谭 龙，聂振荣，熊志国，王晓光，程宏杰，陈丽华，朱桂芳

（1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油新疆油田分公司风城作业区，新疆克拉玛依 834000）

克拉玛依油田是以砾岩储层为主的大型油气田，化学驱已成为水驱开发后期大幅度提高采收率的重要手段，如何找到更有效的方法动用水驱后剩余油，是化学驱亟待解决的关键问题［1-2］。目前已开展的聚合物驱和复合驱矿场试验多采用笼统注入方式，虽然矿场试验取得了比水驱采收率提高10%～20%的效果［3］，但该注入方式存在吸入剖面调整发生反转较早的现象，化学剂极易进入高渗透层，导致指进现象更为强烈［4］；同时造成注入量分配不均，高渗透层累积注入量为设计注入量的近2倍，而中、低渗透层累积注入量则远低于设计注入量。因而造成低渗透层动用程度较低，降低了提高采收率的幅度，进而影响开发效益［5］。

针对上述问题，近年来探索的化学驱注入优化方法主要有3 个方面：①多段塞注入。三元复合驱段塞设计中，在化学剂用量相同的条件下，采用较高聚合物溶液质量浓度的三元主段塞和段塞较小的前置聚合物调剖段塞，以及质量浓度较高的后置聚合物溶液保护段塞的方案是相对较经济的［6］。②聚合物宽相对分子质量注入。采用相对分子质量分布较宽的中相对分子质量聚合物溶液驱油，有利于聚合物分子进入不同尺度的微观孔隙中，提高油藏波及的孔隙体积，使得高、中、低渗透层均能够很好的动用，进而提高洗油效率［7］。③交替注入。主要指聚合物驱过程中不同相对分子质量、不同质量浓度聚合物溶液段塞的交替注入，以及三元复合驱过程中聚合物溶液与三元体系的交替注入，是改善开发效果、聚合物驱提效的有力措施［8］。另外，室内岩心实验表明，聚合物驱采用单一段塞注入方式，低渗透层始终处于相对高压状态；而采用交替段塞注入方式，则高、低渗透层压力交互占优，局部压力场扰动性增强，有利于提高低渗透层的动用程度。

多段塞注入、聚合物宽相对分子质量注入和交替注入这3种注入方式可以有效地改善油藏层间非均质性、提高采收率。但是砾岩油藏具有与常规砂岩油藏不同的沉积水动力条件、复模态孔隙结构特征以及平面和剖面上的强非均质性，单一化学剂体系无法保证不同物性储层的有效动用，须探索新的注入方式才能提高波及效率，进而增加产油量［9-10］。微观驱替机理表明，只有当驱替压力梯度大于渗流阻力时，驱油介质才能在油层中流动，通过计算强非均质性砾岩油藏注采系统的压力梯度以及化学驱储层的渗流阻力，调整注入介质界面张力和体系质量浓度，使化学剂体系依次进入不同尺度微观孔隙中，分别提高大、中、小孔喉内原油的动用程度，从而实现强非均质砾岩油藏水驱后剩余油的逐级梯次动用，提高油藏采收率。

1 注采系统压力梯度分布规律

假设在某区块部署A和B共2口井，其中A井为注水井，B 井为采油井，A 井与B 井之间的距离为R。依据经典渗流理论，则在A井与B井的主流线上，距注水井A 长度为ri的D 点（图1），其驱替压力梯度可以表示为［11-12］：

图1 化学驱注采系统驱替压力示意Fig.1 Displacement pressure of injection-production system of chemical flooding

考虑到强非均质性对砾岩油藏化学驱的影响，在注采井间主流线上，驱替压力梯度受平面渗透率级差的控制［13-14］。室内人造非均质岩心实验结果表明，井间压力梯度随地层渗透率的减小而增加［15］，其主要原因为渗透率小，则地层孔喉半径小，导致井间压力梯度增加［16］。利用不同渗透率岩心压力梯度实验数据，建立井间压力梯度递减率与渗透率级差的拟合关系（图2）。

图2 井间压力梯度递减率与渗透率级差的拟合关系Fig.2 Fitting relationship between decline rate of inter-well pressure gradient and permeability ratio

根据研究区渗透率级差，即可计算出注采井间受储层非均质性影响的压力梯度递减率：

则砾岩油藏注采系统井间非均质驱替压力梯度可以表示为：

根据克拉玛依油田砾岩油藏K7 区块水驱和化学驱阶段压力系统参数，化学驱试验区设计井距为150 m，井筒半径为0.1 m。水驱时地层压力为14 MPa，采油井井底压力为6 MPa，注水井井底压力为18 MPa，注采压差为12 MPa；化学驱时地层压力为14 MPa，采油井井底压力为2 MPa，注水井井底压力为22 MPa，注采压差为20 MPa。根据（1）式，分别计算水驱和化学驱时主流线上任意距离的驱替压力梯度。由图3 可以看出，注水井与采油井之间存在着压降漏斗，近井地带压差大，化学剂易进入，而地层深部（注采井距中部）驱替压力梯度最小。K7 区块注采井距为150 m 条件下，当注采压差为12 MPa时，最小驱替压力梯度为0.023 MPa/m；当注采压差为20 MPa时，最小驱替压力梯度为0.04 MPa/m。

