大庆喇嘛甸油田聚驱后压堵驱剩余潜力挖潜可行性

张 冶 程 毅

（中国石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江 大庆 163114）

0 引 言

大庆油田已投入聚驱开发区块157 个，动用地质储量11.65×108t，后续水驱区块85 个，采出程度约60.0%，聚驱后剩余地质储量已经达到3.67×108t，且规模不断增大，若能实现聚驱后储量的有效动用，将对大庆油田稳产具有重要意义。已有文献［1-11］表明，国外聚驱后进一步提高采收率技术主要停留在室内论证阶段，现场试验较少。大庆油田开展过相关的聚驱后试验，但均为注入新型驱替剂的方式，见效周期较长，增油降水效果较差。原井网聚驱后实施进一步提高采收率措施时，注入压力升幅较小，甚至为零，进一步扩大波及体积作用未能体现。2016年大庆油田采用压堵驱挖潜方式后，取得较好的开发效果，但由于挖潜对象为三类油层水驱区块，并未在聚驱后的后续水驱区块中应用。

喇嘛甸油田结合聚驱后的区块剩余油分布特点，开展聚驱后采油井压裂过程中注入驱替液或注入堵剂的挖潜试验（即压堵驱试验），验证其挖潜聚驱后厚油层、高含水采油井剩余潜力的可行性。

1 后续水驱基本情况

喇嘛甸油田根据大庆长垣喇萨杏油田油层分类标准，结合自身油层性质、发育及沉积特点，将油层划分为一类、二类、三类共3 种类型。1994年开始，将油层性质较好的一类、二类油层逐步投入聚驱开发。

1.1 一类油层

喇嘛甸油田厚油层的层内非均质性严重，经过多年注水开发后，油层平面上已大面积高-中度水淹，但纵向上仅底部高渗透部位严重水洗，上部中低渗透部位动用较差。

为解决注水开发的水淹问题，将喇嘛甸油田一类油层葡Ⅰ1—2 油层分区块投入聚驱开发，2010年全部转入后续水驱，目前阶段提高采收率达到14.99 百分点，采出程度58.05%。

平面上剩余油存在分流线和断层区［12-13］，从不同部位油层水洗状况看，分流线水洗厚度比例为94.0%，断层区水洗厚度比例为89.8%，分别比主流线降低3.1 和7.3 百分点（表1）。

表1 一类油层不同注采位置水洗状况及驱油效率Table 1 Water flushing status and oil displacement efficiency at different injection-production positions in Class 1 reservoirs

纵向上，零散的剩余油主要分布在各韵律段顶部。从厚油层内动用状况看，油层上部的水洗厚度为90.7%，驱油效率为46.0%，分别比油层下部低7.0、18.7 百分点（表2）。

表2 厚层一类油层不同部位水洗状况及驱油效率Table 2 Water flushing and oil displacement efficiency in different parts of Class 1 thick reservoirs

1.2 二类油层

一类油层聚驱区块陆续转入后续水驱后，对二类油层聚驱进行了整体规划，将二类油层细化为3—6 套层系。

2021年，二类油层首套井网（萨Ⅲ4—10 油层）全部转入后续水驱，目前阶段提高采收率达到14.82 百分点，采出程度55.58%。

从跟踪数值模拟结果看，剩余油饱和度由注聚前的50.8%下降到注聚结束时的41.3%，下降了9.5 百分点，剩余油分布更加零散（图1）。

图1 二类油层首套井网(萨Ⅲ4—10油层)聚驱后各单元剩余油Fig.1 Remaining oil in each unit after polymer flooding in the first well pattern of Class Ⅱreservoir(SⅢ4-10 reservoir)

从取心井资料统计结果看，厚油层内动用差异较大。油层上部水洗厚度86.6%，驱油效率为45.7%，分别比油层下部降低了13.4、16.8 百分点（表3）。

表3 厚层二类油层不同部位水洗状况及驱油效率Table 3 Water flushing and oil displacement efficiency in different parts of Class Ⅱthick reservoirs

