油层非均质性对三元复合驱开发效果的影响及其应对措施——以大庆油田二类油层为例

聂春林

（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）

0 引 言

三元复合驱技术是一项采收率比水驱提高18%以上的三次采油技术。 经过20 多年攻关， 目前已在大庆油田推广应用［1-4］。 对二类油层开展三元复合驱工业试验及推广区块共计14 个。 从已结束和即将结束的正常注入区块来看， 全过程注入化学剂量0.86 ～0.94 PV， 提高采收率18%～26%。对比二类油层三元复合驱区块， 区块间全过程动态特征既有共性也存在差异。 造成区块间动态特征差异的原因除了受体系配方和注入方式影响之外， 最重要的因素是开发目的层油层特征差异。

随着应用规模不断扩大， 开采对象由一类油层向二类（ⅡA、 ⅡB） 油层转变， 目前二类油层复合驱开发效果差异加大。 一类油层属于辫状河、 曲流河沉积， 河道钻遇率大于60%； ⅡA 油层属于低弯分流平原的枝状内前缘沉积储层， 河道砂钻遇率一般为30%～60%； ⅡB 油层属于枝坨过渡状内前缘、 坨状内前缘沉积， 河道砂体发育规模有限， 河道砂钻遇率一般小于30%， 主要发育厚而稳定的非河道砂体。 与一类油层泛滥高弯分流平原沉积河道砂相比二类油层钻遇率低， 非均质更强， 控制程度更低［1］。 无论是水驱、 聚驱还是复合驱， 油层非均质始终是影响开发效果的因素之一［6-10］。 研究表明， 非均质是导致纵向单层突进、 平面单向突进的根本原因， 是影响油田开发的重要因素。 而三元复合驱驱油机理又有别于水驱、 聚驱， 且具有动态特征变化快、 阶段多、 开发周期短的特点［6-11］。 为实现个性化驱油方案设计和及时有效跟踪调整， 有必要系统研究油层非均质性对三元复合驱开发动态特征及开发效果的影响， 为三元复合驱技术在ⅡA、ⅡB 油层推广应用取得好效果奠定基础。

1 二类油层储层特征

大庆油田二类油层以分流平原、 三角洲内、 外前缘沉积为主， 砂体规模较一类油层小。 砂体分布以长条状、 枝状型为主， 中砂体积分数为10%～20%， 粒度中值为0.09 ～0.16 mm， 孔隙半径平均为0.16 mm， 有效渗透率为200 × 10-3～500 ×10-3μm2， 空气渗透率为500×10-3～900×10-3μm2，大于2 m 的有效厚度层钻遇率为60%。 二类油层砂体平面展布规模比一类油层小， 单层厚度小于一类油层， 渗透率变化范围大， 油层非均质性强。

2 油层非均质特征对开发动态的影响

在复合驱开发过程中油层有效动用是提高开发效果的根本前提， 而全过程较高的注采能力是取得好效果的重要保障。 为此利用化学剂已经注入结束的二类油层三元复合驱区块研究油层非均质特征对剖面动用及注采能力的影响。

2.1 剖面动用

在复合驱过程中油层动用比例与水驱相比提高10%～20%。 在实际开发过程中， 一方面体现在动用油层的厚度比例， 另一方面体现在动用厚度吸水比例的均衡程度。 为此采用全井单位厚度吸水比例与单层单位厚度吸水比例的均方差的比值来表征油层动用的均衡程度， 即

按照动用均衡程度分类， 动用均衡程度大于1.6 属于动用均衡型， 1.3 ～1.6 为动用中等型， 小于1.3 为动用差型。

通过对BYDD 区块36 口注入井470 次吸水剖面测试资料按不同非均质条件统计， 其中弱非均质注入井12 口， 平均动用厚度比例83.30%， 最高动用均衡程度4.31，平均动用均衡程度1.78；中非均质注入井13 口，平均动用厚度比例82.74%，最高动用均衡程度3.26，平均动用均衡程度1.30；强非均质单井11 口，平均动用厚度比例79.36%，最高动用均衡程度2.92，平均动用均衡程度1.23。 统计表明，随着非均质增强，复合驱全过程油层平均动用比例降低，最高及平均动用均衡程度降低（表1）。

