0 引言

聚合物驱在大庆油田、胜利油田均取得较好的开发效果，目前有大量的聚合物驱油藏进入后续水驱开发阶段，其中仅大庆油田一类油层进入后续水驱的地质储量即可达到3×10⁸ t，后续水驱阶段油藏含水率均达到98% 以上。目前采用的后续水驱开发方式经济效益差，聚驱后油藏平均采出程度低于60%，尚有40% 以上的地质储量存留地下，潜力较大，具有进一步提高采收率的物质基础。

聚驱后油层优势渗流通道普遍发育，封堵优势渗流通道是进一步提高采收率的前提，近年来关于优势渗流通道的研究是热点问题。王延忠^[1]、刘月田等^[2]、杨勇^[3]、闫坤等^[4]、王鸣川等^[5]利用模糊数学、数值模拟及流线数值模拟等技术研究了优势渗流通道识别方法。刘海波^[6]、刘国超^[7]、李秀兰^[8]对聚驱后油层优势渗流通道的发育特征进行了研究。牛世忠等^[9]、冯其红等^[10]、刘国超等^[11]对优势渗流通道储层参数的定量计算进行了研究。对聚驱后油层渗流特征及优势渗流通道成因机制的研究未见相关数据。本研究根据大庆长垣取心井资料，探讨聚驱后油层渗流特征及优势渗流通道的发育特征及成因机制，以期对聚驱后油层进一步提高采收率的方案设计具有一定指导意义。

1 聚驱后油层渗流特征

聚驱后的油层经过水驱、聚合物驱及后续水驱的长时间开发，储层物性发生较大改变，导致油层内油水分布特征、渗流能力均发生较大改变。

1.1 非均质模型驱油实验

目前国内多数聚合物驱均采用面积井网的布井方式，注采井间符合平面径向流的渗流特征，但是对于一个注采方向，注采井间的渗流规律可以简化为达西线性渗流。聚驱后油层的优势渗流通道全部发育在注采主流线上，因此，可以利用人造岩心并联物理模拟驱油实验来模拟纵向非均质油层水驱、聚驱、后续水驱全过程中渗流能力的变化特点，并进一步揭示注采主流线优势渗流通道的形成机制。

1.1.1 驱油模型及实验方案设计

利用大庆长垣聚驱后41口取心井资料，统计聚驱后葡Ⅰ组油层的渗透率和不同渗透率的有效厚度，计算不同渗透率的厚度占比，据此设计模拟大庆长垣聚驱后油层的非均质物理模型。模型由3支不同厚度、不同渗透率的人造岩心并联组成，岩心长度为30 cm，其中低渗透率油层岩心空气渗透率为500 mD、厚度为2.0 cm；中渗透率油层岩心空气渗透率为2 000 mD、厚度为4.5 cm；高渗透率油层岩心空气渗透率为4 000 mD、厚度为1.8 cm（表 1）。

利用模拟实际油层特点的并联非均质人造岩心模型开展室内驱油实验（图 1），研究聚驱前后油层渗流能力的变化特点，具体实验流程为：水驱至含水率98.0% 以上并至注入压力稳定；注入0.7 PV中分子量普通聚合物溶液，聚合物溶液采用清水配制，浓度为1 000 mg/L；后续水驱至含水率98.0% 以上并至注入压力稳定；实验全程采取恒速注入，根据现场实际注入速度折算实验注入速度为1.2 mL/min。

1.1.2 整体渗流能力变化特点

绘制驱油实验全过程注入压力曲线，水驱阶段注入压力稳定在0.011 MPa，注入聚合物溶液后注入压力逐步增大，注入压力增至0.099 MPa后保持稳定，停注聚合物溶液后注入压力快速下降，后续水驱注入量/总孔隙体积为0.3左右，注入压力降至0.020 MPa并保持稳定（图 2）。后续水驱阶段注入压力较水驱阶段高0.009 MPa，表明经过聚合物驱，模型渗流阻力增大，聚驱后整体渗流能力下降。