2 不同驱替介质渗流阻力

水驱渗流阻力是由界面张力和毛管半径决定的，不同孔喉半径毛管阻力的计算式为：

选取克拉玛依油田砾岩油藏二元复合驱K7 区块岩心样品，通过恒速压汞实验分析获得岩样的孔喉大小和对应的样品数量，其化学驱开发层位微观孔喉尺寸及分布频率见图4。

图4 K7区块微观孔喉尺寸分布Fig.4 Microscopic pore-throat size distribution in Block K7

化学驱渗流阻力不仅要考虑毛管阻力，还要考虑化学剂流经多孔介质时受孔喉尺寸阻塞产生的残余阻力系数，对化学驱渗流阻力影响较大的因素有聚合物溶液质量浓度、聚合物相对分子质量以及多孔介质的渗透率等［17］，化学驱渗流阻力的计算式为：

3 分级动用注入参数确定

驱替压力梯度是由生产压差和注采井距决定的，对于化学驱区块，注采井距一般为确定值，因此只能通过改变生产压差来调整驱替压力梯度，而生产压差与注入速度、储层物性及驱替介质相关；渗流阻力是由储层孔喉结构特征和驱替介质阻力系数决定的。因此，通过调整注入介质界面张力和体系质量浓度来改变驱替压力梯度和驱替介质的渗流阻力是最有效的方法。当生产压差一定时，高渗流阻力的驱替体系难以进入中、小孔喉渗透层，只能进入大孔喉渗透层，随着驱替体系不断推进，驱替压力梯度快速下降，导致化学剂体系在注采井中部推进缓慢，进而滞留堵塞大孔喉高渗透层，此时适当降低体系质量浓度，减小阻力系数，使驱替体系进入更小一级孔喉的中、低渗透层；同样，当地层深部被堵塞后，可梯次降低体系质量浓度，使驱替体系依次进入不同级别孔喉的渗透层，从而实现对不同尺度微观孔隙剩余油的分级动用和有效驱替。

综上所述，可以根据砾岩油藏微观孔喉分布特征、驱替压力梯度及化学驱渗流阻力来优化驱油介质的注入参数。以克拉玛依油田砾岩油藏K7 区块为例，其注采井距为150 m，当注采压差由12 MPa提高至20 MPa 时，最小驱替压力梯度由0.031 MPa/m增至0.043 MPa/m。水驱过程中渗透层孔喉半径小于3 μm，渗透率为50 mD 时，毛管压力大于0.05 MPa，而驱替压力梯度只有0.031 MPa/m，因此，水驱只能动用孔喉半径大于3 μm、渗透率大于50 mD 的渗透层。经过长时间注水开发，高渗透层采出程度较高，剩余油饱和度低，形成水流优势通道，造成注入水无效循环。化学驱通过增加驱油介质的阻力系数和降低界面张力达到封堵高渗透层、动用低渗透层的目的。K7区块化学驱采用梯次注入方式，分为聚合物前置段塞、二元段塞前期、二元段塞中期、二元段塞后期和后续保护段塞5 个阶段，从而实现不同渗透层中剩余油的分级动用。砾岩油藏化学驱分级动用驱替机理见图5。

图5 砾岩油藏化学驱分级动用驱替机理Fig.5 Graded production mechanism of chemical flooding in conglomerate reservoir

聚合物前置段塞 注入聚合物相对分子质量为2 500×104，溶液质量浓度为1 500 mg/L。在孔喉半径为6 μm、渗透率为500 mD 渗透层中的渗流阻力为0.18 MPa，而在孔喉半径为25 μm、渗透率为5 000 mD 渗透层中的渗流阻力为0.044 MPa。K7 区块在注采压差达到20 MPa时，驱替压力梯度在注水井口处为0.185 5 MPa/m，而在距注水井70 m处下降至0.039 MPa/m。因此，聚合物前置段塞可以进入渗透率大于500 mD 的渗透层；到达注采井距中部时，渗透率小于5 000 mD 渗透层中的剩余油被驱替，且渗透层被有效堵塞。矿场实践表现为注入压力升高，产液量大幅度下降，含水率下降，产油量先增加后下降。当采油速度小于0.5%时，转入下一段塞。

二元段塞前期 注入聚合物和表面活性剂溶液，聚合物相对分子质量为2 500×104，质量浓度为1 500 mg/L，表面活性剂质量浓度为3 000 mg/L，界面张力为5×10-3mN/m。该体系在加入表面活性剂溶液后降低了渗流阻力，在孔喉半径为5～6 μm、渗透率为100～500 mD 渗透层中的渗流阻力由0.60 MPa降低至0.04 MPa，而油藏最小驱替压力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞前期可进入渗透率大于100 mD 的渗透层；到达注采井距中部，渗透率小于500 mD渗透层中的剩余油被驱替，且渗透层被有效堵塞。当采油速度小于0.5%时，转入下一段塞。

