近年来，渤海油田在SZ36-1，JZ9-3和LD10-1等区块开展了化学调驱矿场试验^[1-3]，油层压力得到有效保持，原油产量显著提高。然而，在化学调驱过程中，调驱剂会不可避免地进入中低渗透率层，使渗流阻力增大，当中低渗透率层渗流阻力的增加速率大于高渗透率层渗流阻力的增加速率时^[4-5]，会发生吸液剖面返转现象^[6-7]，调驱剂扩大波及体积能力减弱，原油采收率下降。吸液剖面返转是化学调驱过程中客观存在的生产现象，无法彻底消除，只能在掌握剖面返转规律的基础上制定相关措施来延缓剖面返转时机。化学调驱剂的渗流阻力与储层物性和流体性质密切相关，只有掌握不同储层物性和流体性质的剖面返转规律，才能预测不同物性区块在开发过程中的剖面返转问题，进而在矿场应用中提出解决方案。

渤海油田受沉积环境和现有试井技术影响，层系划分难度大，实际划分的产油层厚度较大^[8-10]，油田开发过程中层间、层内矛盾严重。层间非均质性对化学驱开发效果的影响机理可通过测试驱替压力及不同岩心的分流率、采收率和含水率来实现^[11]，层内非均质性对化学驱开发效果的影响机理少有报道。准确描述层内非均质性储层吸、产液剖面的变化对于开发以厚油层为主的渤海油田至关重要，亟待通过相关实验探究层内非均质性储层化学调驱过程中吸、产液剖面的变化规律，以了解储层物性、流体性质和施工工艺对储层开发效果的影响。模拟渤海油田LD10-1区块Cr³⁺聚合物弱凝胶调驱，利用“分注分采”层内非均质岩心驱替实验，探讨聚合物弱凝胶段塞尺寸、岩心渗透率和原油黏度等对海上油田化学调驱过程中吸、产液剖面变化规律的影响；为改善储层非均质性、强化微观液流转向效果和提高微观洗油效率等，提出“堵/调/驱”的组合方式，综合改善渤海油田化学调驱后期开发效果，以期为渤海油田科学设计化学调驱方案和实施延缓吸液剖面返转技术提供理论依据。

渤海油田LD10- 1区块为旅大油田群的主力区块，位于辽东湾盆地辽西低凸起中段（图 1）。该区块西北侧以辽西1号断层为边界，东南侧呈缓坡向辽中凹陷过渡，整体呈北东向展布，构造高部位较陡，低部位较平缓，表现为在古潜山背景下发育起来的断层-半背斜油田。区块内断层发育较少，且主要位于辽西1号断层附近，表现为一系列近北东—南西向的次生小断层，且均为正断层。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 辽东湾盆地构造单元划分（a）及渐新统地层综合柱状图（b）[12-13] F1. 辽西1号断层；F2. 辽西2号断层；F3. 辽西3号断层；F4. 旅大4号断层；F5. 辽中1号断层；F6. 辽中2号断层；F7. 辽东1号断层；F8. 辽东2号断层。 Fig. 1 Tectonic units(a)and stratigraphic column of Oligocene(b)of Liaodong Bay Basin

根据区域构造和沉积演化特征将LD10-1区块自下而上划分为渐新统东营组三段（东三段）、东营组二段（东二段）、东营组一段（东一段），新近系馆陶组、明化镇组及第四系平原组，含油层系主要位于古近系东二段。本次研究目的层为东二下亚段Ⅱ，Ⅲ油组，埋深为1 500~1 800 m，岩性主要为浅灰绿色泥岩、细砂岩和粉砂岩，主要表现为辫状河三角洲前缘沉积，储层及油品性质较好，但平面上储层厚度变化较大，非均质性较强，注入水时突进现象严重，部分油井含水率上升快。