1.1.3 不同渗透率岩心渗流能力变化特征

分流率为岩心单位厚度、单位时间内的相对产液量，该指标可表征不同渗透率岩心的渗流能力。由非均质人造岩心模型驱油实验分流率曲线（图 3）可看出，聚驱后不同渗透率岩心的分流率变化特征存在较大差异。水驱阶段：高渗透率岩心分流率略有上升，水驱末期瞬时分流率为69.0%；中渗透率岩心分流率基本保持稳定，水驱末期瞬时分流率为31.0%；低渗透率岩心分流率略有下降，水驱末期逐渐失去渗流能力。聚驱阶段：高渗透率岩心分流率先大幅度下降，最低降至48.5%，后逐步上升，聚驱末期达到63.2%；中渗透率岩心分流率具有先上升后下降的变化趋势，最高升至44.7%，聚驱末期为33.2%；低渗透率岩心分流率变化趋势与中渗透率岩心类似，最高升至15.9%，聚驱末期为3.6%。后续水驱阶段：高渗透率岩心分流率快速上升，最终达到94.3%，较水驱末期增加25.3%；中低渗透率岩心分流率大幅度下降，最终中渗透率岩心瞬时分流率降至5.7%、低渗透率岩心失去渗流能力。非均质人造岩心模型驱油实验结果表明，聚驱后高渗透率油层岩心与中、低渗透率岩心的渗流能力差距进一步拉大。

1.1.4 不同渗透率岩心含油饱和度变化特征

由于不同渗透率岩心的渗流能力存在较大差异，导致高、中、低渗透率岩心采出程度也存在较大差异，进而导致不同阶段高、中、低渗透率岩心的含油饱和度存在较大差异。水驱阶段整体采收率为36.11%，主要动用中、高渗透率岩心，中渗透率岩心采出程度为46.33%、高渗透率岩心采出程度为55.24%，低渗透率岩心采出程度低于3.0%。聚驱阶段整体采出程度达到51.79%，由于注入压力的升高，低渗透率岩心波及体积扩大、动用程度增加，低渗透率岩心采出程度提高至15.71%，中、高渗透率岩心采收率大幅度增加，提高采收率均大于16.0%，采出程度分别达到63.32% 和71.42%。后续水驱阶段由于含水率较高，阶段产油量较少，至含水率达到100%，低渗透率岩心采出程度为17.14%，含油饱和度为62.37%，中渗透率岩心采出程度为63.70%，含油饱和度为27.90%，高渗透率岩心采出程度为72.19%，含油饱和度为20.86%。经过水驱、聚驱及后续水驱，高、中、低渗透率岩心的采出程度及含油饱和度差异较大（表 2）。

1.2 典型区块渗流特征

非均质人造岩心模型驱油实验表明，聚驱后油层整体渗流阻力增加，高、低渗透率岩心渗流能力差距进一步拉大，为进一步验证上述观点，系统剖析了大庆长垣A区块，研究聚驱前后油层渗流能力的变化特征。A区块位于大庆长垣北部，含油面积为0.65 km²，采用125 m井距五点法面积井网开采葡Ⅰ组油层，地质储量为113.0×10⁴ t，共有注入井18口、采油井21口。A区块于2010年12月投产，2012年7月投注聚合物，2018年5月停注聚合物，聚合物用量1 083 PV·mg/L，目前处于后续水驱阶段，后续水驱注入孔隙体积达1.25 PV。

1.2.1 区块整体渗流能力变化特征

绘制A区块空白水驱及后续水驱阶段注采大压差曲线，后续水驱阶段注采井间静压差与空白水驱阶段相比明显变大，驱替压力梯度由0.028 MPa/m升高至0.035 MPa/m（图 4a）。绘制A区块全过程霍尔曲线，后续水驱阶段斜率明显大于水驱阶段（图 4b），后续水驱阶段油层渗流阻力明显高于水驱阶段。A区块注采大压差曲线及霍尔曲线变化特征表明，聚驱后油层渗流阻力明显高于水驱阶段，聚驱后油层渗流阻力增大、整体渗流能力下降。

