大慶喇嘛甸油田聚驅后壓堵驅剩余潛力挖潛可行性

張 冶 程 毅

（中國石油大慶油田有限責任公司第六采油廠，黑龍江 大慶 163114）

0 引 言

大慶油田已投入聚驅開發(fā)區(qū)塊157 個，動用地質儲量11.65×108t，后續(xù)水驅區(qū)塊85 個，采出程度約60.0%，聚驅后剩余地質儲量已經達到3.67×108t，且規(guī)模不斷增大，若能實現聚驅后儲量的有效動用，將對大慶油田穩(wěn)產具有重要意義。已有文獻［1-11］表明，國外聚驅后進一步提高采收率技術主要停留在室內論證階段，現場試驗較少。大慶油田開展過相關的聚驅后試驗，但均為注入新型驅替劑的方式，見效周期較長，增油降水效果較差。原井網聚驅后實施進一步提高采收率措施時，注入壓力升幅較小，甚至為零，進一步擴大波及體積作用未能體現。2016年大慶油田采用壓堵驅挖潛方式后，取得較好的開發(fā)效果，但由于挖潛對象為三類油層水驅區(qū)塊，并未在聚驅后的后續(xù)水驅區(qū)塊中應用。

喇嘛甸油田結合聚驅后的區(qū)塊剩余油分布特點，開展聚驅后采油井壓裂過程中注入驅替液或注入堵劑的挖潛試驗（即壓堵驅試驗），驗證其挖潛聚驅后厚油層、高含水采油井剩余潛力的可行性。

1 后續(xù)水驅基本情況

喇嘛甸油田根據大慶長垣喇薩杏油田油層分類標準，結合自身油層性質、發(fā)育及沉積特點，將油層劃分為一類、二類、三類共3 種類型。1994年開始，將油層性質較好的一類、二類油層逐步投入聚驅開發(fā)。

1.1 一類油層

喇嘛甸油田厚油層的層內非均質性嚴重，經過多年注水開發(fā)后，油層平面上已大面積高-中度水淹，但縱向上僅底部高滲透部位嚴重水洗，上部中低滲透部位動用較差。

為解決注水開發(fā)的水淹問題，將喇嘛甸油田一類油層葡Ⅰ1—2 油層分區(qū)塊投入聚驅開發(fā)，2010年全部轉入后續(xù)水驅，目前階段提高采收率達到14.99 百分點，采出程度58.05%。

平面上剩余油存在分流線和斷層區(qū)［12-13］，從不同部位油層水洗狀況看，分流線水洗厚度比例為94.0%，斷層區(qū)水洗厚度比例為89.8%，分別比主流線降低3.1 和7.3 百分點（表1）。

表1 一類油層不同注采位置水洗狀況及驅油效率Table 1 Water flushing status and oil displacement efficiency at different injection-production positions in Class 1 reservoirs

縱向上，零散的剩余油主要分布在各韻律段頂部。從厚油層內動用狀況看，油層上部的水洗厚度為90.7%，驅油效率為46.0%，分別比油層下部低7.0、18.7 百分點（表2）。

表2 厚層一類油層不同部位水洗狀況及驅油效率Table 2 Water flushing and oil displacement efficiency in different parts of Class 1 thick reservoirs

1.2 二類油層

一類油層聚驅區(qū)塊陸續(xù)轉入后續(xù)水驅后，對二類油層聚驅進行了整體規(guī)劃，將二類油層細化為3—6 套層系。

2021年，二類油層首套井網（薩Ⅲ4—10 油層）全部轉入后續(xù)水驅，目前階段提高采收率達到14.82 百分點，采出程度55.58%。

從跟蹤數值模擬結果看，剩余油飽和度由注聚前的50.8%下降到注聚結束時的41.3%，下降了9.5 百分點，剩余油分布更加零散（圖1）。

圖1 二類油層首套井網(薩Ⅲ4—10油層)聚驅后各單元剩余油Fig.1 Remaining oil in each unit after polymer flooding in the first well pattern of Class Ⅱreservoir(SⅢ4-10 reservoir)

從取心井資料統計結果看，厚油層內動用差異較大。油層上部水洗厚度86.6%，驅油效率為45.7%，分別比油層下部降低了13.4、16.8 百分點（表3）。

表3 厚層二類油層不同部位水洗狀況及驅油效率Table 3 Water flushing and oil displacement efficiency in different parts of Class Ⅱthick reservoirs

