謝 坤，蘇 程，劉長(zhǎng)龍，梅 杰，于海濤，何 欣，盧祥國

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459；3.東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江大慶 163318）

0 引言

近年來，渤海油田在SZ36-1，JZ9-3 和LD10-1等區(qū)塊開展了化學(xué)調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)［1-3］，油層壓力得到有效保持，原油產(chǎn)量顯著提高。然而，在化學(xué)調(diào)驅(qū)過程中，調(diào)驅(qū)劑會(huì)不可避免地進(jìn)入中低滲透率層，使?jié)B流阻力增大，當(dāng)中低滲透率層滲流阻力的增加速率大于高滲透率層滲流阻力的增加速率時(shí)［4-5］，會(huì)發(fā)生吸液剖面返轉(zhuǎn)現(xiàn)象［6-7］，調(diào)驅(qū)劑擴(kuò)大波及體積能力減弱，原油采收率下降。吸液剖面返轉(zhuǎn)是化學(xué)調(diào)驅(qū)過程中客觀存在的生產(chǎn)現(xiàn)象，無法徹底消除，只能在掌握剖面返轉(zhuǎn)規(guī)律的基礎(chǔ)上制定相關(guān)措施來延緩剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)?；瘜W(xué)調(diào)驅(qū)劑的滲流阻力與儲(chǔ)層物性和流體性質(zhì)密切相關(guān)，只有掌握不同儲(chǔ)層物性和流體性質(zhì)的剖面返轉(zhuǎn)規(guī)律，才能預(yù)測(cè)不同物性區(qū)塊在開發(fā)過程中的剖面返轉(zhuǎn)問題，進(jìn)而在礦場(chǎng)應(yīng)用中提出解決方案。

渤海油田受沉積環(huán)境和現(xiàn)有試井技術(shù)影響，層系劃分難度大，實(shí)際劃分的產(chǎn)油層厚度較大［8-10］，油田開發(fā)過程中層間、層內(nèi)矛盾嚴(yán)重。層間非均質(zhì)性對(duì)化學(xué)驅(qū)開發(fā)效果的影響機(jī)理可通過測(cè)試驅(qū)替壓力及不同巖心的分流率、采收率和含水率來實(shí)現(xiàn)［11］，層內(nèi)非均質(zhì)性對(duì)化學(xué)驅(qū)開發(fā)效果的影響機(jī)理少有報(bào)道。準(zhǔn)確描述層內(nèi)非均質(zhì)性儲(chǔ)層吸、產(chǎn)液剖面的變化對(duì)于開發(fā)以厚油層為主的渤海油田至關(guān)重要，亟待通過相關(guān)實(shí)驗(yàn)探究層內(nèi)非均質(zhì)性儲(chǔ)層化學(xué)調(diào)驅(qū)過程中吸、產(chǎn)液剖面的變化規(guī)律，以了解儲(chǔ)層物性、流體性質(zhì)和施工工藝對(duì)儲(chǔ)層開發(fā)效果的影響。模擬渤海油田L(fēng)D10-1 區(qū)塊Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)，利用“分注分采”層內(nèi)非均質(zhì)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，探討聚合物弱凝膠段塞尺寸、巖心滲透率和原油黏度等對(duì)海上油田化學(xué)調(diào)驅(qū)過程中吸、產(chǎn)液剖面變化規(guī)律的影響；為改善儲(chǔ)層非均質(zhì)性、強(qiáng)化微觀液流轉(zhuǎn)向效果和提高微觀洗油效率等，提出“堵/調(diào)/驅(qū)”的組合方式，綜合改善渤海油田化學(xué)調(diào)驅(qū)后期開發(fā)效果，以期為渤海油田科學(xué)設(shè)計(jì)化學(xué)調(diào)驅(qū)方案和實(shí)施延緩吸液剖面返轉(zhuǎn)技術(shù)提供理論依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

渤海油田L(fēng)D10-1區(qū)塊為旅大油田群的主力區(qū)塊，位于遼東灣盆地遼西低凸起中段（圖1）。該區(qū)塊西北側(cè)以遼西1 號(hào)斷層為邊界，東南側(cè)呈緩坡向遼中凹陷過渡，整體呈北東向展布，構(gòu)造高部位較陡，低部位較平緩，表現(xiàn)為在古潛山背景下發(fā)育起來的斷層-半背斜油田。區(qū)塊內(nèi)斷層發(fā)育較少，且主要位于遼西1 號(hào)斷層附近，表現(xiàn)為一系列近北東—南西向的次生小斷層，且均為正斷層。