1.2.2 不同渗透率油层渗流能力变化特征

统计A区块不同阶段吸水剖面，水驱阶段平均吸入厚度占比为59.6%，其中低渗透率油层吸入厚度占比为31.4%、相对吸入量为6.0%；高渗透率油层吸入厚度占比为77.2%、相对吸入量为57.5%。后续水驱阶段平均吸入厚度占比仅为48.9%，较水驱阶段下降10.7%，其中低渗透率油层吸入厚度占比仅为16.1%、较水驱阶段下降15.3%，相对吸入量仅为2.8%、较水驱阶段下降3.2%；高渗透率油层吸入厚度占比为66.4%，相对吸入量达67.3%，较水驱阶段增加了9.8%（表 3）。吸入剖面统计结果表明，聚驱后低渗透率油层吸入厚度占比及相对吸入量大幅下降，高渗透率油层相对吸入量大幅增加，聚驱后高、低渗透率油层渗流能力差距进一步拉大。

1.3 数值模拟渗流能力变化特征 1.3.1 模型基本参数设计

根据物性时变机理，利用tNavigator软件开展聚驱后油层渗流能力变化特征研究。设计一注四采的纵向非均质、平面均质的典型模型，注采井距为125 m，模型纵向分为3层，各层参数按照现场油层实际统计结果设计，3层有效渗透率分别为150mD，600mD，1 200mD，有效厚度分别为4.0 m，9.3 m，3.7 m。模型注入方案模拟A区块实际开采过程，水驱至含水率为96.4%，注入1.083 PV中分子量聚合物，再后续水驱至含水率为98%，注入速度为0.20 PV/a，聚合物浓度为1 000 mg/L。

1.3.2 聚驱前后井底压力变化

统计水驱阶段末点及后续水驱阶段末点，油水井在正常开井状态下的油水井井底附近压力。后续水驱阶段油水井间压降梯度为0.013 89 MPa/m，远高于水驱阶段油水井间压降梯度，表明聚驱后油层渗流阻力升高、油层渗流能力整体大幅度下降。低渗透率油层聚驱前后压降梯度差值为0.011 68MPa/m，高于中、高渗透率油层聚驱前后压降梯度差值，表明低渗透率油层渗流能力的下降幅度高于中、高渗透率油层（表 4）。

1.3.3 聚驱前后分流率变化情况

由图 5可看出，分流率曲线变化特征与物模实验结果相似。水驱阶段：高渗透率油层分流率略有上升，水驱阶段末期瞬时分流率为66.9%；中渗透率油层分流率基本保持稳定，水驱阶段末期瞬时分流率为25.6%；低渗透率油层分流率略有下降，水驱阶段末期瞬时分流率为7.5%。聚驱阶段：高渗透率油层分流率先大幅下降，最低降至50.5%，然后逐步上升，聚驱阶段末期达到66.5%；中渗透率油层分流率具有先上升后下降的变化趋势，最高升至36.8%，聚驱阶段末期降至24.9%；低渗透率油层变化趋势与中渗透率油层类似，分流率最高升至12.7%，聚驱阶段末期降至8.6%。后续水驱阶段：高渗透率油层分流率快速上升，后续水驱阶段末期瞬时分流率达到78.5%，较水驱阶段末期增加了11.6%；中、低渗透率油层分流率大幅下降，后续水驱阶段末点，中渗透率油层瞬时分流率降至18.6%，低渗透率油层瞬时分流率降至2.9%，中、低渗透率油层瞬时分流率均低于水驱阶段末点。数值模拟结果表明，聚驱后高渗透率油层与中、低渗透率油层的渗流能力差距进一步拉大。

2 优势渗流通道发育特征

聚驱后将有效渗透率大于800 mD、含油饱和度小于30%、相对吸水量大于40% 且吸水强度大于全区3倍以上的油层定义为优势渗流通道^[12-14]。由于聚驱后高、低渗透率油层渗流能力差距进一步拉大，高渗透率油层相对吸液量进一步提高，从而在高渗透率油层形成低效、无效循环^[15-17]。识别聚驱后油层优势渗流通道发育情况，研究优势渗流通道分布特征，对高效封堵优势渗流通道、控制低效、无效循环，进一步提高原油采收率具有重要意义。