以上分析說明，聚驅后平面剩余油分布特別零散，僅在分流線、斷層區(qū)等聚合物驅替不到的位置仍殘存較多剩余油?？v向上，受韻律特征、結構界面控制、重力作用以及無效循環(huán)等影響，上部單元動用較差，剩余油相對富集，但剩余潛力也比較小。

2 壓堵驅原理及選井原則

大慶油田常規(guī)壓裂由于改造范圍小，人工裂縫控制范圍有限，其裂縫穿透比一般為注采井距的15%～30%，只能改善近井地帶滲流狀況，措施效果逐年變差，措施有效期較短，一般為8 個月之內。

2.1 壓堵驅原理

壓驅是將驅替液作為壓裂液，壓裂過程中驅替液邊造縫邊沿裂縫壁面快速滲濾到儲層深部孔隙中，注入方式由原來的孔隙徑向驅轉變?yōu)榫€性驅，可大大提高驅油效率。采出端驅油劑壓裂造縫，裂縫延伸時把驅油劑驅替到地層中，壓驅預置前置段塞，壓后裂縫充分閉合，注入井端恢復常規(guī)連續(xù)注入把壓驅前置段塞頂替出來。其與常規(guī)壓裂的區(qū)別在于，在采出端厚油層頂部先造縫的基礎上，利用高效驅油劑將頂部剩余油由裂縫驅替到底部高滲通道部位，注入井端進行配套調整，采油井厚油層頂部和底部同時排液開采。

壓堵是將采出端壓裂造縫，裂縫延伸時把堵劑驅替至地層中，壓堵劑在地層深部凝膠，當注入井端恢復注入，注入水經其他部位繞流，擴大注水波及體積。其與調堵的區(qū)別在于，在采出端厚油層內部先造縫的基礎上，將調堵劑由裂縫驅替到油層深部高滲通道部位，注入井端進行配套調整，采油井無效循環(huán)部位進行有效封堵，剩余油富集部位得到有效動用。

與常規(guī)壓裂相比，壓堵驅具有4 方面技術優(yōu)勢：（1）波及范圍廣，低黏度驅油劑沿平面及縱向同時濾失，可大幅度提高波及體積；（2）滲流阻力低，驅替方式由孔隙徑向驅轉為裂縫線性驅，可大幅度提高波及體積；（3）沿程損失小，裂縫輸送驅油液至目的段，降低沿程剪切、吸附、滯留帶來的藥劑性能損失；（4）施工效率高，利用裂縫快速注入，較常規(guī)化學驅注入速度提高100 倍，大幅度降低了運行成本；（5）調堵的半徑加大，堵劑會隨著壓堵進入油層深部。

2.2 選井原則

結合壓堵驅原理，確定了具體挖潛方式，對頂部剩余油富集、底部無效循環(huán)厚度較小的井采取壓驅方式；反之，對頂部剩余油相對較少、底部無效循環(huán)嚴重的井采取壓堵方式。在搞清喇嘛甸油田一類油層后續(xù)水驅、二類油層后續(xù)水驅開發(fā)現狀及剩余油分布特征的基礎上，結合油田開發(fā)實際，確定了壓堵驅選井原則［14］。

壓驅選井原則：（1）試驗井無套損，地下及地面均滿足現場施工條件；（2）試驗井產液強度小于5.0 t/（d·m），綜合含水率小于97.5%；（3）壓驅目的層具有一定厚度、采出程度相對較低、剩余油相對富集；（4）地層能量相對充足，周圍水井注入正常。

壓堵選井原則：（1）試驗井無套損，地下條件滿足化學堵水、調剖、壓裂條件；（2）單井產液強度、綜合含水率大于全區(qū)平均值，即產液強度大于6.8 t/（d·m），綜合含水率大于97.5%；（3）單井日產油量小于3.0 t，采出程度大于50.0%；（4）壓堵目的層為單段正韻律或復合韻律，存在單一突進型優(yōu)勢滲流通道。