实验药剂：①“高分”聚合物，其有效质量分数为90%，中国石油大庆炼化公司生产；②有机铬交联剂^[14]，其有效质量分数为2.7%，“有机/无机”复合凝胶体系^[15]，聚合物微球^[16]，东北石油大学自制；③稠油流度改善剂^[17]，胜利恒宇公司生产。实验中Cr³⁺聚合物弱凝胶的聚合物质量浓度为1 200 mg/L，聚铬比为180∶1，黏度约为9 mPa·s，体系以分子内交联为主，注入时间段内体系黏度基本不变，但黏弹性和滞留能力强于等浓度的聚合物溶液^[15]。

实验用油为渤海LD10-1区块脱气原油与煤油混合而成的3种模拟油，65 ℃时黏度分别为17 mPa·s，70 mPa·s和200 mPa·s。实验用水为LD10-1区块模拟注入水（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 实验用溶剂水离子组成 Table 1 Ion composition of solvent water in experiment  mg/L ρ（离子） 总矿化度 Ca2+ Mg2+ Na+ CO32- HCO3- Cl- SO42- 826.7 60.8 2 968.8 0 208.7 6 051.6 60.0 10 176.6

下载CSV 表 1 实验用溶剂水离子组成 Table 1 Ion composition of solvent water in experiment

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心^[18-19]，包括长条层内非均质岩心和“分注分采”层内非均质浇筑岩心。长条层内非均质岩心几何尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，3个渗透率小层的气测渗透率（K_g）分别为6 000 mD，2 000 mD和300 mD，各小层厚度均为1.5 cm。“分注分采”层内非均质浇筑岩心^[11]几何尺寸为4.5 cm×6.0 cm×30.0 cm，各小层厚度均为3.0 cm。在“分注分采”层内非均质岩心制作过程中，预先在注入端和采出端各渗透率层间布置超薄铝片（0.5 cm×4.5 cm×0.1 mm），用以在注入端和采出端分隔高低渗透率层，并同时通过端盖将岩心各小层进行分隔，不仅可以实现“分注分采”，还可以反映岩心内部流体的交渗（图 2）。岩心渗透率取值参照LD10-1区块典型物性参数（表 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 “分注分采”层内非均质浇筑岩心结构示意图 Fig. 2 Diagram of heterogeneous pouring core structure of separation injection and separation production

表 2(Table 2)

表 2 实验用人造岩心渗透率参数 Table 2 Permeability parameters of artificial cores for experiments  mD 岩心 渗透率 低渗透率层 高渗透率层 岩心Ⅰ 300 900 岩心Ⅱ 300 2 700 岩心Ⅲ 300 4 500

下载CSV 表 2 实验用人造岩心渗透率参数 Table 2 Permeability parameters of artificial cores for experiments

近年来，吸液剖面变化规律的研究已成为认清储层剩余油动用情况和分布的重要途径^[20-21]。将不同渗透率的均质岩心并联后开展驱替实验，通过收集实验过程中各个岩心出口端采出的油水量，计算不同层位的分流率、含水率和采收率，以此了解并联岩心吸液剖面的变化规律及其对开发效果的影响。在并联岩心实验过程中，各渗透率岩心间无法实现流体交渗，实验结果只能反映层间非均质油藏吸液剖面的变化规律。渤海油田储层厚度较大，存在较强的层内非均质性，层内非均质油藏吸液剖面的变化规律是目前急需却又难以系统获取的信息。为此，基于“分注分采”层内非均质浇筑岩心提出一种定量研究层内非均质储层吸液剖面变化规律的实验方法，可在模拟层内非均质储层物性基础上，实现注入端、采出端剖面变化监测的目的。实验步骤如下。

（1）建立吸、产液剖面监测技术。在注入端利用分层计量方式量化进入不同渗透率小层的液量。计量容器中带有活塞隔层，通过活塞下部与驱油剂之间的界面刻度来获得各层吸液数据，产液端剖面变化则通过收集不同时刻各小层的采出液量来计算（图 3）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 “分注分采”层内非均质浇筑岩心驱替实验流程示意图 Fig. 3 Diagram of experimental procedure of heterogeneous pouring core of separation injection and separation production

