聚驱后优势渗流通道分布特征及封堵方法

刘国超

聚驱后优势渗流通道分布特征及封堵方法

刘国超

（中国石油大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

大庆油田葡I 组油层大部分已进入后续水驱阶段，累计采出程度57%左右，仍有40%以上的地质储量留存地下。聚驱后葡I组油层优势渗流通道普遍发育，低效无效循环严重。综合应用取心资料、测井资料及注采动态变化资料，识别出优势渗流通道纵向上主要发育在葡I2、葡I3单元底部，平面上主要发育在河道砂体内部，且大部分平行于古水流方向。优势渗流通道厚度占10.6%，剩余储量占7.8%，吸水比例高达60.2%。为有效封堵聚驱后优势渗流通道、控制低效无效循环，自主研发具有较高弹性及强度的PPG颗粒。室内流动实验表明，PPG颗粒具有较好的抗剪切性能，可以进入油层深部封堵优势渗流通道。驱油实验表明，PPG/弱碱三元复合体系聚驱后提高采收率可达15.6%，较弱碱三元驱提高3.3%，节约聚合物用量28%。该研究成果可为油田的持续高效开发提供强力技术支撑。

聚合物驱，葡I组油层，优势渗流通道，提高采收率

大庆油田自1995年开展工业化聚合物驱油以来，大庆长垣北部葡I组油层聚驱已全部进入后续水驱阶段，累计采出程度57%左右，仍有40%以上的地质储量留存地下。由于注水、注聚的长期冲刷，储层中形成了高渗透性及低含油饱和度的优势渗流通道，低效、无效循环严重，进一步提高采收率十分困难[1⁃11]。近年来，许多学者对聚驱后优势渗流通道的识别方法及渗流规律做了大量的研究，但对渗流通道的分布特征与沉积砂体的成因关系研究较少，同时高效的封堵技术尚不成熟[12⁃20]。本文综合利用多种识别方法，阐述了大庆油田葡I组油层聚驱后优势渗流通道的分布特征及其与沉积砂体的成因关系，同时研制了封堵聚驱后优势渗流通道的新型药剂，室内物模实验证明新型药剂封堵效果较好，对聚驱后油层进一步提高采收率具有重要的意义。

1 优势渗流通道的识别方法

聚驱后，将含油饱和度低于30%、空气渗透率大于1 500×10-3μm2、相对吸水量大于40%的高渗透条带定义为优势渗流通道[21⁃22]。根据动静资料结合的原则，综合利用取心井资料、示踪剂显示资料、注采井剖面测试资料、油藏工程方法和注采井动态变化特征资料，可以识别优势渗流通道的发育位置，描述优势渗流通道的分布特征。

1.1 注采井动态变化特征

后续水驱阶段，可以根据注采井的动态变化特征，判断注采井间是否形成优势渗流通道。井组之间形成优势渗流通道后，注采井动态特征发生明显变化，注入井主要表现为注入压力突然下降，启动压力下降，吸水指数变大；采油井主要表现为产液量上升，含水率上升速率明显加快。

1.2 取心井资料

岩心来自储层，能够直接、真实、有效地反映水驱及聚驱后储层的变化。岩心取出后观察其岩性、颜色、含油性，形成优势渗流通道的高渗透层往往呈白色，冲洗得比较干净，结合岩心的韵律性，可以判断出优势渗流通道的分布位置及厚度。

1.3 测井剖面解释资料

注入井测井解释资料可以显示各个小层的吸水状况，可以根据吸水量及注入压力变化情况确定油层是否存在优势渗流通道及优势渗流通道发育的位置及厚度，当测井解释资料显示某一高渗透层吸入量大幅度上升且注入压力下降时，则可判断该位置已经形成优势渗流通道。

1.4 示踪剂显示资料

井间示踪技术是识别优势渗流通道的重要手段，将示踪剂注入到注水井中，随后对周围连通的采油井进行检测，确定示踪剂的产出情况，绘制产出曲线，并通过对示踪剂产出曲线的分析来识别优势渗流通道并确定优势渗流通道的连通方向。

1.5 油藏工程方法

大庆油田聚合物驱产出指标与乙型驱替特征曲线相关性较好[23]，聚合物用量的对数值与聚驱阶段采出程度存在线性关系，当曲线出现直线段后，如果突然上翘，说明地层出现优势渗流通道。可以根据优势渗流通道注入井周围连通采油井的乙型驱替特征曲线，现场分析判断优势渗流通道形成时间及平面分布方向。

2 优势渗流通道分布特征

综合利用取心井资料、测井资料、示踪剂资料，按照动、静态相结合的原则，研究了大庆油田A区块葡I组油层聚驱后优势渗流通道发育及分布特征。

2.1 区块基本概况

A区块位于大庆长垣北部，含油面积0.65 km2，地质储量113.0×104t，孔隙体积195.5×104m3。采用五点法面积井网开采葡I1-7油层，共有油水井39口，其中采油井21口，注入井18口。平均单井射开厚度19.3 m，有效厚度15.1 m，有效渗透率0.634 μm2。区块于2012年投注聚合物，目前处于后续水驱阶段，阶段采出程度20.18%，提高采收率15.75%，累计采出程度56.08%。