二元段塞中期 注入聚合物和表面活性剂溶液，聚合物相对分子质量为1 500×104，质量浓度为1 500 mg/L，表面活性剂质量浓度为3 000 mg/L，界面张力为5×10-3mN/m。该体系通过降低聚合物的相对分子质量降低了渗流阻力，在孔喉半径为3～5 μm、渗透率为50～100 mD 渗透层中的渗流阻力由0.11 MPa 降低至0.03 MPa，而油藏最小驱替压力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞前期可进入渗透率大于50 mD的渗透层；到达注采井距中部，渗透率小于100 mD渗透层中的剩余油被驱替，且渗透层被有效堵塞。当采油速度小于0.5%时，转入下一段塞。

二元段塞后期 注入聚合物和表面活性剂溶液，聚合物相对分子质量为1 000×104，质量浓度为1 000 mg/L，表面活性剂质量浓度为3 000 mg/L，界面张力为5×10-3mN/m。该体系再次降低聚合物相对分子质量的同时降低聚合物溶液质量浓度，进而降低了渗流阻力。在孔喉半径为2～3 μm、渗透率为30～50 mD渗透层中的渗流阻力由0.08 MPa降低至0.03 MPa，而油藏最小驱替压力梯度保持在0.039 MPa/m。因此，二元段塞后期可以进入渗透率大于30 mD的渗透层；到达注采井距中部，渗透率小于50 mD 渗透层中的剩余油被驱替，且渗透层被有效堵塞。当采油速度小于0.5%时，转入下一段塞。

聚合物保护段塞 注入聚合物相对分子质量为1 000×104，质量浓度为1 000 mg/L，增加渗流阻力，防止后续水驱窜流。

K7区块采用梯次注入方式，于2010年8月开始进行化学驱，截至2019年4月累积注入化学剂77.6×104m3，占总设计注入量的79.5%，阶段采出程度达到15.9%。其中，聚合物前置段塞阶段采出程度为2.6%，二元段塞前期阶段采出程度为2.9%，二元段塞中期阶段采出程度为5.6%，二元段塞后期阶段采出程度为4.8%（图6）。由此对于复模态孔隙结构特征的砾岩油藏，采用梯次注入方式，分级动用不同渗透层中的剩余油，是水驱后进一步提高油藏采收率的主要方法之一。

图6 K7区块二元复合驱开采曲线Fig.6 Production curves of binary compound flooding in Block K7

4 结论

从采油机理上阐述了砾岩油藏水驱开发后期，采用梯次注入、分级动用的大幅度提高采收率的采油方法。通过建立强非均质性储层的井间压力梯度递减率的计算模型，确定化学剂渗流阻力，建立基于储层微观孔隙结构参数的多介质渗流阻力计算公式。当驱替压力梯度大于渗流阻力时，驱油介质才能在油层中流动，从而通过调整注入介质界面张力和体系质量浓度来改变驱替压力梯度和渗流阻力的大小。在注采井距和注入速度一定的前提下，高渗流阻力的体系只能进入大孔喉的渗透层，随着体系不断推进，驱替压力梯度快速下降，化学剂体系会滞留堵塞大孔喉渗透层，此时可梯次降低体系质量浓度，减小阻力系数，使化学剂体系依次进入不同级别的孔喉系统，从而实现不同微观孔隙空间内剩余油的分级动用。

克拉玛依油田砾岩油藏具有复模态的微观孔隙结构特征，孔喉的分布范围比较宽，采用多段塞注入、聚合物宽相对分子质量注入、交替注入3种注入方式可以有效地改善油藏层间非均质性，但针对性不强，提高采收率幅度较低，而采用梯次注入方式，能够分级动用不同渗透层中的剩余油，大幅度提高采收率。

符号解释

Cp——聚合物溶液质量浓度，mg/L；

Cpeq——聚合物溶液饱和质量浓度，mg/L；

D——井间压力梯度递减率，%；

GD——驱替压力梯度，MPa/m；

GD′——井间非均质驱替压力梯度，MPa/m；

Kmn——井间渗透率级差，f；

Kw——渗透率，mD；

M——聚合物相对分子质量，104；

p——渗流阻力，MPa；

pc——毛管阻力，MPa；

pe——油藏地层压力，MPa；

pinf——注水井井底压力，MPa；

pwf——采油井井底压力，MPa；

r——毛管半径，μm；

ri——距注水井的距离，m；

rw——井筒半径，m；

R——注采井距，m；

RFF——残余阻力系数，f；

RFFeq——达到恒定时的残余阻力系数，f；

σ——油水界面张力，mN/m。