（2）研究层内非均质储层吸、产液剖面变化规律。①在岩心端安装实验用阀门，称干重后抽真空饱和模拟地层水，计算孔隙体积；②将岩心放入恒温箱，温度调至油藏温度，饱和模拟油，完成饱和油后老化24h，计算含油饱和度；③开展驱替实验，驱替速度为0.5mL/min，水驱至含水率为40%时注入Cr³⁺聚合物弱凝胶，再水驱至含水率为98%，记录不同时刻的压力、注入端各层吸液量和采出端产液量等数据；④根据实验数据，计算采收率并绘制相关图版。

（1）采收率。Cr³⁺聚合物弱凝胶段塞尺寸对调驱效果具有一定影响，采收率随聚合物弱凝胶段塞尺寸的增加呈上升趋势。在水驱阶段，随着注入水不断驱替原油，水相渗透率增大，注入压力减小。注入Cr³⁺聚合物弱凝胶后，其主要在高渗透层岩心内部孔喉中不断滞留，引起过流断面减小，渗流阻力快速增大。注入压力升高后，低渗透率层吸液量增大，驱油剂扩大波及体积效果增强，含水率降幅增大，采收率增幅增大。当Cr³⁺聚合物弱凝胶段塞尺寸超过0.4 PV后，单位体积段塞尺寸调驱剂采收率仅提高2.32%，增幅值明显减小（表 3、图 4）。

表 3(Table 3)

表 3 不同Cr3+聚合物弱凝胶段塞尺寸对采收率的影响 Table 3 Experimental results of oil recovery under different slug size of Cr3+ polymer weak gel 实验方案 Cr3+聚合物弱凝胶段塞尺寸/PV 含油饱和度/% 采收率/% 水驱 最终 增幅 2-1 0.3 74.5 11.84 48.20 36.36 2-2 0.4 73.1 12.38 54.96 42.58 2-3 0.5 73.8 12.74 57.64 44.90

下载CSV 表 3 不同Cr3+聚合物弱凝胶段塞尺寸对采收率的影响 Table 3 Experimental results of oil recovery under different slug size of Cr3+ polymer weak gel

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 不同Cr3+聚合物弱凝胶段塞尺寸对应的注入压力（a）、含水率（b）、采收率（c）与注入PV数的关系 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

（2）分流率。无论是吸液剖面还是产液剖面，Cr³⁺聚合物弱凝胶调驱对高、低渗透层分流率的变化均具有一定影响。水驱过程中，受储层非均质性影响，注入水首先进入高渗透率层进行驱替，随着高渗透率层中含油饱和度降低，渗流阻力进一步减小，分流率持续增加。水驱结束后，Cr³⁺聚合物弱凝胶在高渗透率层内部滞留，调驱剂过流断面减小，渗流阻力增大，吸液压差减小，吸液量减少，分流率减小。当Cr³⁺聚合物弱凝胶的注入量达到0.1 PV时，由于注入压力升高，低渗透率层吸液量增大，分流率增大，聚合物弱凝胶进入低渗透率层发挥驱油作用。当注入量达到0.2 PV时，低渗透率层中渗流阻力的增加速率大于其在高渗透率层中渗流阻力的增加速率，吸液端出现剖面返转现象（表 4、图 5）。

表 4(Table 4)

表 4 不同Cr3+聚合物弱凝胶段塞尺寸对剖面变化的影响 Table 4 Experimental results of profile change rule under different slug size of Cr3+ polymer weak gel 实验方案 段塞尺寸/PV 含油饱和度/% 液流转向时机/PV 剖面返转时机/PV 注入端 采出端 注入端 采出端 2-1 0.3 74.5 0.11 0.18 0.20 0.30 2-2 0.4 73.1 0.10 0.17 0.19 0.32 2-3 0.5 73.8 0.09 0.17 0.21 0.30 注：液流转向、剖面返转时机指对应时刻Cr3+聚合物弱凝胶注入量，下文相同。

下载CSV 表 4 不同Cr3+聚合物弱凝胶段塞尺寸对剖面变化的影响 Table 4 Experimental results of profile change rule under different slug size of Cr3+ polymer weak gel