圖1 遼東灣盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐郑╝）及漸新統(tǒng)地層綜合柱狀圖（b）［12-13］Fig.1 Tectonic units（a）and stratigraphic column of Oligocene（b）of Liaodong Bay Basin

根據(jù)區(qū)域構(gòu)造和沉積演化特征將LD10-1 區(qū)塊自下而上劃分為漸新統(tǒng)東營組三段（東三段）、東營組二段（東二段）、東營組一段（東一段），新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系平原組，含油層系主要位于古近系東二段。本次研究目的層為東二下亞段Ⅱ，Ⅲ油組，埋深為1 500～1 800 m，巖性主要為淺灰綠色泥巖、細(xì)砂巖和粉砂巖，主要表現(xiàn)為辮狀河三角洲前緣沉積，儲(chǔ)層及油品性質(zhì)較好，但平面上儲(chǔ)層厚度變化較大，非均質(zhì)性較強(qiáng)，注入水時(shí)突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，部分油井含水率上升快。

2 實(shí)驗(yàn)條件

2.1 藥劑、油和水

實(shí)驗(yàn)藥劑：①“高分”聚合物，其有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為90%，中國石油大慶煉化公司生產(chǎn)；②有機(jī)鉻交聯(lián)劑［14］，其有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.7%，“有機(jī)/無機(jī)”復(fù)合凝膠體系［15］，聚合物微球［16］，東北石油大學(xué)自制；③稠油流度改善劑［17］，勝利恒宇公司生產(chǎn)。實(shí)驗(yàn)中Cr3+聚合物弱凝膠的聚合物質(zhì)量濃度為1 200 mg/L，聚鉻比為180∶1，黏度約為9 mPa·s，體系以分子內(nèi)交聯(lián)為主，注入時(shí)間段內(nèi)體系黏度基本不變，但黏彈性和滯留能力強(qiáng)于等濃度的聚合物溶液［15］。

實(shí)驗(yàn)用油為渤海LD10-1區(qū)塊脫氣原油與煤油混合而成的3 種模擬油，65 ℃時(shí)黏度分別為17 mPa·s，70 mPa·s 和200 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水為L(zhǎng)D10-1 區(qū)塊模擬注入水（表1）。

表1 實(shí)驗(yàn)用溶劑水離子組成Table 1 Ion composition of solvent water in experimentmg/L

2.2 巖心

實(shí)驗(yàn)巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心［18-19］，包括長(zhǎng)條層內(nèi)非均質(zhì)巖心和“分注分采”層內(nèi)非均質(zhì)澆筑巖心。長(zhǎng)條層內(nèi)非均質(zhì)巖心幾何尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，3 個(gè)滲透率小層的氣測(cè)滲透率（Kg）分別為6 000 mD，2 000 mD 和300 mD，各小層厚度均為1.5 cm?！胺肿⒎植伞睂觾?nèi)非均質(zhì)澆筑巖心［11］幾何尺寸為4.5 cm×6.0 cm×30.0 cm，各小層厚度均為3.0 cm。在“分注分采”層內(nèi)非均質(zhì)巖心制作過程中，預(yù)先在注入端和采出端各滲透率層間布置超薄鋁片（0.5 cm×4.5 cm×0.1 mm），用以在注入端和采出端分隔高低滲透率層，并同時(shí)通過端蓋將巖心各小層進(jìn)行分隔，不僅可以實(shí)現(xiàn)“分注分采”，還可以反映巖心內(nèi)部流體的交滲（圖2）。巖心滲透率取值參照LD10-1 區(qū)塊典型物性參數(shù)（表2）。

表2 實(shí)驗(yàn)用人造巖心滲透率參數(shù)Table 2 Permeability parameters of artificial cores for experiments mD

圖2 “分注分采”層內(nèi)非均質(zhì)澆筑巖心結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 Diagram of heterogeneous pouring core structure of separation injection and separation production