2.1 取心井优势渗流通道发育特征

通过观察取心井岩心岩性、颜色、含油性，结合岩心韵律性及孔隙度、渗透率、含油饱和度解释结果，可以判断优势渗流通道发育的位置及厚度，发育优势渗流通道部位的岩心冲洗得比较干净，多呈白色、灰白色。

利用上述方法统计分析大庆长垣41口聚驱后取心井，结果表明，有31口井发育优势渗流通道，优势渗流通道主要发育在葡Ⅰ2、葡Ⅰ3单元底部，以中砂岩、细砂岩为主。优势渗流通道平均厚度为3.8 m，占全井厚度的18.4%，平均空气渗透率达3 775 mD，为全井平均值的3.01倍，优势渗流通道平均含油饱和度为24.6%，较全井平均值低18.4%（图 6）。按照优势渗流通道厚度占比、孔隙度及含油饱和度计算优势渗流通道部位剩余储量仅占全井剩余储量的10.9%。

2.2 典型区块优势渗流通道发育特征

为进一步研究聚驱后优势渗流通道发育特征，系统剖析了大庆长垣A区块动、静态特征。按照动静结合的原则，首先根据注入井砂体发育特征，以剖面监测资料为主，结合含油饱和度及现场动态特征识别优势渗流通道发育的位置及厚度，其次在识别出注入井优势渗流通道发育层位的基础上，根据井组砂体连通情况，综合利用采油井产出剖面、示踪剂资料及井组动态特征等判断优势通道连通方向。

按照上述优势渗流通道识别方法，在A区块共识别出10个注采井组发育的29条相互连通的优势渗流通道，占注入井总数的55.6%。优势渗流通道平均厚度为2.7 m，占全井平均厚度的17.6%，平均有效渗透率达1 058 mD，为全井平均值的1.59倍，相对吸水量达到全井的64.5%，吸水强度达到17.4 m³/m（表 5）。纵向上优势渗流通道全部位于葡Ⅰ2、葡Ⅰ3单元底部，葡Ⅰ2单元优势渗流通道平均厚度为2.58 m、葡Ⅰ3单元优势渗流通道平均厚度为2.62 m。平面上，优势渗流通道全部位于河道砂体上，主要集中于河道中心位置，由于河道内部平行物源方向的渗流能力强于垂直物源方向，因此南北向发育的优势渗流通道数量略多于东西向发育的优势渗流通道，南北向发育优势渗流通道数量占比为55.2%。

3 优势渗流通道形成机制

聚驱后油层优势渗流通道普遍发育，低效、无效循环严重，高效封堵优势渗流通道是聚驱后油层进一步提高采收率的前提。目前，聚驱后油层优势渗流通道的成因机制尚不明确，研究优势渗流通道成因机制，对高效封堵优势渗流通道、进一步提高聚驱后油层采收率具有重要指导意义^[18-20]。

3.1 聚驱前后高、低渗透率油层渗透率级差进一步拉大

统计大庆长垣74口取心井综合水洗数据，其中聚驱前取心井33口、聚驱后取心井41口，对比聚驱前后不同渗透率油层的渗透率变化情况。结果表明，聚驱后油层经历了水驱、聚驱及后续水驱的长期冲刷，整体上泥质质量分数由10.2% 下降至7.7%，但是不同渗透率岩心的泥质含量变化存在明显差异，高渗透率岩心聚驱后泥质含量明显减少，低渗透率岩心由于喉道半径小、孔隙结构复杂，冲刷运移的黏土矿物易于滞留在低渗透率岩心喉道处，导致低渗透率岩心泥质含量保持不变或略有增加（图 7a）。聚驱后油层整体渗透率大幅度升高，平均空气渗透率由1 628 mD增加至1 930 mD，但由于聚驱后油层高、低渗透率岩心泥质含量的差异变化，导致聚驱后高、低渗透率岩心的渗透率也呈现差异变化，低渗透率岩心的渗透率保持不变或略有降低、高渗透率岩心的渗透率大幅度上升，平均渗透率级差由4.4增加至5.6，高、低渗透率岩心的渗透率级差进一步拉大（图 7b）。