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 不同Cr3+聚合物弱凝胶段塞尺寸对应的岩心吸液端（a）、产液端（b）分流率变化 Fig. 5 Flow distribution rate in core inlet(a)and outlet (b)under different slug size of Cr3+ polymer weak gel

Cr³⁺聚合物弱凝胶调驱过程中，高、低渗透率层间存在压差，压力较低时注入端进入低渗透率层的流体会绕流回高渗透率层，压力较高时高渗透率层中渗流产生的层内压差会使部分高渗透率层中的流体通过层内交渗进入低渗透率层，产液端液流转向时机（0.17 PV左右）和剖面返转时机（0.3 PV左右）都较注入端略晚。当Cr³⁺聚合物弱凝胶注入量大于0.3 PV时，虽然注入压力持续升高，但进入低渗透率层中发挥驱替作用的调驱剂量增加较少，有效扩大波及体积有限，单位体积段塞尺寸Cr³⁺聚合物弱凝胶提高原油采收率增幅减小。因此，在矿场实施Cr³⁺聚合物弱凝胶调驱时应合理设计段塞尺寸，避免设计段塞尺寸过大造成后续注入调驱剂主要在高渗透率层内低效循环。

（1）采收率。岩心渗透率级差对Cr³⁺聚合物弱凝胶调驱效果具有两方面影响：①岩心渗透率级差越大，驱替相在高、低渗透率层中驱替前缘位置的差距越大，扩大波及体积能力越弱；②Cr³⁺聚合物弱凝胶在高、低渗透率层内部滞留引起的渗流阻力的变化差异越大，剖面返转时机越早，所以随着岩心渗透率级差增大，水驱采收率和最终采收率均减小（表 5、图 6）。

表 5(Table 5)

表 5 渗透率级差对采收率的影响 Table 5 Experimental results of oil recovery under different permeability ratio 实验方案 岩心类型 小层渗透率/mD 岩心级差 含油饱和度/% 采收率/% 高渗透率层 低渗透率层 水驱 最终 增幅 2-4 Ⅰ 900 300 3 75.5 14.63 63.49 48.86 2-5 Ⅱ 2 700 300 9 73.1 12.38 54.96 42.58 2-6 Ⅲ 4 500 300 15 73.7 10.50 49.23 38.73

下载CSV 表 5 渗透率级差对采收率的影响 Table 5 Experimental results of oil recovery under different permeability ratio

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 不同岩心渗透率级差对应的注入压力（a）、含水率（b）、采收率（c）与注入PV数的关系 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。水驱阶段，根据水电相似原则，注入水更容易进入高渗透率层，随岩心渗透率级差增大，高渗透率层分流率增加，高、低渗透率层中驱替前缘位置的差距增大，注入水扩大波及体积能力减弱，水驱采收率减小。Cr³⁺聚合物弱凝胶调驱过程中，前期仍主要进入高渗透率层，随岩心渗透率级差增大，调驱剂在高渗透率层中滞留引起的渗流阻力的增加速率减小，高渗透率层中渗流阻力增加速率超过低渗透率层中渗流阻力增加速率所需时间延长，注入端液流转向时机由注入0.07 PV对应时刻延缓至注入0.12 PV对应时刻。Cr³⁺聚合物弱凝胶调驱初期，注入压力较小，低渗透率层吸液端进入的Cr³⁺聚合物弱凝胶在岩心内部受层内压差的影响会通过流体交渗重新进入高渗透率层，产液端高渗透率层分流率继续增大，液流转向时机较吸液端有所延后，且延后时长随渗透率级差增大而增大。当Cr³⁺聚合物弱凝胶在低渗透率层中渗流阻力的增加速率大于高渗透率层中渗流阻力的增加速率时，注入端发生吸液剖面返转现象，岩心渗透率级差越大，Cr³⁺聚合物弱凝胶在高、低渗透率层内部滞留引起的渗流阻力的变化越大，剖面返转时机由注入0.23 PV对应时刻提前至注入0.17 PV对应时刻。调驱中后期注入压力较大，高渗透率层中流体仍能通过层内流体交渗进入低渗透率层，产液端表现为低渗透率层分流率持续增大，剖面返转现象有所延后，且延后时长随渗透率级差增大而减小（表 6、图 7）。