2.3 實(shí)驗(yàn)方法

近年來，吸液剖面變化規(guī)律的研究已成為認(rèn)清儲(chǔ)層剩余油動(dòng)用情況和分布的重要途徑［20-21］。將不同滲透率的均質(zhì)巖心并聯(lián)后開展驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，通過收集實(shí)驗(yàn)過程中各個(gè)巖心出口端采出的油水量，計(jì)算不同層位的分流率、含水率和采收率，以此了解并聯(lián)巖心吸液剖面的變化規(guī)律及其對(duì)開發(fā)效果的影響。在并聯(lián)巖心實(shí)驗(yàn)過程中，各滲透率巖心間無法實(shí)現(xiàn)流體交滲，實(shí)驗(yàn)結(jié)果只能反映層間非均質(zhì)油藏吸液剖面的變化規(guī)律。渤海油田儲(chǔ)層厚度較大，存在較強(qiáng)的層內(nèi)非均質(zhì)性，層內(nèi)非均質(zhì)油藏吸液剖面的變化規(guī)律是目前急需卻又難以系統(tǒng)獲取的信息。為此，基于“分注分采”層內(nèi)非均質(zhì)澆筑巖心提出一種定量研究層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層吸液剖面變化規(guī)律的實(shí)驗(yàn)方法，可在模擬層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層物性基礎(chǔ)上，實(shí)現(xiàn)注入端、采出端剖面變化監(jiān)測(cè)的目的。實(shí)驗(yàn)步驟如下。

（1）建立吸、產(chǎn)液剖面監(jiān)測(cè)技術(shù)。在注入端利用分層計(jì)量方式量化進(jìn)入不同滲透率小層的液量。計(jì)量容器中帶有活塞隔層，通過活塞下部與驅(qū)油劑之間的界面刻度來獲得各層吸液數(shù)據(jù)，產(chǎn)液端剖面變化則通過收集不同時(shí)刻各小層的采出液量來計(jì)算（圖3）。

圖3 “分注分采”層內(nèi)非均質(zhì)澆筑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程示意圖Fig.3 Diagram of experimental procedure of heterogeneous pouring core of separation injection and separation production

（2）研究層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層吸、產(chǎn)液剖面變化規(guī)律。①在巖心端安裝實(shí)驗(yàn)用閥門，稱干重后抽真空飽和模擬地層水，計(jì)算孔隙體積；②將巖心放入恒溫箱，溫度調(diào)至油藏溫度，飽和模擬油，完成飽和油后老化24 h，計(jì)算含油飽和度；③開展驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，驅(qū)替速度為0.5 mL/min，水驅(qū)至含水率為40%時(shí)注入Cr3+聚合物弱凝膠，再水驅(qū)至含水率為98%，記錄不同時(shí)刻的壓力、注入端各層吸液量和采出端產(chǎn)液量等數(shù)據(jù)；④根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，計(jì)算采收率并繪制相關(guān)圖版。

3 結(jié)果分析

3.1 層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層調(diào)驅(qū)過程中吸、產(chǎn)液剖面變化規(guī)律

3.1.1 Cr3+聚合物弱凝膠段塞尺寸對(duì)調(diào)驅(qū)效果的影響

（1）采收率。Cr3+聚合物弱凝膠段塞尺寸對(duì)調(diào)驅(qū)效果具有一定影響，采收率隨聚合物弱凝膠段塞尺寸的增加呈上升趨勢(shì)。在水驅(qū)階段，隨著注入水不斷驅(qū)替原油，水相滲透率增大，注入壓力減小。注入Cr3+聚合物弱凝膠后，其主要在高滲透層巖心內(nèi)部孔喉中不斷滯留，引起過流斷面減小，滲流阻力快速增大。注入壓力升高后，低滲透率層吸液量增大，驅(qū)油劑擴(kuò)大波及體積效果增強(qiáng)，含水率降幅增大，采收率增幅增大。當(dāng)Cr3+聚合物弱凝膠段塞尺寸超過0.4 PV 后，單位體積段塞尺寸調(diào)驅(qū)劑采收率僅提高2.32%，增幅值明顯減?。ū?、圖4）。

圖4 不同Cr3+聚合物弱凝膠段塞尺寸對(duì)應(yīng)的注入壓力（a）、含水率（b）、采收率（c）與注入PV 數(shù)的關(guān)系Fig.4 Relationship of PV number with injection pressure（a），water cut（b）and recovery（c）under different slug size of Cr3+polymer weak gel

