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摘要：辽河油田锦16区块位于辽河盆地西部凹陷的西斜坡，开发目的层为沙河街组兴隆台油层，为一层状砂岩边底水油藏。该区块于1979年投入开发，先后有两次大规模综合开发调整，使区块高产稳产了13年。进入2000年以来剩余油分布的日益零散，油水井井况恶化严重，水驱油效果越來越差，本文运用动静态资料找出该区块优势通道分布规律，为三次采油及剩余油挖潜等工作提供了可靠的依据。
关键词：二元驱;数学建模;高渗通道;治理对策
1.储层特征
储层的岩石类型主要为长石岩屑砂岩，储层砂岩岩性疏松、胶结程度差。岩芯孔隙度最小值13.6%，最大值37%，平均值30.74%;渗透率最大值为25163×10-3μm2，最小值为2.95×10-3μm2，平均值为5040×10-3μm2。岩芯泥质含量最大值为19.09%，最小值为0.04%，平均值为2.4%。
2.形成机理
随着锦16区块注入水越多，在长期注水开发的砂岩油藏中，注入水浸泡、冲刷作用使储集层微观属性发生物理、化学作用，致使储集层参数、储层骨架结构不断发生改变，主要表现为岩石颗粒接触关系变化及胶结物发生运移。含水饱和度越大，经过注入流体的长期冲刷和粘性原油的流动以及疏松砂岩颗粒胶结能力的变化，使其喉道增大，连通性变好，在后继注入水的流动阻力越来越低，使得优势通道的优势增加更加明显。另外，受储集层非均质性、油水粘度比、注采强度等各种参数影响产生的渗流差异导致流体趋向于某一局部区域流动，最终在局部产生优势渗流，形成优势渗流通道
优势渗流通道形成后，其属性参数及开发指标会进一步发生变化，比如优势渗流通道的驱油效率会很高、其水无效循环程度会加剧、吸水剖面变得更不均匀等。
3.数学建模
根据锦检2岩芯分析数据，结合测井资料提供的参数，建立了计算孔喉半径、分选系数、粒度中值的计算模型。另外，根据岩心物性资料，分别建立了孔隙度、渗透率、含水饱和度的计算模型，经验证，与岩芯分析的孔隙度、渗透率、含水饱和度吻合度较好。
4.锦16二元驱高渗通道形成过程
4.1岩石矿物组成
从岩心薄片微观分析以及对本区沉积相的研究可以知道，锦16区块岩石主要为一套中—细碎屑的扇三角洲前缘砂体沉积，陆源碎屑物质占碎屑总量的99.85%。岩石矿物成分反映了该油田陆源碎屑物质搬运距离较近。储层的结构成熟度较低，碎屑颗粒磨圆程度为次尖—次圆状，风化程度为中—浅。颗粒之间点、点—线接触关系为主，线—点、线接触关系次之，碎屑颗粒胶结类型以孔隙式、接触式为主。碎屑颗粒分选中—好，胶结物含量较低，胶结较差，岩性疏松。注水开发过程中，容易出砂。
4.2非均质性
锦16区块储层非均质性非常严重。由于储层非均质性的存在，部分层位、部分方向上流体运移能力较高，形成注入水相对快的突破。这主要是由于渗透率差异造成的。随着锦16区块注入水越多，含水饱和度越大，由于一般油藏水油流度比均大于1，因此，后继注入水的流动阻力越来越低，使得优势通道的优势增加更加明显。
4.3原油物性
由于注入流体的长期冲刷和粘性原油的流动以及疏松砂岩颗粒胶结能力的变化，使得部分油藏在开发中出现了出砂等问题，出现了类似于“大孔道”的高渗透条带。这种高渗透条带引起了注入流体的突进。而突进的程度取决于作用于流体的压力场和流体流动阻力。在长期注水开发的砂岩油藏中，储层骨架结构不断发生改变，主要表现为岩石颗粒接触关系变化及胶结物发生运移。岩芯薄片鉴定表明：在初、中含水阶段注入水对储层冲刷作用有限，骨架颗粒接触关系变化不大。
4.4高含水
高含水阶段孔喉半径增大的主要原因：一是孔喉中一些胶结物被水冲刷，采出油同时被抽出，孔隙中除流体外无其他物质;二是骨架由于受到水冲刷影响，从原来颗粒支撑较脆弱部分点线接触处冲开，使其喉道增大，连通性变好。
实验研究表明：在高含水阶段，骨架颗粒支撑方式及粒间原有点、线接触关系改变，原孔隙及颗粒接触处胶结物被水冲走或被搬运至其他部位。储层连通孔隙增多，部分颗粒处于流体衬托状态或游离状态，连通孔隙细小部位有地层微粒及杂基充填。注入水长期冲刷作用不但使得岩石骨架遭到破坏，也引起了储层孔喉结构变化。它能使孔喉半径变大，形成优势渗流通道。