以上分析说明，聚驱后平面剩余油分布特别零散，仅在分流线、断层区等聚合物驱替不到的位置仍残存较多剩余油。纵向上，受韵律特征、结构界面控制、重力作用以及无效循环等影响，上部单元动用较差，剩余油相对富集，但剩余潜力也比较小。

2 压堵驱原理及选井原则

大庆油田常规压裂由于改造范围小，人工裂缝控制范围有限，其裂缝穿透比一般为注采井距的15%～30%，只能改善近井地带渗流状况，措施效果逐年变差，措施有效期较短，一般为8 个月之内。

2.1 压堵驱原理

压驱是将驱替液作为压裂液，压裂过程中驱替液边造缝边沿裂缝壁面快速渗滤到储层深部孔隙中，注入方式由原来的孔隙径向驱转变为线性驱，可大大提高驱油效率。采出端驱油剂压裂造缝，裂缝延伸时把驱油剂驱替到地层中，压驱预置前置段塞，压后裂缝充分闭合，注入井端恢复常规连续注入把压驱前置段塞顶替出来。其与常规压裂的区别在于，在采出端厚油层顶部先造缝的基础上，利用高效驱油剂将顶部剩余油由裂缝驱替到底部高渗通道部位，注入井端进行配套调整，采油井厚油层顶部和底部同时排液开采。

压堵是将采出端压裂造缝，裂缝延伸时把堵剂驱替至地层中，压堵剂在地层深部凝胶，当注入井端恢复注入，注入水经其他部位绕流，扩大注水波及体积。其与调堵的区别在于，在采出端厚油层内部先造缝的基础上，将调堵剂由裂缝驱替到油层深部高渗通道部位，注入井端进行配套调整，采油井无效循环部位进行有效封堵，剩余油富集部位得到有效动用。

与常规压裂相比，压堵驱具有4 方面技术优势：（1）波及范围广，低黏度驱油剂沿平面及纵向同时滤失，可大幅度提高波及体积；（2）渗流阻力低，驱替方式由孔隙径向驱转为裂缝线性驱，可大幅度提高波及体积；（3）沿程损失小，裂缝输送驱油液至目的段，降低沿程剪切、吸附、滞留带来的药剂性能损失；（4）施工效率高，利用裂缝快速注入，较常规化学驱注入速度提高100 倍，大幅度降低了运行成本；（5）调堵的半径加大，堵剂会随着压堵进入油层深部。

2.2 选井原则

结合压堵驱原理，确定了具体挖潜方式，对顶部剩余油富集、底部无效循环厚度较小的井采取压驱方式；反之，对顶部剩余油相对较少、底部无效循环严重的井采取压堵方式。在搞清喇嘛甸油田一类油层后续水驱、二类油层后续水驱开发现状及剩余油分布特征的基础上，结合油田开发实际，确定了压堵驱选井原则［14］。

压驱选井原则：（1）试验井无套损，地下及地面均满足现场施工条件；（2）试验井产液强度小于5.0 t/（d·m），综合含水率小于97.5%；（3）压驱目的层具有一定厚度、采出程度相对较低、剩余油相对富集；（4）地层能量相对充足，周围水井注入正常。

压堵选井原则：（1）试验井无套损，地下条件满足化学堵水、调剖、压裂条件；（2）单井产液强度、综合含水率大于全区平均值，即产液强度大于6.8 t/（d·m），综合含水率大于97.5%；（3）单井日产油量小于3.0 t，采出程度大于50.0%；（4）压堵目的层为单段正韵律或复合韵律，存在单一突进型优势渗流通道。

结合压堵驱选井原则共选取压驱井10 口，其中一类油层后续水驱井3 口，二类油层后续水驱井7 口。选取压堵井1 口，为二类油层后续水驱井。

3 驱替液优选及用量

3.1 压驱驱替液

3.1.1 驱替液优选

从试验结果看，弱碱三元体系超低界面张力活性范围较宽，碱质量分数为0.6%～1.4%，表活剂质量分数为0.1%～0.4%，在较大范围内与试验区原油形成10-3mN/m 的超低界面张力。三元体系驱油效果好，根据室内实验结果，结合压驱工艺和设备参数，确定驱替液配方为：1 000 mg/L 聚合物+1.2%Na2CO3+0.3%石油磺酸盐的三元体系（表4）。