表3 不同Cr3+聚合物弱凝膠段塞尺寸對(duì)采收率的影響Table 3 Experimental results of oil recovery under different slug size of Cr3+polymer weak gel

（2）分流率。無論是吸液剖面還是產(chǎn)液剖面，Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)對(duì)高、低滲透層分流率的變化均具有一定影響。水驅(qū)過程中，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，注入水首先進(jìn)入高滲透率層進(jìn)行驅(qū)替，隨著高滲透率層中含油飽和度降低，滲流阻力進(jìn)一步減小，分流率持續(xù)增加。水驅(qū)結(jié)束后，Cr3+聚合物弱凝膠在高滲透率層內(nèi)部滯留，調(diào)驅(qū)劑過流斷面減小，滲流阻力增大，吸液壓差減小，吸液量減少，分流率減小。當(dāng)Cr3+聚合物弱凝膠的注入量達(dá)到0.1 PV時(shí)，由于注入壓力升高，低滲透率層吸液量增大，分流率增大，聚合物弱凝膠進(jìn)入低滲透率層發(fā)揮驅(qū)油作用。當(dāng)注入量達(dá)到0.2 PV 時(shí)，低滲透率層中滲流阻力的增加速率大于其在高滲透率層中滲流阻力的增加速率，吸液端出現(xiàn)剖面返轉(zhuǎn)現(xiàn)象（表4、圖5）。

圖5 不同Cr3+聚合物弱凝膠段塞尺寸對(duì)應(yīng)的巖心吸液端（a）、產(chǎn)液端（b）分流率變化Fig.5 Flow distribution rate in core inlet（a）and outlet（b）under different slug size of Cr3+polymer weak gel

表4 不同Cr3+聚合物弱凝膠段塞尺寸對(duì)剖面變化的影響Table 4 Experimental results of profile change rule under different slug size of Cr3+polymer weak gel

Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)過程中，高、低滲透率層間存在壓差，壓力較低時(shí)注入端進(jìn)入低滲透率層的流體會(huì)繞流回高滲透率層，壓力較高時(shí)高滲透率層中滲流產(chǎn)生的層內(nèi)壓差會(huì)使部分高滲透率層中的流體通過層內(nèi)交滲進(jìn)入低滲透率層，產(chǎn)液端液流轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)（0.17 PV 左右）和剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)（0.3 PV 左右）都較注入端略晚。當(dāng)Cr3+聚合物弱凝膠注入量大于0.3 PV 時(shí)，雖然注入壓力持續(xù)升高，但進(jìn)入低滲透率層中發(fā)揮驅(qū)替作用的調(diào)驅(qū)劑量增加較少，有效擴(kuò)大波及體積有限，單位體積段塞尺寸Cr3+聚合物弱凝膠提高原油采收率增幅減小。因此，在礦場(chǎng)實(shí)施Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)時(shí)應(yīng)合理設(shè)計(jì)段塞尺寸，避免設(shè)計(jì)段塞尺寸過大造成后續(xù)注入調(diào)驅(qū)劑主要在高滲透率層內(nèi)低效循環(huán)。

3.1.2 巖心滲透率級(jí)差對(duì)Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)效果的影響

（1）采收率。巖心滲透率級(jí)差對(duì)Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)效果具有兩方面影響：①巖心滲透率級(jí)差越大，驅(qū)替相在高、低滲透率層中驅(qū)替前緣位置的差距越大，擴(kuò)大波及體積能力越弱；②Cr3+聚合物弱凝膠在高、低滲透率層內(nèi)部滯留引起的滲流阻力的變化差異越大，剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)越早，所以隨著巖心滲透率級(jí)差增大，水驅(qū)采收率和最終采收率均減?。ū?、圖6）。

表5 滲透率級(jí)差對(duì)采收率的影響Table 5 Experimental results of oil recovery under different permeability ratio

圖6 不同巖心滲透率級(jí)差對(duì)應(yīng)的注入壓力（a）、含水率（b）、采收率（c）與注入PV 數(shù)的關(guān)系Fig.6 Relationship of PV number with injection pressure（a），water cut（b）and recovery（c）under different core permeability ratio