5.高渗流通道影响
优势渗透通道的渗流阻力减小，使得二元复合驱以提高驱替体系的粘度实现流度控制能力的作用显著降低;优势通道内高的驱油效率使得二元复合驱降低界面张力，提高驱油效率的物质基础不充分，降低了二元复合驱技术的驱油效果;存在多层优势渗流通道的储集层，降低二元复合驱提高纵向波及体积能力;厚层层内优势渗流通道降低了二元复合驱的段塞稳定性，使得二元复合驱段塞易突破，降低了二元复合驱效果。厚层层内优势渗流通道降低了二元复合驱的段塞稳定性，使得二元复合驱段塞易突破，降低了二元复合驱效果。
6.相应技术对策
根据优势渗流通道形成的条件，以及对二元复合驱效果的影响，其相应采用的对策有以下几个方面：
（1）优势渗流通道存在的油层，在注水压力较小，油井对应关系较好，在二元复合驱前期可采用超高分子量聚丙烯酰胺交联聚合物与颗粒类调剖剂相结合，同时结合高浓度/超高分子量/耐剪切聚合物溶液进行多段塞的深部处理，提高二元复合驱的驱替效果;
（2）存在多层优势渗流通道的油层，可采用分层注入的技术，利用深部调剖技术和聚合物驱技术，控制水驱形成的渗流通道，缓解二元复合驱的驱替前沿突破，提高二元复合驱波及水驱为波及的油层以及提高扫油效率;
（3）存在优势渗流通道较厚的油层，可采用“弱凝胶体系+聚合物体系+二元复合驱”交替注入方式，稳定二运复合驱的驱替段塞。
（4）层内、层间渗透率差异大且存在高渗透条带的井区，大剂量凝胶调剖（防窜）体系+高浓度超高分子量聚合物（深部调剖，顶替调剖剂）+二元复合驱。
（5）层内、层间渗透率差异中等程度的井区，小剂量凝胶调剖或不调剖（防窜）+中高浓度超高分子量聚合物（适当调整剖面）+二元复合驱。
参考文献：
[1]陈铁龙.三次采油概论[M]1.北京：石油工业出版社，2001：24～36.
[2]姜汉桥，陈月明.区块整体调剖堵水方案最优化设计及应用.石油学报.1998，19（2）：62～66.
[3]卢祥国.大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施.油田化学.2002（3）.
关键词：二元驱;数学建模;高渗通道;治理对策
1.储层特征
储层的岩石类型主要为长石岩屑砂岩，储层砂岩岩性疏松、胶结程度差。岩芯孔隙度最小值13.6%，最大值37%，平均值30.74%;渗透率最大值为25163×10-3μm2，最小值为2.95×10-3μm2，平均值为5040×10-3μm2。岩芯泥质含量最大值为19.09%，最小值为0.04%，平均值为2.4%。
2.形成机理
随着锦16区块注入水越多，在长期注水开发的砂岩油藏中，注入水浸泡、冲刷作用使储集层微观属性发生物理、化学作用，致使储集层参数、储层骨架结构不断发生改变，主要表现为岩石颗粒接触关系变化及胶结物发生运移。含水饱和度越大，经过注入流体的长期冲刷和粘性原油的流动以及疏松砂岩颗粒胶结能力的变化，使其喉道增大，连通性变好，在后继注入水的流动阻力越来越低，使得优势通道的优势增加更加明显。另外，受储集层非均质性、油水粘度比、注采强度等各种参数影响产生的渗流差异导致流体趋向于某一局部区域流动，最终在局部产生优势渗流，形成优势渗流通道
优势渗流通道形成后，其属性参数及开发指标会进一步发生变化，比如优势渗流通道的驱油效率会很高、其水无效循环程度会加剧、吸水剖面变得更不均匀等。
3.数学建模
根据锦检2岩芯分析数据，结合测井资料提供的参数，建立了计算孔喉半径、分选系数、粒度中值的计算模型。另外，根据岩心物性资料，分别建立了孔隙度、渗透率、含水饱和度的计算模型，经验证，与岩芯分析的孔隙度、渗透率、含水饱和度吻合度较好。
4.锦16二元驱高渗通道形成过程
4.1岩石矿物组成