表4 岩心驱油实验结果Table 4 Experimental results of core flooding

3.1.2 造缝长度及驱替液用量

3.1.2.1 造缝长度

喇嘛甸油田聚驱后区块井距为150～237 m，按照一般裂缝最大穿透比为井距的1/3 左右［15］，考虑缝长度为50～70 m。

3.1.2.2 驱替液用量

单井驱替剂用量主要根据压裂层厚度、压裂半径、连通方向数等参数综合确定［16］，计算公式为

式中：Q——驱替液用量，m3；

S——压驱面积，m2；

h——压驱厚度，m；

ϕ——孔隙度，%；

Fn——连通方向数。

经计算得出，10 口压驱井平均单井驱替液用量为6 996 m3。

3.2 压堵剂优选及用量

3.2.1 压堵剂优选

在渗透率大于2 μm2的高渗岩心中注入聚合物凝胶1 PV，其在1 500、2 500 mg/L 体系注水突破压力分别为3.5、6.5 MPa，注水3 PV，压力分别稳定在13、15 MPa，耐冲刷性好。

将封堵后岩心制成切片后进行电镜扫描，不同位置岩心孔喉中均观察到明显的网状和丝状凝胶结构，说明堵剂在岩心孔隙中确实成胶。

渗透率为188×10-3μm2的低渗岩心滤失实验结果表明，当滤失压力为3.5 MPa，滤失后岩心端面未形成滤饼，滤失速率稳定，与初始黏度呈反比，体系滤失速率大于1.0 mm/min，滤失后成胶黏度大于2 858 mPa·s（表5）。

表5 岩心滤失实验结果Table 5 Experimental results of core filtration

从室内实验研究结果看，聚合物凝胶压堵剂能够满足成胶要求。

3.2.2 压堵剂用量

综合考虑封堵效果、施工安全等因素，优化设计压裂穿透比35%，计算封堵半径为52.5 m，结合纵向渗滤距离和施工用液量关系图版，确定凝胶堵剂用量8 300 m3，预计注入时间26 h，为保证井筒附近封堵效果，设计高强堵剂封口10 m，用量300 m3。

4 压堵驱效果及认识

4.1 压驱效果

从10 口压驱井实施效果来看，初期平均单井日增液95 t，日增油3.3 t，综合含水率上升2.3 百分点。

以L5-P2428 井为例，本井开井后初期日产液205 t，日产油7.2 t，综合含水率96.5%，与措施前相比，日增液168 t，日增油6.0 t，综合含水率下降0.3 百分点，取得了较好的效果（图2）。同时，压后初期井组内水井注水压力均呈下降趋势，下降幅度为0.2～1.9 MPa，说明地层渗流能力得到了有效改善。

图2 L5-P2428井生产数据Fig.2 Production data of Well L5-P2428

从本井碱及表活剂浓度化验结果来看，开井48 d 后，碱浓度已基本接近地层水浓度，表活剂浓度下降到开井初期的23.1%。说明驱替液存留地下占比较大，起到了驱油效果（图3）。

图3 L5-P2428井碱及表活剂化验结果Fig.3 Test result of alkali and surfactant in Well L5-P2428

但生产30 d 后综合含水逐渐上升，为此，及时开展井组内注水井方案调整。根据井组动态变化情况，结合压裂层位、无效循环部位、压后井组吸水剖面测试结果，采取分层、细分、测调方式加强压裂部位注水量的同时控制无效循环部位注水量。通过及时跟踪调整，含水上升速度得到缓解。