表1 不同非均质条件注入井复合驱过程油层动用特征Table 1 Reservoir producing characteristics of the injectors with different heterogeneous conditions during the ASP flooding

2.2 注采能力

在三元复合驱过程中， 注采能力下降幅度在50%左右， 下降幅度大小是影响开发效果的重要因素。 但区块间、 单井间注采能力下降幅度差异较大。 对典型区块90 多口注入井和60 多口采出中心井按渗透率变异系数0.6、 0.72 为界， 分为弱、中、 强非均质3 类， 统计不同注入阶段的视吸水指数、 采液指数， 分析注采能力变化特征。 统计表明， 从前聚阶段到保护段塞阶段， 视吸水指数不断下降（图1）。

由图1 可以看出， 前聚阶段弱非均质类井视吸水指数下降幅度最大， 三元段塞阶段中非均质类井视吸水指数下降幅度最大， 保护段塞阶段强非均质类井视吸水指数下降幅度最大。 即三元复合驱过程中弱非均质井初期下降速度快、 幅度大。 随着化学剂不断注入， 非均质越强后期下降速度越大。 全过程非均质越强， 视吸水指数下降幅度越大。 导致这种变化的主要原因是非均质强的井， 化学剂前期主要进入高渗透层， 由于动用的层渗透率较高， 所以初期视吸水指数下降幅度较小； 随着化学剂不断注入， 动用比例提高， 非均质强的井低渗层被启动，视吸水指数与非均质弱的井相比下降速度更快。

从采液能力来看， 前聚阶段到保护段塞阶段全过程， 采液指数不断下降（图2）。 不同阶段均表现为非均质越强， 采液指数下降幅度越大。 随着化学剂不断注入， 不同非均质类型井采液指数下降幅度差异变小。 注剂初期， 强非均质井有效动用层为高渗层， 传导快造成初期采液指数快速下降； 随着化学剂注入， 中非均质、 弱非均质井注剂效果依次传导到采出井， 产液指数进一步下降， 不同非均质井采液指数下降幅度差异减小。

3 油层非均质特征对三元复合驱含水率变化规律及开发效果的影响

在分析非均质对剖面动用及注采能力影响的基础上， 进一步研究了非均质与三元复合驱含水率变化及化学驱阶段采出程度的关系， 明确了非均质对三元复合驱开发效果的影响。

3.1 含水率及采剂变化规律

以矿场统计为基础， 开展不同非均质条件数值模拟研究。 模型控制程度100%， 注入体系设计黏度比（注入体系黏度与地下原油黏度之比） 2 ∶1，体系界面张力10-3mN／m。 注入方案采用0.06 PV前聚+0.35 PV 三元主段塞+0.15 PV 三元副段塞+0.2 PV 聚合物。 从数模结果来看， 随着非均质增强（非均质性用渗透率变异系数来表示， 其值越大反映非均质程度越高）， 含水率降幅减小； 非均质越强， 含水率下降越早且降速越快， 但随后含水率快速回升， 不利于复合驱开发。 造成这种现象的原因是由于非均质性强， 单层突进快， 高渗层快速见效， 后期化学剂在高渗层无效循环， 低渗层动用差， 含水率快速回升， 影响了开发效果（图3）。

通过统计， LBD 区块按渗透率变异系数0.6和0.72 为界限， 将23 口中心井分为弱非均质、 中非均质及强非均质3 类。 对同类井采剂进行加权平均， 研究了不同非均质条件注入井的采剂规律。 非均质越强， 初期化学剂采出浓度越高， 色谱分离越严重。 这是由于强非均质井组储层矿物差异大， 体系吸附及与油水作用差异大， 化学剂沿高渗层突进， 造成初期采剂浓度较高， 聚、 碱、 表突破时间差异变大， 色谱分离更严重。