（2）分流率。水驅(qū)階段，根據(jù)水電相似原則，注入水更容易進(jìn)入高滲透率層，隨巖心滲透率級(jí)差增大，高滲透率層分流率增加，高、低滲透率層中驅(qū)替前緣位置的差距增大，注入水?dāng)U大波及體積能力減弱，水驅(qū)采收率減小。Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)過程中，前期仍主要進(jìn)入高滲透率層，隨巖心滲透率級(jí)差增大，調(diào)驅(qū)劑在高滲透率層中滯留引起的滲流阻力的增加速率減小，高滲透率層中滲流阻力增加速率超過低滲透率層中滲流阻力增加速率所需時(shí)間延長(zhǎng)，注入端液流轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)由注入0.07 PV 對(duì)應(yīng)時(shí)刻延緩至注入0.12 PV 對(duì)應(yīng)時(shí)刻。Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)初期，注入壓力較小，低滲透率層吸液端進(jìn)入的Cr3+聚合物弱凝膠在巖心內(nèi)部受層內(nèi)壓差的影響會(huì)通過流體交滲重新進(jìn)入高滲透率層，產(chǎn)液端高滲透率層分流率繼續(xù)增大，液流轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)較吸液端有所延后，且延后時(shí)長(zhǎng)隨滲透率級(jí)差增大而增大。當(dāng)Cr3+聚合物弱凝膠在低滲透率層中滲流阻力的增加速率大于高滲透率層中滲流阻力的增加速率時(shí)，注入端發(fā)生吸液剖面返轉(zhuǎn)現(xiàn)象，巖心滲透率級(jí)差越大，Cr3+聚合物弱凝膠在高、低滲透率層內(nèi)部滯留引起的滲流阻力的變化越大，剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)由注入0.23 PV 對(duì)應(yīng)時(shí)刻提前至注入0.17 PV 對(duì)應(yīng)時(shí)刻。調(diào)驅(qū)中后期注入壓力較大，高滲透率層中流體仍能通過層內(nèi)流體交滲進(jìn)入低滲透率層，產(chǎn)液端表現(xiàn)為低滲透率層分流率持續(xù)增大，剖面返轉(zhuǎn)現(xiàn)象有所延后，且延后時(shí)長(zhǎng)隨滲透率級(jí)差增大而減?。ū?、圖7）。

圖7 不同巖心滲透率級(jí)差對(duì)應(yīng)的巖心吸液端（a）、產(chǎn)液端（b）各小層分流率與注入PV 數(shù)關(guān)系Fig.7 Relationship between flow distribution rate and PV number in core inlet（a）and outlet（b）under different core permeability ratio

表6 滲透率級(jí)差對(duì)剖面變化的影響Table 6 Experimental results of profile change under different permeability ratio

綜上所述，與滲透率級(jí)差較小的儲(chǔ)層相比，滲透率級(jí)差較大的儲(chǔ)層吸液端剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)提前，產(chǎn)液端液流轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)延后，剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)提前，調(diào)驅(qū)劑擴(kuò)大波及體積能力明顯減弱。由此可見，不同滲透率儲(chǔ)層應(yīng)采取不同的調(diào)驅(qū)工藝，滲透率級(jí)差較小的儲(chǔ)層可直接進(jìn)行調(diào)驅(qū)，滲透率級(jí)差較大的儲(chǔ)層可在調(diào)驅(qū)前實(shí)施化學(xué)調(diào)剖以改善儲(chǔ)層非均質(zhì)性，從而延緩剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)，提高驅(qū)油劑擴(kuò)大波及體積能力。

3.1.3 原油黏度對(duì)Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)效果的影響

（1）采收率。原油黏度越大，驅(qū)替相流度控制能力和驅(qū)油劑擴(kuò)大波及體積能力越弱，低滲透率層中滲流阻力越大，Cr3+聚合物弱凝膠在高滲透率層內(nèi)的液流轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)越晚，同時(shí)在不同滲透率層內(nèi)部滯留引起的滲流阻力變化差異越大，發(fā)生剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)越早。總之，隨原油黏度增加，水驅(qū)采收率和最終采收率均減?。ū?、圖8）。

表7 原油黏度對(duì)采收率的影響Table 7 Experimental results of oil recovery under different crude oil viscosity

圖8 不同原油黏度對(duì)應(yīng)的注入壓力（a）、含水率（b）、采收率（c）與注入PV 數(shù)的關(guān)系Fig.8 Relationship of PV number with injection pressure（a），water cut（b）and recovery（c）under different crude oil viscosity