4.2 压堵效果

从井下微地震解释结果看，裂缝形态为椭圆裂缝。

从联合处理成果看，裂缝形态清晰，近井地带微地震事件较多，裂缝长轴方向为北东79°，长轴长度为140 m，短轴长度为49 m（图4）。

图4 L9-PS2133井微地震解释Fig.4 Microseismic interpretation of Well L9-PS2133

从地层压力测试解释结果看，压堵后表皮系数大幅上升，压堵前表皮系数为4.242，压堵后增加至10.773，封堵效果明显。

从示踪剂测试结果看，连通水井凝胶堵剂未被采出。施工过程中，随压堵剂注入1 000 μg/L 示踪剂，生产后井口采出液示踪剂检测最高质量浓度仅0.17 μg/L，累计回采率为0.68%。

从产液剖面测试结果看，压堵层段产液量大幅下降。压堵段萨Ⅲ3—7 上日产液由39.1 t 降至6.1 t，降幅为84%，但仍为主产层；萨Ⅲ3—7 中无产液，比措施前减少11 t；萨Ⅲ3—7 下产液与措施前持平（表6）。

表6 压堵前后产液剖面对比Table 6 Comparison of fluid production profile before and after fracturing-plugging

4.3 试验认识

4.3.1 压驱试验认识

（1）与普通压裂相比，压驱增液幅度大于增油幅度。日增液量为普通压裂的2.7 倍，日增油量是普通压裂的2.2 倍，其中一类油层压驱日增液量是普通压裂的2.8 倍，日增油量是2.0 倍；二类油层压驱日增液量是普通压裂的2.5 倍，日增油量是2.4倍。压驱井平均单井每日多增液量66 t，多增油量2.0 t（表7）。

表7 后续水驱区块压驱与普通压裂效果对比Table 7 Comparison of subsequent water flooding block between fracturing flooding effect and conventional fracturing effect

（2）压驱效果与井组采出程度、压驱厚度呈线性关系。采出程度相对较低的井组压驱后增油效果明显。压驱有效厚度大的井，增油效果明显且有效期长，累计增油贡献大（图5），其中压驱厚度小于3.5 m，厚层顶部采出程度小于50.0 %的井效果较好。

图5 压驱井组采出程度、压驱厚度与累计增油量关系Fig.5 Relationship of recovery percent OOIP and fracturing flooding thickness vs.cumulative oil increment in fracturing flooding well pattern

（3）压驱井措施后含水普遍上升。压驱10 口井，7 口井综合含水率上升，比措施前提高2.3 百分点。虽加强跟踪调整，但含水率上升速度未能得到有效控制，后期与措施初期相比又上升1.0 百分点以上。说明剩余油及无效循环分析精度还需进一步提高，尤其是聚驱后厚层层内剩余油分布状况需要进一步研究。

（4）喇嘛甸油田化学驱后油层存在采出程度高、厚度大、非均质严重的特点，油层内存在多个剩余油和无效循环部位，且交错分布，剩余油分析不够精准导致压驱效果难以保证。

4.3.2 压堵试验认识

（1）聚合物凝胶压堵试验井见到一定封堵效果，但生产状况仍不稳定，需要进一步跟踪分析，压堵井功图显示供液不足，日产液量仍有下降的趋势。

（2）多种测试手段证明试验井压堵起到封堵作用：示踪剂测试表明凝胶堵剂未采出、干扰试井测试表皮系数明显上升、剖面测试压堵段产液量大幅下降，但单井并未起到降含水、增油效果。

5 结 论

（1）喇嘛甸油田应用压堵驱方式挖潜聚驱后剩余潜力是可行的，其中压驱驱替液采用1 000 mg/L聚合物+1.2%Na2CO3+0.3%石油磺酸盐的三元体系；压堵堵剂采用聚合物凝胶压堵剂。

（2）从挖潜效果来看，压驱方式要优于压堵方式。压驱效果好于普通压裂，增液幅度为普通压裂的2.4 倍，增油幅度是普通压裂的1.9 倍。

（3）为保证压堵驱方式挖潜效果，油层单层发育厚度不宜过大，以小于3.5 m 为宜，同时，厚层顶部剩余油富集部位采出程度应小于50.0%。