3.2 开发效果

为进一步明确非均质性对三元复合驱开发效果的影响， 统计了61 口中心井化学驱阶段采出程度与渗透率变异系数的关系。 在剩余油饱和度相近条件下， 随着非均质性增强， 化学驱阶段采出程度降低。 主要原因： 一是随油层非均质性增强， 油层动用厚度降低， 油层动用均衡程度变差； 二是油层非均质性增强， 注入能力初期降幅小， 高渗调堵作用差， 后期持续降低， 影响了产液能力， 且在全过程中随着非均质性增强， 采液能力下降幅度增大； 三是随着非均质性增强， 含水率降幅变小且含水率变化具有下降早、 下降快， 且后期快速回升的特点。综合3 个因素的影响， 得出非均质性越强， 三元复合驱开发效果越差（图4）。

图4 渗透率变异系数与三元复合驱化学驱阶段采出程度的关系Fig.4 Relationship between variation coefficient and recovery degree in the chemical flooding stage of ASP flooding

4 对不同非均质程度油层改善开发效果的方法探讨

通过对油层非均质性与三元复合驱开发效果关系的剖析， 确定了非均质性是影响三元复合驱开发效果的根本原因。 针对不同非均质条件下三元复合驱油层动用特征及注采能力变化特征制定了相应的改善开发效果对策。

在驱油方案设计方面， 通过数值模拟对比结合矿场开发规律统计， 明确了不同非均质特征井组的注入方式。 针对强非均质井组剖面动用差、 注采能力后期下降幅度大、 含水率下降幅度小、 回升快的动态特点， 采取先高浓调堵再降浓匹配低渗层的注入方式， 初期高浓加强剖面调整， 缓减层间矛盾，后期降浓保证注采能力， 提高差层动用程度， 改善开发效果。 针对中非均质井组剖面动用中等、 中期注采能力下降幅度大、 含水率下降幅度大的动态特点， 采取恒浓注入方式， 合理匹配注入参数， 利用化学剂流度控制调整剖面， 改善剖面动用， 同时保证全过程注采能力确保开发效果。 针对弱非均质井组剖面动用好、 初期注入能力下降幅度大、 含水率下降幅度大的特点， 采取梯度增浓注入方式，初期低浓保证合理注入， 提高初期注采能力， 后期增浓保证油层动用， 确保全过程开发效果（表2）。

表2 数值模拟不同非均质性井组不同注入方式开采效果对比Table 2 Comparisons of the developed effects for the numerically simulated results by different injecting methods for different heterogeneity well pattern

在跟踪调整方面， 针对弱非均质类井， 合理匹配体系黏度进一步提高油层动用比例和动用均衡程度； 及早采取调整措施， 保证好注采能力。 针对中非均质类井， 保证好全过程合理注入； 选择性压裂与分层措施结合， 提高油层动用程度。 针对强非均质类井， 及早开展调剖、分层，控制单层突进， 提高油层动用比例和油层动用均衡程度； 油井选择性压裂与封堵相结合， 控制含水率回升速度， 提高采液能力。 保证三元复合驱取得好的开发效果。

5 结 论

（1） 油层非均质性越强， 三元复合驱油层动用厚度比例越低、 油层动用均衡程度越差， 含水率下降幅度越小， 含水率下降越早且速度越快， 但含水率回升速度快， 化学驱阶段采出程度越低。

（2） 视吸水指数降幅随化学剂注入， 由前聚阶段弱非均质最大到保护段塞阶段强非均质类井最大， 即非均质性越强后期下降速度越快； 油层非均质性越强， 采液指数下降幅度越大， 后期各类井下降幅度差异变小。

（3） 针对不同非均质类型采取梯度降浓、 恒浓注入和梯度增浓的注入方式， 同时配合个性化跟踪调整措施， 可保证三元复合驱取得好的开发效果。