区块葡I组属于河流-三角洲沉积体系，发育6个沉积单元。葡I2、葡I3沉积单元属于河流相沉积，河道砂体分布范围广、厚度大、渗透率高；葡I1、葡I5+6及葡I7沉积单元属于三角洲分流平原相沉积，水下分流河道砂体展布范围小，河间砂发育；葡I4沉积单元属三角洲前缘相沉积，主要以席状砂及粉砂质泥岩为主。

2.2 优势渗流通道识别过程

为验证优势渗流通道识别结果，Z51井注入示踪剂，周围四口采油井监测示踪剂采出状况，Y51、Y41、Y61采出示踪剂时间分别为12、8、11 d，示踪剂平均运移速度0.140 mm/s，远大于达西流速公式计算的流速，表明地下油层渗流阻力明显减小，优势渗流通道已经形成；Y52井采出示踪剂时间为45 d，示踪剂运移速度0.032 mm/s，接近达西流速公式计算的流速，表明该方向未形成优势渗流通道。

图1　Z51井吸水剖面图

图2　A 区块葡PI2、PI3 沉积单元优势渗流通道平面分布特征

2.3 优势渗流通道分布特征

根据A区块取心井J11岩心分析结果，葡I组优势渗流通道位于厚油层底部，厚度小，含油饱和度低。由于优势渗流通道渗流阻力低，导致其上部中低渗透层动用程度较低，剩余油饱和度较高，可达50.0%以上，聚驱后具有进一步提高采收率的物质基础（见图3）。

图3　A区块开发检查井J11岩心综合柱状图

2.3.2平面分布特征 根据A区块存在优势渗流通道的注入井，结合周围连通采油井的动态变化情况及示踪剂显示资料，在区块注采井间识别出36条相互连通的优势渗流通道。优势渗流通道在平面上具有集中成片的分布特征，全部分布在河道砂体内部，且主要分布在河道砂体的中心部位。南北向分布的优势渗流通道明显多于东西向，南北向数量占61.1%，主要是由于沉积时期物源来自于北方，平行古水流的南北向渗流阻力小于东西向，导致南北向更容易形成优势渗流通道（见图2）。

根据区块优势渗流通道纵向发育厚度、平面连通方向及数值模拟聚驱后含油饱和度场分布特征，计算优势渗流通道部位剩余储量为3.87×104t，仅占全部剩余储量的7.8%，非优势渗流通道部位剩余储量占92.2%。因此，聚驱后封堵优势渗流通道，损失的储量较少，封堵优势渗流通道后，聚驱后油层仍然具有较大的提高采收率空间。

3 优势渗流通道封堵方法研究

传统的体膨颗粒类调堵剂，一般采用化学交联法进行合成，导致其弹性不强、抗压强度较差，注入过程中易破碎，不易运移至油层深部。为了实现油层深部封堵，开展了预交联凝胶颗粒（简称PPG）的自主研发。

3.1 PPG颗粒的研制及性能评价

在PPG的分子结构中，存在三种结构单元：一是作为主体的丙烯酰胺单元；二是用以控制溶胀性能的离子单元；三是用以构筑凝胶网络的交联单元。通过创新嵌段聚合技术，实现对功能单体强度、胶束大小和浓度的调节，达到对动态交联点强度、大小和密度的控制，实现颗粒的溶胀倍数、弹性、抗压强度可调可控，研制出系列化封堵型PPG颗粒。对系列样品开展了性能评价，样品溶胀倍数2～4倍，抗压强度均在2 MPa以上，弹性因子可达3以上（见图4），具有较高的强度和弹性，可满足聚驱后油藏深度调剖的需求。

3.2 PPG颗粒的封堵性能评价

为封堵优势渗流通道，控制低效无效循环，激活聚驱后高度分散的剩余油，提高驱油效率，将PPG加入到弱碱三元体系中，形成四元复合驱油体系。为了评价PPG/弱碱三元复合体系在油层中的调堵及注入能力，开展了岩心渗流实验。实验模型为人造均质胶结岩心，空气渗透率5 μm2，岩心尺寸4.5 cm×4.5 cm×60.0 cm。在距入口端20 cm和40 cm处设置测压点，评价PPG/弱碱三元体系压力传导能力。PPG/弱碱三元复合体系中PPG质量浓度为800 mg/L，聚合物质量浓度为1 600 mg/L，碳酸钠质量分数1.2%、石油磺酸盐质量分数0.3%。