3.2 聚驱后高、低渗透率岩心内水油流度比差异大 3.2.1 聚驱后高、低渗透率岩心含油饱和度特征

由于高渗透率油层渗流阻力小，在水驱、聚驱过程中高渗透波及程度高，采出程度高于中、低渗透率油层，因此高渗透率油层聚驱后饱和度较低，而中、低渗透率油层聚驱后饱和度相对较高。统计大庆长垣74口取心井资料，原始含油饱和度为73.5%，聚驱前平均含油饱和度为52.5%，聚驱后平均含油饱和度下降至43.0%，其中聚驱后空气渗透率小于1 000 mD的低渗透率岩心含油饱和度为48.3%、空气渗透率大于4 000 mD的高渗透率岩心含油饱和度低至35.6%（表 6），优势渗流通道内含油饱和度更是低至24.6%，高、低渗透率岩心内含油饱和度差异大。

3.2.2 高、低渗透率岩心相渗曲线特征

统计大庆长垣聚驱后取心井不同渗透率岩心的相渗曲线，不同渗透率岩心的相渗曲线具有不同的形态特征，差异主要表现在水相相渗曲线上，其中低渗透率岩心（空气渗透率小于1 000 mD，平均值为586 mD）束缚水及残余油饱和度较大，油水两相共渗区跨度较小，平均为56.19%，水相相渗曲线较为平直，油水相曲线交点后水相相渗曲线增幅较缓，残余油饱和度条件下水相相对渗透率仅为0.2；高渗透率岩心（空气渗透率大于3 000 mD，平均值为4 256 mD）束缚水及残余油饱和度较小，油水两相共渗区跨度较大，平均为62.47%，油水相曲线交点后水相相渗曲线明显上翘，高含水饱和度时水相相渗增幅大，残余油饱和度条件下，水相相对渗透率达到0.4以上（图 8，表 7）。

3.2.3 聚驱后高、低渗透率岩心水油流度比特征

根据大庆长垣聚驱后取心井不同渗透率岩心的相渗曲线，利用GBDT分析方法对不同渗透率岩心多条相渗曲线进行回归处理^[21-24]，得到不同渗透率岩心的特征相渗曲线（图 9）。不同渗透率岩心特征相渗曲线中油相相渗曲线形态相似，但是水相相渗曲线差异较大，其中低渗透率岩心高含水饱和度条件下水相相渗曲线形态平缓、增幅小，残余油饱和度时水相渗透率为0.19；高渗透率岩心高含水饱和度条件下水相相渗曲线形态明显上翘、增幅大，残余油饱和度时水相渗透率达0.42。

根据流度比定义可知，流度比是油水相相对渗透率比值与油水相黏度比值的函数[式（1）]，对于某一确定的注水油藏，油水相黏度比值可看作固定值，则流度比可看作油水相相对渗透率比值的函数。根据大庆长垣聚驱后不同渗透率岩心特征相渗曲线可知，水相渗透率、油相渗透率均与含水饱和度具有较强的相关性，利用特征相渗曲线可以回归出不同渗透率岩心油相渗透率、水相渗透率与含水饱和度的关系公式，将不同渗透率岩心油相渗透率、水相渗透率与含水饱和度的关系式代入流度比公式，得出不同渗透率岩心流度比与含水饱和度的关系式[式（2）、式（3）]。

$ M=\frac{\lambda_{\mathrm{w}}}{\lambda_{\mathrm{o}}}=\frac{\frac{K \cdot K_{\mathrm{rw}}}{\mu_{\mathrm{w}}}}{\frac{K \cdot K_{\mathrm{ro}}}{\mu_{\mathrm{o}}}}=\frac{K_{\mathrm{rw}}}{K_{\mathrm{ro}}} \cdot \frac{\mu_{\mathrm{o}}}{\mu_{\mathrm{w}}} $

