砾岩油藏聚合物驱水流优势通道特征及其对剩余油的影响

白 雷，孙鹏超，胡晓蝶，万青山

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油油田化学重点实验室，北京 100083)

0 引 言

中国东部老油田普遍处于高含水开发阶段，地层内广泛分布的优势通道造成注入水窜流和油井过早水淹，影响了注入水的波及范围和增产措施的实施。因此，封堵优势通道、多举措稳油控水成为改善高含水期油田开发效果的关键[1-2]。中国学者通过密闭取心、水淹层测井解释、吸水剖面和产液剖面分析、示踪剂监测和生产动态分析等方法，结合多种静态、动态资料识别水流优势通道[3-7]，国外学者则主要将生产数据通过灰色关系理论、油藏工程分析等数学方法建立模型，或结合数值模拟、实验模拟进行优势通道识别、预测[8-10]。水流优势通道是储层长期在水驱作用下形成的定向流动通道，由于各油田储层非均质性、开发方式各不相同，优势通道的判识尚缺乏统一标准[11]。在储层特征等静态地质识别的基础上，通过数理统计、数值模拟技术表征压力、流动饱和度等与水流优势通道敏感的流体场动态演化，进而预测水流优势通道，已成为水流优势通道研究的主要手段[12-14]。在新疆油田QD1砾岩油藏水流优势通道地质特征分析的基础上，通过多种非均质性参数和Rdos软件模拟的注采参数进行Q型聚类，建立研究区水流优势通道的划分标准，利用Rdos栅状模拟聚合物驱不同阶段优势通道的分布，与Eclipse化学驱模拟刻画的剩余油分布对比，明确水流优势通道对剩余油的影响，为QD1砾岩油藏的高效开发提供了依据。

1 区域地质概况

新疆油田QD1油藏位于准噶尔盆地西北缘克-乌逆掩断裂带白碱滩段下盘，四周被多条断裂切割(图1)，为自北西向东南倾斜的菱形断块-岩性油藏，含油层位三叠系克下组为山麓洪积相砂砾岩沉积。研究区西部为扇根亚相的片流砂砾岩体，储层整体连片性好，向东过渡为扇中亚相辫状水道和扇缘漫流砂体，地层厚度呈西北厚东南薄、向东南砂体连续性变差的特点。储层孔隙度平均为17.4%，渗透率平均为597.70 mD，属中孔中高渗油藏。克下组裂缝较发育，以垂直缝和高角度缝为主，水平缝不发育，储层非均质性严重。新疆油田QD1油藏克下组是中国首个砾岩油藏聚合物驱工业试验区，2006年开始注聚合物试验，2012年开始大规模投入。近年来，随聚合物驱前缘突破至井底，地层内水流优势通道发育，部分井聚合物窜流严重、产出聚合物质量浓度升高，造成注入聚合物无效循环、聚合物驱效果变差。因此，在明确优势通道分布的基础上，采取合理措施稳油控水、提高波及效率，成为改善克下组注聚合物效果、提高采收率的关键。

图1 QD1油田克下组顶面构造

2 水流优势通道的识别

2.1 地质法识别水流优势通道

QD1油藏水流优势通道主要受储层非均质性等因素影响[15-16]，注采井组间相对高渗带导致注聚合物井注入压力降低、吸水强度增大、油井产液量突变、含水率骤升，是注水、注聚合物的优势通道。研究区中部辫状水道含砾粗砂岩渗透率高、沉积厚度大，水流优势通道发育；西侧构造高部位片流砾石渗透率低、水驱效果差，相应的水流优势通道较少；东南部漫流砂体形成的环岛状、垛状砂砾岩厚度大、物性好，油井含水率普遍超过90%，也是水流优势通道发育区(图2)。通常渗透率级差大于5.0、突进系数大于1.2、变异系数大于0.3的强非均质性储层发育水流优势通道。如S72小层中西部和南部渗透率突进系数低值区(小于1.2)含水率相对较低，以产油为主，表明水流优势通道尚未形成；北部和中部突进系数高值区(大于1.7)呈条带状、鸟足状和岛状向东南延伸，区内生产井以产水为主，表明水流优势通道已经形成。研究区北部、中部渗透率变异系数强(大于0.5)和渗透率级差高(大于9.0)的强非均质性区呈条带状、鸟足状自西向东延伸，位于强非均质性条带上的井水淹程度、产水量较高，而西部和南部非均质性较弱，以产油为主，水流优势通道不太发育。