表 6(Table 6)

表 6 渗透率级差对剖面变化的影响 Table 6 Experimental results of profile change under different permeability ratio 实验方案 岩心类型 含油饱和度/% 液流转向时机/PV 剖面返转时机/PV 注入端 采出端 注入端 采出端 2-4 Ⅰ 75.5 0.07 0.12 0.23 0.35 2-5 Ⅱ 73.1 0.10 0.17 0.19 0.32 2-6 Ⅲ 73.7 0.12 0.21 0.17 0.28

下载CSV 表 6 渗透率级差对剖面变化的影响 Table 6 Experimental results of profile change under different permeability ratio

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 不同岩心渗透率级差对应的岩心吸液端（a）、产液端（b）各小层分流率与注入PV数关系 Fig. 7 Relationship between flow distribution rate and PV number in core inlet(a)and outlet(b)under different core permeability ratio

综上所述，与渗透率级差较小的储层相比，渗透率级差较大的储层吸液端剖面返转时机提前，产液端液流转向时机延后，剖面返转时机提前，调驱剂扩大波及体积能力明显减弱。由此可见，不同渗透率储层应采取不同的调驱工艺，渗透率级差较小的储层可直接进行调驱，渗透率级差较大的储层可在调驱前实施化学调剖以改善储层非均质性，从而延缓剖面返转时机，提高驱油剂扩大波及体积能力。

（1）采收率。原油黏度越大，驱替相流度控制能力和驱油剂扩大波及体积能力越弱，低渗透率层中渗流阻力越大，Cr³⁺聚合物弱凝胶在高渗透率层内的液流转向时机越晚，同时在不同渗透率层内部滞留引起的渗流阻力变化差异越大，发生剖面返转时机越早。总之，随原油黏度增加，水驱采收率和最终采收率均减小（表 7、图 8）。

表 7(Table 7)

表 7 原油黏度对采收率的影响 Table 7 Experimental results of oil recovery under different crude oil viscosity 实验方案 原油黏度/（mPa·s） 含油饱和度/% 采收率/% 水驱 最终 增幅 2-7 17 73.1 12.38 54.96 42.58 2-8 70 74.2 9.67 42.95 33.28 2-9 200 75.5 7.89 26.81 18.92

下载CSV 表 7 原油黏度对采收率的影响 Table 7 Experimental results of oil recovery under different crude oil viscosity

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 不同原油黏度对应的注入压力（a）、含水率（b）、采收率（c）与注入PV数的关系 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。水驱阶段，随原油黏度增大，流度比增大，注入水流度控制能力减弱，注入水主要沿高渗透率层流动，高渗透率层分流率增大，水驱采收率减小。Cr³⁺聚合物弱凝胶调驱过程中，调驱剂先进入高渗透率层，注入压力增大，当高渗透率层渗流阻力的增加速率大于低渗透率层渗流阻力的增加速率时，低渗透率层吸液量增大，出现液流转向现象。原油黏度越大，高渗透率层中渗流阻力增加速率越小，因此注入端液流转向时机随原油黏度增大而延缓，然而，由于低渗透率层吸液量增大，调驱剂在低渗透中渗流阻力的增加速率进一步增大，且增加速率与原油黏度呈正相关关系（表 8、图 9）。

表 8(Table 8)

表 8 原油黏度对剖面变化的影响 Table 8 Experimental results of profile change under different crude oil viscosity 实验方案 原油黏度/（mPa·s） 含油饱和度/% 液流转向时机/PV 剖面返转时机/PV 注入端 采出端 注入端 采出端 2-7 17 73.1 0.10 0.17 0.19 0.32 2-8 70 74.2 0.12 0.22 0.18 0.30 2-9 200 75.5 0.13 0.25 0.17 0.28