(1)

$ M_{\text {低 }}=\frac{0.0046 S_{\mathrm{w}}^2+0.0159 S_{\mathrm{w}}-4.9318}{0.0946 S_{\mathrm{w}}^2-12.28 S_{\mathrm{w}}+399.02} \times \frac{\mu_{\mathrm{o}}}{\mu_{\mathrm{w}}} $

(2)

$ M_{\text {高 }}=\frac{0.00003 S_{\mathrm{w}}^4-0.0054 S_{\mathrm{w}}^3+0.3821 S_{\mathrm{w}}^2-11.479 S_{\mathrm{w}}+124.39}{0.0274 S_{\mathrm{w}}^2-4.8571 S_{\mathrm{w}}+213.34} \times \frac{\mu_{\mathrm{o}}}{\mu_{\mathrm{w}}} $

(3)

式中：M为流度比；K为绝对渗透率，mD；K_rw为水相相对渗透率；K_ro为油相相对渗透率；μ_w为水相黏度，mPa·s；μ_o为油相黏度，mPa·s；S_w为含水饱和度，%；M_低为低渗透率油层内流度比；M_高为高渗透率油层内流度比。

根据式（2）、式（3）可绘制出高、低渗透率岩心流度比与含水饱和度的趋势线（图 10），在低含水饱和度时，由于油相相对渗透率较高、流度比较低，当含水饱和度大于60% 时，水相相对渗透率超过油相相对渗透率，流度比快速增加，且高渗透率岩心流度比增加幅度明显高于低渗透率岩心。根据聚驱后不同油层含油饱和度计算其流度比，高渗透率油层流度比为油水黏度比的0.5倍，低渗透率油层流度比为油水黏度比的10.4倍，优势渗流通道流度比为油水黏度比的29.8倍。高渗透率油层的流度比为低渗透率油层流度比的20.8倍，优势渗流通道内的流度比为低渗透率油层流度比的59.6倍（表 8）。因此，由于聚驱后高、低渗透率油层含油饱和度差异较大，导致高渗透率油层内水油流度比远高于低渗透率油层，高渗透率油层内水相更易于流动，高渗透率油层相对吸液量大幅增加，从而形成优势渗流通道。

综上所述，聚驱后高、低渗透率油层内泥质含量的差异变化，导致高渗透率油层渗透率增加、低渗透率油层渗透率不变或略降，渗透率级差由聚驱前的4.4增加至5.6，高、低渗透率油层渗透率级差进一步拉大；同时，高、低渗透率油层内含油饱和度的差异及相渗曲线形态特征的差异，导致高渗透率油层内的水油流度比是低渗透率油层的20倍以上。聚驱后高、低渗透率油层渗透率级差的进一步增加及高、低渗透率油层内水油流度比的巨大差异是优势渗流通道的主要成因。

4 结论

（1）聚驱后油层整体渗流能力下降，但高、低渗透率油层间的渗流能力差距进一步拉大，高渗透率油层吸液量进一步增加，室内驱油实验显示高渗透率油层瞬时分流率达94.3%、现场实际区块高渗透率油层相对吸液量达67.3%。

（2）大庆长垣聚驱后油层优势渗流通道普遍发育，主要发育在葡Ⅰ2、葡Ⅰ3单元底部，平均有效厚度为3.8 m，占全井厚度的18.4%，平均空气渗透率达3 775 mD，含油饱和度为24.6%，剩余储量占比为10.9%，相对吸入量高达60% 以上。

（3）聚驱后高、低渗透率油层泥质含量的差异变化导致渗透率级差由4.4增加至5.6，高、低渗透率油层含油饱和度及特征相渗曲线差异导致高渗透率油层内的水油流度比是低渗透率油层的20倍以上，高低、渗透率油层渗透率级差的进一步增大及高、低渗透率油层内水油流度比的巨大差异是优势渗流通道的主要成因。