩心，在化学驱阶段两条曲线均有一个明显的上翘，复模态岩心采出程度曲线增长速度相对较快，最后趋近。

图9 3种模态全直径岩心含水率、采出程度变化曲线

在化学驱阶段，双模态和复模态岩心的含水率曲线均出现一个明显“V”形，复模态岩心的最低含水率下降到 33%，双模态岩心的最低含水率下降到 69%，单模态岩心在二元复合驱阶段含水率始终维持在 90%左右，直到复合驱末期含水率下降至约 85%，而在后续水驱过程中出现了一个短暂的“V”形，最低含水率下降到约75%。

复模态岩心和单模态岩心在化学驱替阶段的采出液如图10所示。复模态岩心中原油在二元复合驱阶段产生了乳化现象，并一直持续到后续水驱，而单模态岩心中原油在整个化学驱阶段均未出现乳化现象。这是因为复模态岩心中大小孔隙相互连接，交错复杂，当油和二元复合驱体系由大孔道进入小孔道时受阻卡断，油滴被分散，表面活性剂可使分散油滴稳定在水相中直至采出端。而单模态岩心的孔隙结构相对简单，油水不容易因流动通道的剧烈变化发生卡断，同时单模态岩心的颗粒粒径小，比表面积大，表面活性剂容易吸附在颗粒表面，不利于乳化作用的发生。

图10 二元复合驱阶段采出液照片

3块全直径岩心在整个驱替阶段的注入压力曲线如图11所示。复模态岩心的驱替压力远低于双模态和单模态岩心，在水驱末期注入压力仅为4 kPa，结合含水率曲线分析，发现其窜流十分严重，注入聚合物前置段塞后注入压力上升至约 50 kPa，是水驱末期注入压力的12.5倍；二元复合驱阶段由于低界面张力和剩余油的不断减少，注入压力开始下降，但阶段末期注入压力仍有40 kPa左右，是水驱末期的10倍；后续水驱过程中压力快速下降，最后注入压力稳定在7 kPa。水驱阶段双模态岩心注入压力随注水量的增加先快速上升，随后缓慢下降，水驱结束时注入压力为170 kPa；化学驱阶段注入压力上升到最大值后缓慢下降，但阶段末期注入压力仍是水驱末期的 3倍左右，后续水驱结束时注入压力为249 kPa。实验选用的单模态岩心孔隙半径相对较小，水驱和化学驱阶段的注入压力均很高，水驱末期压力达到平稳，化学驱替阶段注入压力一直上升，最大压力上升到水驱阶段的1.5倍。

从全直径岩心上钻取出的 3种模态的柱状岩心渗透率差别不大，但 3块全直径岩心的驱替压力变化差别很大，这是因为双模态和复模态岩心在钻取柱状岩心过程中无法包含大粒径的砾石，而砾石与砂的胶结处往往发育砾缘缝或微裂缝，裂缝的存在导致驱替过程中极易发生窜流，采用尺度更大的全直径岩心进行驱替实验则可以有效体现该渗流过程。

图11 3种模态全直径岩心的驱替压力曲线

4 不同孔隙结构储集层矿场开发效果

4.1 双模态砂岩储集层二元复合驱开发效果

辽河油田A区块砂岩储集层为典型双模态孔隙结构，平均有效渗透率750×10-3μm2，油藏温度55.0 ℃，矿化度2 467 mg/L，原油黏度14.3 mPa·s（55 ℃时），目的层段平均有效厚度13.6 m，原始地质储量298×104t，转二元复合驱前使用150 m井距五点法井网开发，共有生产井59口（注水井24口，采油井35口），水驱阶段采出程度46.3%。化学驱阶段采用3 000×104相对分子质量的聚合物，其中前置段塞为质量浓度2 500 mg/L的聚合物溶液，注入量为0.1倍孔隙体积；主段塞为质量浓度2 000 mg/L的聚合物溶液和浓度0.4%的表面活性剂组成的二元体系，注入量为0.65倍孔隙体积；副段塞在保证聚合物浓度不变的前提下降低活性剂浓度至0.3%，注入量为0.2倍孔隙体积；保护段塞为1 400 mg/L的聚合物溶液，注入量为0.1倍孔隙体积，共计1.05倍孔隙体积，注入速度为每年0.15倍孔隙体积。

在二元复合驱过程中，日产油量大幅度上升，从水驱阶段的67 t最高上升到320 t；综合含水率由96.7%下降到 82.8%；动用储集层厚度比例由 60.6%上升到85.1%。试验区的低含水期持续时间长，累计注入 0.4倍孔隙体积时含水率开始回升，高于常规复合驱的0.2倍孔隙体积，采收率值可提高 18%，比方案预测值（15.5%）高2.5%。

