砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法与流程

本发明涉及石油开发
技术领域：
，具体而言，涉及一种砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法。
背景技术：
：化学驱是指向注入水中加入化学剂，以改变驱替流体的物化性质及驱替流体与原油和岩石矿物之间的界面性质，从而有利于原油生产的一种采油方法。化学驱主要包括聚合物驱、聚合物/表面活性剂二元复合驱、表面活性剂/聚合物/碱三元复合驱等。化学驱已成为油藏水驱开发后期大幅度提高采收率的重要手段。相关技术中如何找到更有效的方法驱替水驱后的剩余油是化学驱亟待解决的问题。目前已开展的聚合物驱和复合驱矿场实验多采用笼统注入方式，虽然矿场实验取得了比水驱提高了10～20％的采收率。但该注入方式存在吸入剖面调整发生反转较早，化学剂相对多地进入高渗透层，导致高渗透层指进现象更为强烈；同时造成化学剂注入量分配不均，高渗透层累计注入量为设计值的近2倍，中、低渗透层累计注入量低于设计值。这就造成低渗透层驱替程度较低，缩减了提高采收率幅度，从而影响开发效益。针对上述问题，近年来对于常规砂岩储层探索的化学驱注入方式有以下几种：①多段塞注入：复合段塞设计中，在化学剂用量相同的条件下，采用较高聚合物浓度的复合主段塞和段塞较小的前置聚合物调剖段塞以及浓度较高的后置聚合物保护段塞的方案是相对较经济的，但是单一分子量、浓度的聚合物复合主段塞对砾岩油藏驱替程度低，提高采收率幅度小。②聚合物宽分子量注入：采用分子量分布较宽的中分子量聚合物驱油，有利于聚合物分子进入油层中不同大小的孔隙，降低油藏不可及孔隙体积，使得高、中、低渗透油层都得到较好驱替，更大幅度扩大波及体积并提高洗油效率。③交替注入：主要指聚合物驱过程中的不同相对分子质量、不同质量浓度的聚合物段塞交替注入，以及复合驱过程中的聚合物与复合体系的交替注入。对于砾岩油藏聚合物宽分子量注入、不同浓度的交替注入方式都具有一定的盲目性，大孔喉高渗油通道堵不住形成化学剂窜流，压力上升幅度不够，中、低渗油通道无法驱替，开发效果不理想。经室内实验表明，上述的聚合物驱采用单一段塞注入方式，低渗透层始终处于相对高压状态；采用交替段塞注入方式，高、低渗透层压力交互占优，局部压力场扰动性增强，有利于提高低渗透层的驱替程度。上述的化学驱注入方式有效地改善了储层中高、中、低渗透油层层间非均质性，提高了采收率，但与常规砂岩储层相比，砾岩油藏具有不同的沉积特性、复杂的孔隙结构以及平面上和垂向剖面上的强非均质性，其中储层非均质性是指油气储层在漫长的地质历史中，经历了沉积、成岩及后期构造作用的综合影响，使储层的空间分布及内部的各种属性都存在极不均匀的变化。因此，在砾岩油藏中，化学剂易进入大孔喉高渗层形成剂窜，化学剂从注入井注入后，进入大孔喉高渗层形成的通道中，从采油井采出形成无效循环，化学剂难以进入中、小孔喉的中低渗透层，中、小孔喉内的油难以驱替出来，造成波及效率低，开发效果不理想。技术实现要素：本发明旨在提供一种砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法，以解决相关技术中砾岩油藏中的化学剂易进入大孔喉形成高渗透层剂窜，难以进入中、小孔喉将中低渗透层中原油驱替出来的问题。为了实现上述目的，本发明提供了一种砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法，储层中具有多个孔喉形成的多个渗透层，通过注入井注入驱替介质，分别驱替多个渗透层内的原油，经采油井采出，在渗透层中留有水驱后的剩余油，注入井和采油井均与渗透层相连通，其特征在于，砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法包括以下步骤：获取每个渗透层孔喉半径以得到多个孔喉半径；获取驱替介质与多个孔喉半径对应的残余阻力系数，并根据孔喉半径的毛细管压力，确定与每个孔喉半径对应的渗流阻力；根据油藏注采系统参数确定驱替压力梯度；根据驱替压力梯度和多个渗透层的渗流阻力确定驱替介质的注入参数；根据驱替介质的注入参数通过注入井注入驱替介质到多个渗透层中，将多个渗透层中的原油驱替到采油井中采出。进一步地，孔喉半径通过压汞实验分析得到，其中，压汞实验分析包括普通压汞实验和/或恒速压汞实验。