（2）分流率。水驅(qū)階段，隨原油黏度增大，流度比增大，注入水流度控制能力減弱，注入水主要沿高滲透率層流動(dòng)，高滲透率層分流率增大，水驅(qū)采收率減小。Cr3+聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)過程中，調(diào)驅(qū)劑先進(jìn)入高滲透率層，注入壓力增大，當(dāng)高滲透率層滲流阻力的增加速率大于低滲透率層滲流阻力的增加速率時(shí)，低滲透率層吸液量增大，出現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向現(xiàn)象。原油黏度越大，高滲透率層中滲流阻力增加速率越小，因此注入端液流轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)隨原油黏度增大而延緩，然而，由于低滲透率層吸液量增大，調(diào)驅(qū)劑在低滲透中滲流阻力的增加速率進(jìn)一步增大，且增加速率與原油黏度呈正相關(guān)關(guān)系（表8、圖9）。

表8 原油黏度對(duì)剖面變化的影響Table 8 Experimental results of profile change under different crude oil viscosity

圖9 不同原油黏度對(duì)應(yīng)的巖心吸液端（a）、產(chǎn)液端（b）各小層分流率與注入PV 數(shù)關(guān)系Fig.9 Relationship between flow distribution rate and PV number in core inlet（a）and outlet（b）under different crude oil viscosity

隨原油黏度增大，低滲透率層中原油流動(dòng)所需的驅(qū)替壓力增大，Cr3+聚合物弱凝膠從吸液端低滲透率層進(jìn)入巖心后，水平滲流阻力大于垂向滲流阻力，受層內(nèi)壓差影響而繞流進(jìn)入高滲透率層的現(xiàn)象增強(qiáng)，產(chǎn)液端液流轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)延后，且延后時(shí)長(zhǎng)隨原油黏度增大而增大。調(diào)驅(qū)中后期注入壓力較大，高滲透率層中流體仍能通過層內(nèi)流體交滲進(jìn)入低滲透率層，產(chǎn)液端表現(xiàn)為低滲透率層分流率持續(xù)增大，剖面返轉(zhuǎn)現(xiàn)象有所延后。與原油黏度較小的儲(chǔ)層相比，原油黏度較大的儲(chǔ)層吸液端剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)提前，產(chǎn)液端液流轉(zhuǎn)向時(shí)機(jī)延后，剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)提前，最終采收率減小。由此可見，不同原油黏度的儲(chǔ)層應(yīng)采取不同的調(diào)驅(qū)工藝，高黏度原油儲(chǔ)層可在實(shí)施調(diào)驅(qū)過程中注入降黏劑或?qū)嵤岵?，從而提高調(diào)驅(qū)劑擴(kuò)大波及體積能力。

3.2 “堵/調(diào)/驅(qū)”組合改善調(diào)驅(qū)效果

通過分析層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)吸、產(chǎn)液剖面的變化規(guī)律可看出，連續(xù)相調(diào)驅(qū)劑聚合物弱凝膠進(jìn)入低滲透率層后會(huì)滯留于孔隙內(nèi)，造成層內(nèi)滲流阻力快速增大。當(dāng)聚合物弱凝膠在低滲透率層中滲流阻力的增加速率大于其在高滲透率層中滲流阻力的增加速率時(shí)，發(fā)生剖面反轉(zhuǎn)，調(diào)驅(qū)劑在高滲透率層低效或無效循環(huán)，不僅低滲透率層無法高效動(dòng)用，高滲透率層滲透率也會(huì)隨沖刷作用增強(qiáng)而增大，引起儲(chǔ)層非均質(zhì)性加劇，造成低滲透率層的動(dòng)用效果進(jìn)一步減弱。如果儲(chǔ)層原始非均質(zhì)性較強(qiáng)或原油黏度較高，低滲透率層的動(dòng)用難度將進(jìn)一步加劇。因此，擴(kuò)大調(diào)驅(qū)劑的宏觀波及體積能力，改善調(diào)驅(qū)劑在低滲透率層中的驅(qū)替效果是海上化學(xué)驅(qū)油田進(jìn)一步提高原油采收率的關(guān)鍵所在。針對(duì)調(diào)驅(qū)劑低效或無效循環(huán)、連續(xù)相調(diào)驅(qū)劑無法選擇性封堵大孔喉且在低滲層中滲流阻力上升過快、原油黏度過高造成不利流度比等問題，提出利用“有機(jī)/無機(jī)”復(fù)合凝膠體系封堵高滲透率層、聚合物微球強(qiáng)化孔喉尺度液流轉(zhuǎn)向效果和稠油流度改善劑提高驅(qū)油效率（“堵/調(diào)/驅(qū)”組合）來改善化學(xué)調(diào)驅(qū)效果。聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)后期，不同條件下的增油效果不同，具體增油效果為“堵/調(diào)/驅(qū)”>堵>調(diào)/驅(qū)>水驅(qū)（表9）?！岸?調(diào)/驅(qū)”組合作業(yè)可在封堵高滲透率層、改善儲(chǔ)層非均質(zhì)性的基礎(chǔ)上，在低滲透率層發(fā)揮微觀液流轉(zhuǎn)向及高效驅(qū)替作用，最終實(shí)現(xiàn)大幅度提高原油采收率的目標(biāo)。