結合壓堵驅選井原則共選取壓驅井10 口，其中一類油層后續(xù)水驅井3 口，二類油層后續(xù)水驅井7 口。選取壓堵井1 口，為二類油層后續(xù)水驅井。

3 驅替液優(yōu)選及用量

3.1 壓驅驅替液

3.1.1 驅替液優(yōu)選

從試驗結果看，弱堿三元體系超低界面張力活性范圍較寬，堿質量分數為0.6%～1.4%，表活劑質量分數為0.1%～0.4%，在較大范圍內與試驗區(qū)原油形成10-3mN/m 的超低界面張力。三元體系驅油效果好，根據室內實驗結果，結合壓驅工藝和設備參數，確定驅替液配方為：1 000 mg/L 聚合物+1.2%Na2CO3+0.3%石油磺酸鹽的三元體系（表4）。

表4 巖心驅油實驗結果Table 4 Experimental results of core flooding

3.1.2 造縫長度及驅替液用量

3.1.2.1 造縫長度

喇嘛甸油田聚驅后區(qū)塊井距為150～237 m，按照一般裂縫最大穿透比為井距的1/3 左右［15］，考慮縫長度為50～70 m。

3.1.2.2 驅替液用量

單井驅替劑用量主要根據壓裂層厚度、壓裂半徑、連通方向數等參數綜合確定［16］，計算公式為

式中：Q——驅替液用量，m3；

S——壓驅面積，m2；

h——壓驅厚度，m；

?——孔隙度，%；

Fn——連通方向數。

經計算得出，10 口壓驅井平均單井驅替液用量為6 996 m3。

3.2 壓堵劑優(yōu)選及用量

3.2.1 壓堵劑優(yōu)選

在滲透率大于2 μm2的高滲巖心中注入聚合物凝膠1 PV，其在1 500、2 500 mg/L 體系注水突破壓力分別為3.5、6.5 MPa，注水3 PV，壓力分別穩(wěn)定在13、15 MPa，耐沖刷性好。

將封堵后巖心制成切片后進行電鏡掃描，不同位置巖心孔喉中均觀察到明顯的網狀和絲狀凝膠結構，說明堵劑在巖心孔隙中確實成膠。

滲透率為188×10-3μm2的低滲巖心濾失實驗結果表明，當濾失壓力為3.5 MPa，濾失后巖心端面未形成濾餅，濾失速率穩(wěn)定，與初始黏度呈反比，體系濾失速率大于1.0 mm/min，濾失后成膠黏度大于2 858 mPa·s（表5）。

表5 巖心濾失實驗結果Table 5 Experimental results of core filtration

從室內實驗研究結果看，聚合物凝膠壓堵劑能夠滿足成膠要求。

3.2.2 壓堵劑用量

綜合考慮封堵效果、施工安全等因素，優(yōu)化設計壓裂穿透比35%，計算封堵半徑為52.5 m，結合縱向滲濾距離和施工用液量關系圖版，確定凝膠堵劑用量8 300 m3，預計注入時間26 h，為保證井筒附近封堵效果，設計高強堵劑封口10 m，用量300 m3。

4 壓堵驅效果及認識

4.1 壓驅效果

從10 口壓驅井實施效果來看，初期平均單井日增液95 t，日增油3.3 t，綜合含水率上升2.3 百分點。

以L5-P2428 井為例，本井開井后初期日產液205 t，日產油7.2 t，綜合含水率96.5%，與措施前相比，日增液168 t，日增油6.0 t，綜合含水率下降0.3 百分點，取得了較好的效果（圖2）。同時，壓后初期井組內水井注水壓力均呈下降趨勢，下降幅度為0.2～1.9 MPa，說明地層滲流能力得到了有效改善。

圖2 L5-P2428井生產數據Fig.2 Production data of Well L5-P2428

從本井堿及表活劑濃度化驗結果來看，開井48 d 后，堿濃度已基本接近地層水濃度，表活劑濃度下降到開井初期的23.1%。說明驅替液存留地下占比較大，起到了驅油效果（圖3）。

圖3 L5-P2428井堿及表活劑化驗結果Fig.3 Test result of alkali and surfactant in Well L5-P2428

但生產30 d 后綜合含水逐漸上升，為此，及時開展井組內注水井方案調整。根據井組動態(tài)變化情況，結合壓裂層位、無效循環(huán)部位、壓后井組吸水剖面測試結果，采取分層、細分、測調方式加強壓裂部位注水量的同時控制無效循環(huán)部位注水量。通過及時跟蹤調整，含水上升速度得到緩解。