下载CSV 表 8 原油黏度对剖面变化的影响 Table 8 Experimental results of profile change under different crude oil viscosity

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 不同原油黏度对应的岩心吸液端（a）、产液端（b）各小层分流率与注入PV数关系 Fig. 9 Relationship between flow distribution rate and PV number in core inlet(a)and outlet(b)under different crude oil viscosity

随原油黏度增大，低渗透率层中原油流动所需的驱替压力增大，Cr³⁺聚合物弱凝胶从吸液端低渗透率层进入岩心后，水平渗流阻力大于垂向渗流阻力，受层内压差影响而绕流进入高渗透率层的现象增强，产液端液流转向时机延后，且延后时长随原油黏度增大而增大。调驱中后期注入压力较大，高渗透率层中流体仍能通过层内流体交渗进入低渗透率层，产液端表现为低渗透率层分流率持续增大，剖面返转现象有所延后。与原油黏度较小的储层相比，原油黏度较大的储层吸液端剖面返转时机提前，产液端液流转向时机延后，剖面返转时机提前，最终采收率减小。由此可见，不同原油黏度的储层应采取不同的调驱工艺，高黏度原油储层可在实施调驱过程中注入降黏剂或实施热采，从而提高调驱剂扩大波及体积能力。

通过分析层内非均质储层聚合物弱凝胶调驱吸、产液剖面的变化规律可看出，连续相调驱剂聚合物弱凝胶进入低渗透率层后会滞留于孔隙内，造成层内渗流阻力快速增大。当聚合物弱凝胶在低渗透率层中渗流阻力的增加速率大于其在高渗透率层中渗流阻力的增加速率时，发生剖面反转，调驱剂在高渗透率层低效或无效循环，不仅低渗透率层无法高效动用，高渗透率层渗透率也会随冲刷作用增强而增大，引起储层非均质性加剧，造成低渗透率层的动用效果进一步减弱。如果储层原始非均质性较强或原油黏度较高，低渗透率层的动用难度将进一步加剧。因此，扩大调驱剂的宏观波及体积能力，改善调驱剂在低渗透率层中的驱替效果是海上化学驱油田进一步提高原油采收率的关键所在。针对调驱剂低效或无效循环、连续相调驱剂无法选择性封堵大孔喉且在低渗层中渗流阻力上升过快、原油黏度过高造成不利流度比等问题，提出利用“有机/无机”复合凝胶体系封堵高渗透率层、聚合物微球强化孔喉尺度液流转向效果和稠油流度改善剂提高驱油效率（“堵/调/驱”组合）来改善化学调驱效果。聚合物弱凝胶调驱后期，不同条件下的增油效果不同，具体增油效果为“堵/调/驱”>堵>调/驱>水驱（表 9）。“堵/调/驱”组合作业可在封堵高渗透率层、改善储层非均质性的基础上，在低渗透率层发挥微观液流转向及高效驱替作用，最终实现大幅度提高原油采收率的目标。

表 9(Table 9)

表 9 “堵/调/驱”组合改善化学调驱效果 Table 9 Experimental data of oil recovery improved by plugging/profile control/flooding combination 聚驱后措施 含油饱和度/% 采收率/% 对比后续水驱提高采收率/% 基础 最终 增幅 水驱 75.2 23.2 29.7 6.5 — 调/驱 75.8 23.4 32.8 9.4 2.9 堵 75.5 23.6 37.1 13.5 7.0 堵/调/驱 76.2 23.3 39.5 16.2 10.3

下载CSV 表 9 “堵/调/驱”组合改善化学调驱效果 Table 9 Experimental data of oil recovery improved by plugging/profile control/flooding combination