表9 “堵/調(diào)/驅(qū)”組合改善化學(xué)調(diào)驅(qū)效果Table 9 Experimental data of oil recovery improved by plugging/profile control/flooding combination

3.3 “堵/調(diào)/驅(qū)”組合提高采收率機(jī)理

3.3.1 “優(yōu)勢(shì)滲流通道封堵”擴(kuò)大宏觀波及體積

在水驅(qū)過程中，高滲透率層滲流阻力較小，啟動(dòng)壓力較低，吸液壓差和吸液量較大，水驅(qū)波及體積范圍大，采出程度較高。隨著水驅(qū)程度逐漸提高，高滲透率層吸液壓差和吸液量不斷增大，驅(qū)油劑對(duì)高滲透率層巖石結(jié)構(gòu)的沖刷破壞作用增強(qiáng)，最終形成“優(yōu)勢(shì)滲流通道”［22-23］。利用封堵體系治理“優(yōu)勢(shì)滲流通道”，從而降低高滲透率層的滲透率是增大中低滲透率層吸液量的重要措施。在封堵體系注入過程中，其首先進(jìn)入高滲透率層并發(fā)生滯留，封堵體系在儲(chǔ)層內(nèi)部成膠后，巖心孔隙過流斷面減小，滲流阻力增大，吸液能力降低。在注液速度保持恒定條件下隨著注入壓力增大，中低滲透率層吸液壓差和吸液量增大，最終達(dá)到擴(kuò)大波及體積范圍和提高采收率的目的［24］（圖10）。因此，“優(yōu)勢(shì)滲流通道封堵”可有效改善儲(chǔ)層非均質(zhì)性，提高驅(qū)油劑宏觀波及體積。

圖10 “優(yōu)勢(shì)滲流通道封堵”提高采收率微觀可視化實(shí)驗(yàn)Fig.10 Microscopic visualization experimental results of EOR by plugging of dominant seepage channel

3.3.2 “聚合物微球微觀液流轉(zhuǎn)向+高效驅(qū)油”提高原油采收率

水驅(qū)過程中，注入水沿滲流阻力較小的大孔道流動(dòng)，中小孔喉中的剩余油難以得到有效動(dòng)用（圖11a）。水驅(qū)結(jié)束后，單獨(dú)注入聚合物微球體系時(shí)（圖11b），聚合物微球攜帶液首先進(jìn)入“優(yōu)勢(shì)滲流通道”，并在其中運(yùn)移，一旦聚合物微球進(jìn)入變徑孔隙或喉道處就會(huì)產(chǎn)生橋堵，進(jìn)而改變局部壓力場(chǎng)和流場(chǎng)，使攜帶液進(jìn)入水驅(qū)難以波及的孔喉區(qū)域，可提高剩余油采出程度。此時(shí)，若注入“聚合物微球/高效驅(qū)油劑”復(fù)合調(diào)驅(qū)體系，聚合物微球在變徑孔隙或喉道處發(fā)生橋堵［25-26］，高效驅(qū)油劑可進(jìn)入未波及孔喉區(qū)域（圖11c）。不同于單純水驅(qū)，高效驅(qū)油劑可在降低原油黏度的同時(shí)降低油水界面張力，能夠在未波及區(qū)域提高驅(qū)油效率，將孔喉壁面的原油剝離下來，進(jìn)而提高原油采收率。