4.2 复模态砾岩储集层二元复合驱开发效果

新疆油田 B区块储集层为典型的复模态孔隙结构，由不等粒砂砾岩及中细砂岩组成，孔隙度18.0%，渗透率 94×10-3μm2；油藏温度 40.0 ℃，矿化度 13 700～14 800 mg/L，原油黏度 17.85 mPa·s（40 ℃时），酸值0.2～0.9 mg/g；目的层段平均有效厚度11.6 m，原始地质储量120.8×104t。转二元复合驱前采用150 m井距五点法井网开发，共有生产井55口（注水井29口，采油井26口），水驱阶段末期（2010年6月）综合含水率95.0%，采出程度42.9%。

试验区块储集层物性变化快，水驱后期窜流严重，在复合驱初期使用相对分子质量为 2 500×104的部分水解聚丙烯酰胺作为二元复合体系中的流度控制体系。随着试验时间的推移，很多生产井产液量大幅度下降，地层压力分布不均匀，按照聚合物与孔隙配伍和流度控制的指导思想，对配方进行了 4次调整，主段塞中聚合物的相对分子质量由 2 500×104降低至1 500×104，最终为 1 000×104；黏度由 60 mPa·s下降至 30 mPa·s、15 mPa·s，最终为 10 mPa·s；注入速度由最初的每年0.12倍孔隙体积下降至每年0.10倍孔隙体积；后期将物性相对较差的南部区域转水驱开发，选择试验区中储集层物性好、剩余油富集的北部 8注13采井组继续注二元体系开发。

B区块2010年7月开始实施二元复合驱，试验初期单井产液量低、产出化学剂早且浓度高、地层压力不均衡，试验效果不理想。经历配方、井组的调整后，液量下降幅度趋于合理，含水率大幅度下降。前置段塞阶段注入高相对分子质量、高浓度的聚合物，优先动用高渗层，并逐步封堵高渗通道，此阶段产液量明显下降，但含水率下降幅度有限。二元复合驱中期使用中相对分子质量、高浓度的聚合物以及具有强乳化能力的表面活性剂组成二元复合体系，配合压裂以及注采调整等措施动用中高渗层，进一步扩大波及体积。二元复合驱晚期，在高渗层仍能保持高阻力的前提下把二元体系调整为中相对分子质量、中浓度的聚合物和具有适度乳化能力的低界面张力表面活性剂，动用中低渗层。2015年11月试验区整体达到见效高峰，并持续有效，液量保持平稳，日产油由水驱末期的14.7 t上升至 54.6 t，含水率由水驱末期的 86.6%下降至56.1%，降幅超过30%（见图12）。截至2018年6月，试验区累计注入二元复合体系溶液0.6倍孔隙体积，完成设计注入量的 76.9%，仍保持在低含水期。自 2010年 7月注化学剂以来，已累计生产原油 12.7×104t，阶段采出程度 23.6%，其中二元复合驱阶段采出程度15.6%，预计在方案结束时可提高采收率18.0%。

图12 试验区综合动态曲线

4.3 不同模态储集层开发效果对比

砂岩油藏（单模态或复模态）与复模态孔隙结构为主的砾岩油藏二元复合驱开发特征存在明显差异。砂岩油藏二元复合驱注入速度通常为每年 0.12～0.18倍孔隙体积，砂岩油藏一般注入二元体系段塞 0.40～0.70倍孔隙体积，注入0.30倍孔隙体积左右进入见效高峰期，注入 0.40～0.50倍孔隙体积时含水率开始回升[19]。相比而言，复模态砾岩油藏二元体系复合驱开发特征与砂岩油藏差异较大，表现为含水率和产液量持续大幅度下降，在注入二元体系0.6倍孔隙体积后仍然保持在低含水期。砾岩油藏的微观和宏观非均质性严重，前期注入的高相对分子质量、高浓度聚合物体系以及在整个复合驱过程中的规模化调剖、典型井的多轮次调剖有效封堵了窜流通道，同时后续降低了复合体系中聚合物的相对分子质量及浓度，能够有效波及储集层中、小孔隙及低渗透层，试验中采用梯次降浓度的注入方式，获得了很好的效果。

然而砾岩油藏的化学驱提高采收率仍然面临着巨大挑战，图13为B区块二元复合驱典型井生产动态，图14为相邻区块聚合物驱典型井生产动态。聚合物驱试验区与B区块储集层均为复模态的砂砾岩，但聚合物驱试验区储集层的平均渗透率为458×10-3μm2，是B区块的5倍，井距125 m，小于B区块。从图中可以看出，B区块含水率和产液量均大幅下降，但聚合物试验区的生产动态没有表现出常规砂岩油藏中聚合物驱的见效特征。分析认为，复模态砂砾岩油藏渗透率越大，越容易发生窜流，井距的缩小进一步加剧了窜流，虽然前期也注入了高相对分子质量、高浓度的聚合物以及凝胶调剖段塞，但是作用不明显。可见复模态砂砾岩油藏化学驱提高采收率，必须做好井距优化与调剖工作。