图4　PPG颗粒性能评价

图5为压力梯度与注入孔隙体积变化曲线。由图5可知，随着PPG/弱碱三元复合体系的注入，岩心各段依次出现压力梯度高峰期。注入量为0.3 PV时第1段出现了2.5 MPa以上压力梯度峰值，注入量为0.6 PV时第2段出现了1.5 MPa以上压力梯度峰值，注入量为1.2 PV时第3段出现了1.5 MPa以上压力梯度峰值。结果说明，PPG颗粒没有堵塞在注入端，可以运移至油层深部；第二段及第三段岩心都具有1.5 MPa以上的压力梯度水平，说明PPG颗粒具有较好的抗剪切性能，运移至油层深部仍保持较高渗流阻力。

图5　压力梯度与注入孔隙体积变化

3.3 PPG颗粒的驱油效果研究

为验证PPG/弱碱三元复合体系聚驱后驱油效果，开展聚驱后驱油实验，实验模型为模拟大庆油田葡I组油层发育特征的三管并联人造胶结岩心，高、中、低渗层空气渗透率分别为4.0、2.0、0.5 μm2，尺寸分别为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。

实验方案：水驱至含水率98%；聚驱注0.57 PV中分聚合物（1 000 mg/L），后续水驱至含水率98%以上；聚驱后注0.5 PVPPG/弱碱三元复合体系（聚合物相对分子质量为2 500万，聚合物质量浓度、PPG质量浓度为变量,碳酸钠质量分数1.2%、石油磺酸盐质量分数0.3%）+0.2 PV聚合物保护段塞（相对分子质量2 500万，黏度与PPG/弱碱三元复合体系保持一致），后续水驱至含水率98%。

从驱油实验结果可以看出，在相同聚合物质量浓度条件下，PPG质量浓度为500、700 mg/L的配方驱油效果较好，PPG质量浓度为500 mg/L、聚合物质量浓度为1 400 mg/L时可取得最佳驱油效果，该配方体系聚驱后可提高采收率15.6%。对比聚驱后普通弱碱三元体系（见表2实验7），PPG/弱碱三元复合体系较普通弱碱三元复合体系提高采收率3.3%、节省聚合物用量28%。

表2　PPG/弱碱三元复合体系驱油实验结果

绘制最佳驱油效果实验（表2实验4）不同渗透层全过程单位厚度分流率曲线（见图6）。后续水驱阶段高渗层分流率达到91.1%，表明优势渗流通道已经形成。聚驱后注入PPG/弱碱三元复合体系后，优势渗流通道得到有效封堵，高渗层分流率较后续水驱下降47.1%，中低渗透层分流率大幅度提高，分别提高22.9%、24.2%，表明PPG颗粒可以有效封堵聚驱后形成优势渗流通道，扩大波及体积，进一步激活聚并聚驱后剩余油。

4 区块聚驱后效果预测

为预测聚驱后PPG/弱碱三元复合体系现场应用效果，建立A区块精细地质模型，平面网格划分为39×40个，纵向上分6个层，总网格节点数为9 360个，方向空间步长31.88 m，方向空间步长34.86 m。在A区块历史拟合基础上，按照室内驱油实验优选的驱油体系配方及配产配注结果，进行了A区块聚驱后PPG/弱碱三元复合驱效果预测。A区块注入PPG/弱碱三元复合体系前含水率97.2%，当注入0.58 PV左右时，试验区含水率达到最低值89.4%，含水率最大降幅7.8%，至综合含水率达到98.0%时，总注入孔隙体积为1.06 PV，阶段采出程度11.2%，提高采收率10.8%，累积增产原油12.2×104t（见图7）。

图6　物模实验不同驱替阶段单位厚度瞬时分流率变化曲线

5 结 论

（1）大庆油田葡I组油层聚驱后优势渗流通道普遍发育，纵向上主要位于在葡I2、葡I3沉积单元底部，平面上发育在河道砂体内部，主要位于河道中心位置，且多平行于古水流方向。

（2）葡I组油层聚驱后优势渗流通道平均厚度1.6 m，厚度占10.6%，剩余储量占7.8%，低效无效循环严重，厚油层顶部动用较差，剩余油饱和度高达50.0%以上，具有进一步挖掘的空间。

（3）大庆油田自主研制的PPG颗粒抗压强度2 MPa以上、弹性因子3以上，具有较好的抗剪切性能，可以运移至油层深部仍保持较高渗流阻力，能够有效封堵聚驱后优势渗流通道。

（4）PPG/弱碱三元体系聚驱后具有较好的驱油效果，室内物模实验聚驱后提高采收率可达15.6%，数值模拟聚驱后现场试验提高采收率可达10.8%。

图7　A区块聚驱后PPG/弱碱三元复合体系现场试验数值模拟曲线

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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

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“化学驱后提高采收率技术研究与试验”（2016E⁃0207）。

刘国超（1983⁃），男，硕士，工程师，从事化学驱后提高采收率技术方面研究；E⁃mail:liuguochao123@126.com。

（编辑 王戬丽）