在水驱过程中，高渗透率层渗流阻力较小，启动压力较低，吸液压差和吸液量较大，水驱波及体积范围大，采出程度较高。随着水驱程度逐渐提高，高渗透率层吸液压差和吸液量不断增大，驱油剂对高渗透率层岩石结构的冲刷破坏作用增强，最终形成“优势渗流通道”^[22-23]。利用封堵体系治理“优势渗流通道”，从而降低高渗透率层的渗透率是增大中低渗透率层吸液量的重要措施。在封堵体系注入过程中，其首先进入高渗透率层并发生滞留，封堵体系在储层内部成胶后，岩心孔隙过流断面减小，渗流阻力增大，吸液能力降低。在注液速度保持恒定条件下随着注入压力增大，中低渗透率层吸液压差和吸液量增大，最终达到扩大波及体积范围和提高采收率的目的^[24]（图 10）。因此，“优势渗流通道封堵”可有效改善储层非均质性，提高驱油剂宏观波及体积。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 “优势渗流通道封堵”提高采收率微观可视化实验 Fig. 10 Microscopic visualization experimental results of EOR by plugging of dominant seepage channel

水驱过程中，注入水沿渗流阻力较小的大孔道流动，中小孔喉中的剩余油难以得到有效动用（图 11a）。水驱结束后，单独注入聚合物微球体系时（图 11b），聚合物微球携带液首先进入“优势渗流通道”，并在其中运移，一旦聚合物微球进入变径孔隙或喉道处就会产生桥堵，进而改变局部压力场和流场，使携带液进入水驱难以波及的孔喉区域，可提高剩余油采出程度。此时，若注入“聚合物微球/高效驱油剂”复合调驱体系，聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵^[25-26]，高效驱油剂可进入未波及孔喉区域（图 11c）。不同于单纯水驱，高效驱油剂可在降低原油黏度的同时降低油水界面张力，能够在未波及区域提高驱油效率，将孔喉壁面的原油剥离下来，进而提高原油采收率。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 调驱微观机理作用示意图 Fig. 11 Diagram of microcosmic mechanism of profile control and flooding

受沉积环境影响，油层无论是纵向上还是平面上都存在严重的非均质性，导致注入水主要进入高渗透率层或大孔道，中低渗透率层或小孔道难以波及^[27]。海上油田原油黏度较大，驱替相与被驱替相间流度差异大，即使在波及区域内，驱替相也容易发生指进现象，造成驱替前缘不均匀。因此，扩大宏观、微观波及体积和提高驱油效率是海上非均质油藏提高采收率的关键所在。在“优势渗流通道”封堵过程中，复合凝胶主要进入高渗透率层发挥封堵作用，“优势渗流通道”得到治理后，后续水驱主要动用注入端附近中低渗透率层中的剩余油。然而，封堵体系注入量有限，仅能改善施工区附近储层的非均质性，后续注入水会对储层内部凝胶造成一定冲刷，降低了“优势渗流通道”的封堵效果。因此，亟待在“优势渗流通道”有效治理期内提高调驱剂在中低渗透率层内部的微观液流转向能力及驱油效率。封堵所用的复合凝胶初始黏度较小，注入过程中几乎不进入中低渗透率层，成胶后黏度较大，可对优势渗流通道进行高效封堵，储层非均质性得到改善后，注入压力增大，中低渗透率层吸液量增大，注入“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵后，高效驱油剂可进入未波及孔喉区域高效驱替原油。综上所述，“堵/调/驱”组合可从扩大宏观、微观波及体积和提高洗油效率3个方面实现改善油田原油采出程度的目的。

（1）层内非均质储层吸、产液剖面变化受调驱剂注入段塞尺寸、储层渗透率和原油黏度等因素影响。对于层内非均质岩心，受层内压差影响，岩心内部存在层内流体交渗现象，吸液端与产液端的液流转向、剖面返转时机存在差异。

（2）化学调驱过程中，要合理设计调驱剂段塞尺寸，对渗透率级差和原油黏度均较大的储层要提前实施高渗透率层封堵和原油降黏措施，从而延长液流转向时间，并延缓吸液剖面返转时机，提高调驱剂扩大波及体积能力。

（3）对于强非均质性储层存在的调驱剂低效或无效循环、连续相调驱剂无法选择性封堵大孔喉且在低渗透率层渗流阻力上升过快、原油黏度过高造成不利流度比等问题，可利用“堵/调/驱”组合改善化学调驱效果。