图2 QD1油藏S72小层物性参数与累计注采量关系

2.2 动态模拟法识别水流优势通道

栅状流动模拟是在地质模型基础上，通过流线模拟算法，自适应模拟生产过程的数值模拟方法，模拟过程中根据渗流理论和油藏工程方法分析生产动态，并结合动态监测资料，不断修正对地下流体场的认识，有效地刻画优势通道产生及演化过程，是高含水油田开发中后期水流优势通道分布研究的常用方法之一[17]。在Petrel地质模型及上一阶段的水淹、吸水数据基础上，利用Rdos软件栅状模拟进行水流优势通道模拟，以注水井为中心，将注入量劈分至射孔层和栅状结构中的各注采单元，通过区块生产数据、产吸液剖面和聚合物质量浓度等动态资料拟合单井渗流图版，求取该阶段的水淹情况。结果表明：全区及单井在不同阶段的计算结果与实际生产历史吻合度较高，全区累计产油量相对误差小于1.00%，单井历史拟合误差为0.15%～2.00%。聚合物驱后，研究区形成北西西—南东东向纺锤状、鸟足状聚合物驱前缘(图3a)，纵向上各小层底部物性较好，含水率高、地层水洗作用强，水驱优势通道发育，向上随物性变差，波及体积降低、水淹程度较低。将模拟结果与示踪剂检测结果对比，吻合率达88.3%(图3b)，表明Rdos模拟可有效刻画研究区水流优势通道。

图3 Rdos软件栅状模拟与示踪剂监测对比

2.3 水流优势通道划分

长期水驱形成的水流优势通道是聚合物驱的主要通道，优势通道内孔隙结构、渗透率经常发生规律性变化，导致调驱堵剂颗粒、聚合物分子质量和质量浓度的设计受到影响，因此，水流优势通道分类是优势通道封堵的前提。通过统计水流优势通道发育井段的物性和产吸剖面等多种参数，结合Rdos模拟的日注水量、吸水强度，进行Q型聚类分析，将研究区的水流优势通道分为2种类型(表1)，不同类型优势通道的特征存在差异。由表1可知：Ⅰ类水流优势通道日注水量为5.2～23.1 m3/d，注水强度为1.2～5.6 m3/(d·m)，Rdos模拟表明其通道厚度较大，为1.0～3.7 m，通道体积为1 013～3 132 m3，平均为1 779 m3，波及系数普遍大于0.3，主要分布在中部辫状水道发育区和近东西向人工裂缝附近；Ⅱ类水流优势通道日注水量为3.1～5.0 m3/d，注水强度为1.0～1.8 m3/(d·m)，通道厚度和体积远小于Ⅰ类水流优势通道，分别为1.2～2.7 m、576～1 533 m3，平均为2.1 m、1 013 m3，波及系数为0.10～0.50，平均为0.25，集中于西部和南部的相对高渗区。

表1 QD1油田克下组水流优势通道综合识别标准

3 水流优势通道分布特征

分析发现，研究区克下组砾岩油藏聚合物驱经历了前缘水驱、见效高峰期、注聚稳产期、回返递减期4个阶段(图4)，Rdos模拟表明不同阶段试验区水流优势通道分布存在差异。

图4 QD1油藏注聚合物试验区不同阶段开采曲线

3.1 前缘水驱期

前缘水驱阶段初期日注水量和日产油量均较低，分别为32.84 m3/d和4.43 t/d，采出程度仅为28.79%，注采不平衡、水油比高是该阶段面临的主要问题。试验区发育14条Ⅱ类和6条Ⅰ类水流优势通道，以近南北向和近东西向为主，主要为受区域应力影响形成的近东西向钻井诱导裂缝，集中于试验区东部735、776井等构造低部位井区。垂向上，注入水向克下组下部颗粒分选差、胶结疏松的相对高渗层流动[18]，将其改造成优势通道。

产液剖面测试显示321井累计注入量最大，处于水驱前缘的735井含水率达82%，734井则完全水淹。为完善注采井网，试验区加密钻井并在735、776井实施调剖堵水、封堵优势通道措施，阶段后日产油升至6.59 t/d，采出程度为30.97%。

3.2 见效高峰期

调剖见效后，伴随着聚合物注入量的增加，试验区东部735、776井中裂缝被封堵、通道内液流转向、日注水量大幅下降，平均日产油为7.51 t/d、产液量和含水率分别由前缘水驱末期的42.36 t/d和85.52%降至30.60 t/d和75.52%，聚合物驱开始见效并迅速达到了见效高峰。见效高峰期共发育10条Ⅱ类和2条Ⅰ类水流优势通道，西部构造高部位水流优势通道也开始发育，在308井—760井、304井—760井间形成优势通道。Eclipse模拟也表明，聚合物的质量浓度从注入井向油井稳步推进，其中以308、747、755井注聚合物的效果最好，聚合物驱前缘半径最大(图5)，聚合物前缘质量浓度较高，此时水流优势通道总体较小，采出程度为33.09%。

3.3 注聚合物稳产期

注聚合物稳产期，随注入体积倍数增加，747、319、322、307井组内早期被封堵的大孔道再次被打开，形成18条Ⅱ类和5条Ⅰ类水流优势通道，以南北向和北东东—南西西向为主。受优势通道发育影响，阶段初期日产油和含水率相对平稳，日产油平均为7.56 t/d，含水率为75.07%，但中后期产油量下降为4.40 t/d，含水率上升至83.74%，采出程度为38.89%。Eclipse数值模拟结果表明：约56%的井聚合物驱前缘已突破至油井井底，北西向的307井与747井、319井与322井间注聚合物相互干扰、窜通，表明747井—307井和322井—319井已形成优势通道，可能是人工裂缝被聚合物驱前缘突破形成的。