从岩心薄片微观分析以及对本区沉积相的研究可以知道，锦16区块岩石主要为一套中—细碎屑的扇三角洲前缘砂体沉积，陆源碎屑物质占碎屑总量的99.85%。岩石矿物成分反映了该油田陆源碎屑物质搬运距离较近。储层的结构成熟度较低，碎屑颗粒磨圆程度为次尖—次圆状，风化程度为中—浅。颗粒之间点、点—线接触关系为主，线—点、线接触关系次之，碎屑颗粒胶结类型以孔隙式、接触式为主。碎屑颗粒分选中—好，胶结物含量较低，胶结较差，岩性疏松。注水开发过程中，容易出砂。
4.2非均质性
锦16区块储层非均质性非常严重。由于储层非均质性的存在，部分层位、部分方向上流体运移能力较高，形成注入水相对快的突破。这主要是由于渗透率差异造成的。随着锦16区块注入水越多，含水饱和度越大，由于一般油藏水油流度比均大于1，因此，后继注入水的流动阻力越来越低，使得优势通道的优势增加更加明显。
4.3原油物性
由于注入流体的长期冲刷和粘性原油的流动以及疏松砂岩颗粒胶结能力的变化，使得部分油藏在开发中出现了出砂等问题，出现了类似于“大孔道”的高渗透条带。这种高渗透条带引起了注入流体的突进。而突进的程度取决于作用于流体的压力场和流体流动阻力。在长期注水开发的砂岩油藏中，储层骨架结构不断发生改变，主要表现为岩石颗粒接触关系变化及胶结物发生运移。岩芯薄片鉴定表明：在初、中含水阶段注入水对储层冲刷作用有限，骨架颗粒接触关系变化不大。
4.4高含水
高含水阶段孔喉半径增大的主要原因：一是孔喉中一些胶结物被水冲刷，采出油同时被抽出，孔隙中除流体外无其他物质;二是骨架由于受到水冲刷影响，从原来颗粒支撑较脆弱部分点线接触处冲开，使其喉道增大，连通性变好。
实验研究表明：在高含水阶段，骨架颗粒支撑方式及粒间原有点、线接触关系改变，原孔隙及颗粒接触处胶结物被水冲走或被搬运至其他部位。储层连通孔隙增多，部分颗粒处于流体衬托状态或游离状态，连通孔隙细小部位有地层微粒及杂基充填。注入水长期冲刷作用不但使得岩石骨架遭到破坏，也引起了储层孔喉结构变化。它能使孔喉半径变大，形成优势渗流通道。
5.高渗流通道影响
优势渗透通道的渗流阻力减小，使得二元复合驱以提高驱替体系的粘度实现流度控制能力的作用显著降低;优势通道内高的驱油效率使得二元复合驱降低界面张力，提高驱油效率的物质基础不充分，降低了二元复合驱技术的驱油效果;存在多层优势渗流通道的储集层，降低二元复合驱提高纵向波及体积能力;厚层层内优势渗流通道降低了二元复合驱的段塞稳定性，使得二元复合驱段塞易突破，降低了二元复合驱效果。厚层层内优势渗流通道降低了二元复合驱的段塞稳定性，使得二元复合驱段塞易突破，降低了二元复合驱效果。
6.相应技术对策
根据优势渗流通道形成的条件，以及对二元复合驱效果的影响，其相应采用的对策有以下几个方面：
（1）优势渗流通道存在的油层，在注水压力较小，油井对应关系较好，在二元复合驱前期可采用超高分子量聚丙烯酰胺交联聚合物与颗粒类调剖剂相结合，同时结合高浓度/超高分子量/耐剪切聚合物溶液进行多段塞的深部处理，提高二元复合驱的驱替效果;
（2）存在多层优势渗流通道的油层，可采用分层注入的技术，利用深部调剖技术和聚合物驱技术，控制水驱形成的渗流通道，缓解二元复合驱的驱替前沿突破，提高二元复合驱波及水驱为波及的油层以及提高扫油效率;
（3）存在优势渗流通道较厚的油层，可采用“弱凝胶体系+聚合物体系+二元复合驱”交替注入方式，稳定二运复合驱的驱替段塞。
（4）层内、层间渗透率差异大且存在高渗透条带的井区，大剂量凝胶调剖（防窜）体系+高浓度超高分子量聚合物（深部调剖，顶替调剖剂）+二元复合驱。
（5）层内、层间渗透率差异中等程度的井区，小剂量凝胶调剖或不调剖（防窜）+中高浓度超高分子量聚合物（适当调整剖面）+二元复合驱。
参考文献：
[1]陈铁龙.三次采油概论[M]1.北京：石油工业出版社，2001：24～36.
[2]姜汉桥，陈月明.区块整体调剖堵水方案最优化设计及应用.石油学报.1998，19（2）：62～66.
[3]卢祥国.大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施.油田化学.2002（3）.