4.2 壓堵效果

從井下微地震解釋結果看，裂縫形態(tài)為橢圓裂縫。

從聯合處理成果看，裂縫形態(tài)清晰，近井地帶微地震事件較多，裂縫長軸方向為北東79°，長軸長度為140 m，短軸長度為49 m（圖4）。

圖4 L9-PS2133井微地震解釋Fig.4 Microseismic interpretation of Well L9-PS2133

從地層壓力測試解釋結果看，壓堵后表皮系數大幅上升，壓堵前表皮系數為4.242，壓堵后增加至10.773，封堵效果明顯。

從示蹤劑測試結果看，連通水井凝膠堵劑未被采出。施工過程中，隨壓堵劑注入1 000 μg/L 示蹤劑，生產后井口采出液示蹤劑檢測最高質量濃度僅0.17 μg/L，累計回采率為0.68%。

從產液剖面測試結果看，壓堵層段產液量大幅下降。壓堵段薩Ⅲ3—7 上日產液由39.1 t 降至6.1 t，降幅為84%，但仍為主產層；薩Ⅲ3—7 中無產液，比措施前減少11 t；薩Ⅲ3—7 下產液與措施前持平（表6）。

表6 壓堵前后產液剖面對比Table 6 Comparison of fluid production profile before and after fracturing-plugging

4.3 試驗認識

4.3.1 壓驅試驗認識

（1）與普通壓裂相比，壓驅增液幅度大于增油幅度。日增液量為普通壓裂的2.7 倍，日增油量是普通壓裂的2.2 倍，其中一類油層壓驅日增液量是普通壓裂的2.8 倍，日增油量是2.0 倍；二類油層壓驅日增液量是普通壓裂的2.5 倍，日增油量是2.4倍。壓驅井平均單井每日多增液量66 t，多增油量2.0 t（表7）。

表7 后續(xù)水驅區(qū)塊壓驅與普通壓裂效果對比Table 7 Comparison of subsequent water flooding block between fracturing flooding effect and conventional fracturing effect

（2）壓驅效果與井組采出程度、壓驅厚度呈線性關系。采出程度相對較低的井組壓驅后增油效果明顯。壓驅有效厚度大的井，增油效果明顯且有效期長，累計增油貢獻大（圖5），其中壓驅厚度小于3.5 m，厚層頂部采出程度小于50.0 %的井效果較好。

圖5 壓驅井組采出程度、壓驅厚度與累計增油量關系Fig.5 Relationship of recovery percent OOIP and fracturing flooding thickness vs.cumulative oil increment in fracturing flooding well pattern

（3）壓驅井措施后含水普遍上升。壓驅10 口井，7 口井綜合含水率上升，比措施前提高2.3 百分點。雖加強跟蹤調整，但含水率上升速度未能得到有效控制，后期與措施初期相比又上升1.0 百分點以上。說明剩余油及無效循環(huán)分析精度還需進一步提高，尤其是聚驅后厚層層內剩余油分布狀況需要進一步研究。

（4）喇嘛甸油田化學驅后油層存在采出程度高、厚度大、非均質嚴重的特點，油層內存在多個剩余油和無效循環(huán)部位，且交錯分布，剩余油分析不夠精準導致壓驅效果難以保證。

4.3.2 壓堵試驗認識

（1）聚合物凝膠壓堵試驗井見到一定封堵效果，但生產狀況仍不穩(wěn)定，需要進一步跟蹤分析，壓堵井功圖顯示供液不足，日產液量仍有下降的趨勢。

（2）多種測試手段證明試驗井壓堵起到封堵作用：示蹤劑測試表明凝膠堵劑未采出、干擾試井測試表皮系數明顯上升、剖面測試壓堵段產液量大幅下降，但單井并未起到降含水、增油效果。

5 結 論

（1）喇嘛甸油田應用壓堵驅方式挖潛聚驅后剩余潛力是可行的，其中壓驅驅替液采用1 000 mg/L聚合物+1.2%Na2CO3+0.3%石油磺酸鹽的三元體系；壓堵堵劑采用聚合物凝膠壓堵劑。

（2）從挖潛效果來看，壓驅方式要優(yōu)于壓堵方式。壓驅效果好于普通壓裂，增液幅度為普通壓裂的2.4 倍，增油幅度是普通壓裂的1.9 倍。

（3）為保證壓堵驅方式挖潛效果，油層單層發(fā)育厚度不宜過大，以小于3.5 m 為宜，同時，厚層頂部剩余油富集部位采出程度應小于50.0%。