圖11 調(diào)驅(qū)微觀機(jī)理作用示意圖Fig.11 Diagram of microcosmic mechanism of profile control and flooding

3.3.3 “堵/調(diào)/驅(qū)”組合增油機(jī)理

受沉積環(huán)境影響，油層無論是縱向上還是平面上都存在嚴(yán)重的非均質(zhì)性，導(dǎo)致注入水主要進(jìn)入高滲透率層或大孔道，中低滲透率層或小孔道難以波及［27］。海上油田原油黏度較大，驅(qū)替相與被驅(qū)替相間流度差異大，即使在波及區(qū)域內(nèi)，驅(qū)替相也容易發(fā)生指進(jìn)現(xiàn)象，造成驅(qū)替前緣不均勻。因此，擴(kuò)大宏觀、微觀波及體積和提高驅(qū)油效率是海上非均質(zhì)油藏提高采收率的關(guān)鍵所在。在“優(yōu)勢(shì)滲流通道”封堵過程中，復(fù)合凝膠主要進(jìn)入高滲透率層發(fā)揮封堵作用，“優(yōu)勢(shì)滲流通道”得到治理后，后續(xù)水驅(qū)主要?jiǎng)佑米⑷攵烁浇械蜐B透率層中的剩余油。然而，封堵體系注入量有限，僅能改善施工區(qū)附近儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，后續(xù)注入水會(huì)對(duì)儲(chǔ)層內(nèi)部凝膠造成一定沖刷，降低了“優(yōu)勢(shì)滲流通道”的封堵效果。因此，亟待在“優(yōu)勢(shì)滲流通道”有效治理期內(nèi)提高調(diào)驅(qū)劑在中低滲透率層內(nèi)部的微觀液流轉(zhuǎn)向能力及驅(qū)油效率。封堵所用的復(fù)合凝膠初始黏度較小，注入過程中幾乎不進(jìn)入中低滲透率層，成膠后黏度較大，可對(duì)優(yōu)勢(shì)滲流通道進(jìn)行高效封堵，儲(chǔ)層非均質(zhì)性得到改善后，注入壓力增大，中低滲透率層吸液量增大，注入“聚合物微球/高效驅(qū)油劑”復(fù)合體系，聚合物微球在變徑孔隙或喉道處發(fā)生橋堵后，高效驅(qū)油劑可進(jìn)入未波及孔喉區(qū)域高效驅(qū)替原油。綜上所述，“堵/調(diào)/驅(qū)”組合可從擴(kuò)大宏觀、微觀波及體積和提高洗油效率3 個(gè)方面實(shí)現(xiàn)改善油田原油采出程度的目的。

4 結(jié)論

（1）層內(nèi)非均質(zhì)儲(chǔ)層吸、產(chǎn)液剖面變化受調(diào)驅(qū)劑注入段塞尺寸、儲(chǔ)層滲透率和原油黏度等因素影響。對(duì)于層內(nèi)非均質(zhì)巖心，受層內(nèi)壓差影響，巖心內(nèi)部存在層內(nèi)流體交滲現(xiàn)象，吸液端與產(chǎn)液端的液流轉(zhuǎn)向、剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)存在差異。

（2）化學(xué)調(diào)驅(qū)過程中，要合理設(shè)計(jì)調(diào)驅(qū)劑段塞尺寸，對(duì)滲透率級(jí)差和原油黏度均較大的儲(chǔ)層要提前實(shí)施高滲透率層封堵和原油降黏措施，從而延長(zhǎng)液流轉(zhuǎn)向時(shí)間，并延緩吸液剖面返轉(zhuǎn)時(shí)機(jī)，提高調(diào)驅(qū)劑擴(kuò)大波及體積能力。

（3）對(duì)于強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層存在的調(diào)驅(qū)劑低效或無效循環(huán)、連續(xù)相調(diào)驅(qū)劑無法選擇性封堵大孔喉且在低滲透率層滲流阻力上升過快、原油黏度過高造成不利流度比等問題，可利用“堵/調(diào)/驅(qū)”組合改善化學(xué)調(diào)驅(qū)效果。