3.4 回返递减期

该阶段大多数井内水平裂缝和相对高渗带被突破，形成水流优势通道，产量开始递减，日产油由阶段早期的5.30 t/d迅速降至1.50 t/d，含水率由81.10%升至91.60%，产出聚合物质量浓度也随之增加。该阶段试验区共发育17条Ⅰ类和15条Ⅱ类水驱优势通道，相比注聚合物稳产期，水流优势通道数量明显增多，均以北东东—南西西向为主，随注入压力和注入体积倍数增加，渗透率较高区域反复水洗，水流优势通道宽度扩大，部分渗透率较低的区域也开始形成优势通道。约75%的生产井产出聚合物质量浓度超过500 mg/L，聚合物驱效果变差，北西西向相邻的注聚合物井间均产生干扰、窜通，这与试验区人工裂缝的分布是一致的，而南北向相邻注聚合物井间没有发生聚合物窜，表明该阶段近东西向水流优势通道发育。

4 水流优势通道与剩余油关系

剩余油是受岩石界面吸附、水锁或贾敏效应、毛管力作用被束缚在孔隙内无法采出的原油[19]。岩心实验表明，克下组孔隙中42%～45%的剩余油处于毛管力效应束缚状态。利用Eclipse三维三相模拟器，使用POLYMER(聚合物)、SURFACT(表面活性剂)、ALKALIN(碱)等化学驱关键词，对研究区剩余油分布进行模拟。模拟结果表明，不同开发阶段的剩余油分布存在差异，总体上呈由南东向构造低部位向北西向构造高部位逐渐减小的趋势(图6)。

图6 QD1油藏不同阶段剩余储层丰度变化

4.1 前缘水驱期

该阶段研究区东部物性较好、埋深大，水驱前缘最先到达油井井底，在717井—732井和734井—749井的水驱优势通道两侧形成鸟足状、环岛状分布的剩余油特征，此时注入水尚未上升到构造高部位。西部水驱前缘推进慢、水驱波及范围小，在746井和732井附近形成大面积连片分布的剩余油。研究区通过修井、化学驱清洗等增表降压措施，有效改善低效井组液流方向，扩展化学驱的驱油效果。

4.2 见效高峰期

受调剖影响，该阶段注入的聚合物堵塞了早期形成的水流优势通道，732井—717井、748井—762井优势通道内液流方向发生改变，747井和319井注聚合物波及范围扩大，相应的732、749井聚驱波及区内呈油滴状、油膜状的剩余油再次汇聚成连续油流被带出。研究区东部的560、777井和762井附近剩余油分布范围缩小成岛状、垛状，西部760、745井连片状剩余油也开始减少(图6)。

4.3 注聚合物稳产期

随着注入体积倍数增大，研究区注入体积倍数大于2.5、含水率大于80%的井普遍存在水流优势通道。该阶段307井—747井、319井—322井早期被堵塞的优势通道再次被冲刷、破坏，造成大量注入水无效循环，聚合物驱效果减弱，在水流优势通道间形成大量剩余油。同时，注入水上升至构造高部位，S7砂组上部S72、S71小层的剩余油也随之进入井底，平面上东部采出程度较高，762、761、777井剩余油呈斑块状分布于水流优势通道间，西部则呈带状、线状分布在745、769井断层下降盘。

4.4 回返递减期

该阶段剩余油分布延续了注聚合物稳产期的分布特征，主要集中在研究区西部远离注采井组的白碱滩断层附近。经过水驱及聚合物驱，克下组储层内油相渗透率持续降低、水相渗透率增大，连续的油流被进一步分散，呈团块状、点状分布在研究区东部水流优势通道间。由于水流优势通道及事故井增多，需通过深度调剖、强凝胶封堵优势通道，同时提高注聚合物井的注入质量浓度，改变液流方向，对动用程度较低的中、低渗透层进行补孔以完善井网注采关系，改善井组间注聚合物见效不平衡、油水比高的问题，以提高剩余油的波及程度和聚合物驱整体开发效果。

5 结 论

(1) QD1油藏优势通道呈条带状、鸟足状分布在研究区北部、中部，通过物性、非均质性和日注水量、吸水强度等多种参数Q型聚类，将克下组水流优势通道分为2类，Ⅰ类通道规模较大，主要分布在中部辫状水道发育区和近东西向人工裂缝附近，Ⅱ类通道则集中于西部和南部的相对高渗区。

(2) 克下组砾岩油藏不同阶段水流优势通道分布存在差异，前缘水驱期和回返递减期发育6条和17条Ⅰ类通道，集中于试验区东部735、776井附近的水平压裂缝和储层相对高渗带，见效高峰期和聚合物驱稳产期优势通道弱发育，以近东西向的Ⅱ类通道为主。

(3) 水流优势通道造成克下组砾岩油藏注入水无效循环，通道间形成剩余油分布区，是控制剩余油发育的重要因素。东部剩余油呈鸟足状、环岛状分布在560、777井和762井水流优质通道间，随水驱波及范围扩大，剩余油缩小为团块状、点状集中在762、761井和777井附近；西部剩余油呈带状、线状分布745、769井断层下降盘附近。