进一步地，根据以下公式得到孔喉半径：其中，pc为毛细管压力，σ为界面张力，θ为两相流体界面与固相的润湿角，r为毛细管半径，毛细管半径形成孔喉半径，即毛细管半径等效成孔喉半径。进一步地，油藏注采系统参数包括油藏地层压力、注入井流压、采油井流压、注入井和采油井的注采井距、注入井与采油井之间任一点距注入井的距离以及注入井的井筒半径。进一步地，驱替压力梯度中的多个驱替压力通过以下公式得到：其中，gd为驱替压力梯度，pe为油藏地层压力，pwf为注入井流压，pinf为采油井流压，r为注采井距，ri为注入井与采油井之间任一点距注入井的距离，rw为注入井的井筒半径。进一步地，当两相流体界面与固相的润湿角为0的情况下，渗流阻力通过以下公式得到：其中，p为渗流阻力，rff为残余阻力系数，当驱替压力大于渗流阻力时，驱替介质在渗透层中流动。进一步地，根据驱替介质的聚合物溶液浓度、驱替介质的聚合物极限残余阻力系数和驱替介质的聚合物极限浓度。进一步地，残余阻力系数通过以下公式得到：rff＝1+(rffeq-1)(cp/cpeq)exp(1-cp/cpeq)；其中，rff为残余阻力系数，rffeq为驱替介质的聚合物极限残余阻力系数，cp为驱替介质的聚合物溶液浓度，cpeq为驱替介质的聚合物极限浓度。进一步地，根据聚合物分子量和渗透率确定驱替介质的聚合物极限浓度或者驱替介质的的聚合物极限残余阻力系数。进一步地，驱替介质的的聚合物极限浓度通过以下公式得到：驱替介质的聚合物极限残余阻力系数通过以下公式得到：其中，m为聚合物分子量，kw为渗透率。应用本发明的技术方案，储层中具有多个孔喉形成的多个渗透层，通过注入井注入驱替介质，分别驱替多个渗透层内的原油，经采油井采出，在渗透层中留有水驱后的剩余油，注入井和采油井均与渗透层相连通，其特征在于，砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法包括以下步骤：获取每个渗透层孔喉半径以得到多个孔喉半径；获取驱替介质与多个孔喉半径对应的残余阻力系数，并根据孔喉半径的毛细管压力，确定与每个孔喉半径对应的渗流阻力；根据油藏注采系统参数确定驱替压力梯度；根据驱替压力梯度和多个渗透层的渗流阻力确定驱替介质的注入参数；根据驱替介质的注入参数通过注入井注入驱替介质到多个渗透层中，将多个渗透层中的原油驱替到采油井中采出。其中，驱替介质的注入参数可以是驱替介质注入的量、速度、浓度。在申请中，当注入井和采油井之间的生产压差一定时，较高阻力的驱替介质难以进入到孔喉较小的渗透层，这样，较高阻力的驱替介质只能进入孔喉较大的渗透层，将孔喉较大的渗透层内剩余油驱替并通过采油井优先采出来。随着驱替介质在孔喉较大的渗透层不断推进，驱替压力梯度快速下降，致使驱油介质在注采井的中部推进缓慢，以使驱替介质滞留并堵塞孔喉较大的渗透层。此时，适当降低驱替介质的浓度，减小渗流阻力，使较低阻力的驱替介质进入孔喉较小的渗透层。同样地，在地层深部堵塞后，可梯次降低驱替介质的浓度，使较低阻力的驱替介质梯次进入孔喉较小的渗透层，从而实现剩余油的分级驱替，并通过采油井将剩余油依次采出。因此，本申请可以根据砾岩储层的孔喉分布特征、砾岩油藏中的驱替压力梯度来优化驱油介质的注入参数，最终将多个渗透层中原油的驱替出来。因此本申请的技术方案有效解决了相关技术中砾岩油藏中的化学剂易进入大孔喉形成高渗透层剂窜，难以进入中、小孔喉将中低渗透层中原油驱替出来的问题。附图说明构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：图1示出了根据本发明的砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法的实施例的化学驱注采井示意图；图2示出了图1的砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法的孔喉结构示意图；图3示出了图2的砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法的恒速压汞原理图；图4示出了图1的砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法的二元复合驱开采曲线；图5示出了图1的砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法的孔喉直径分布直方图；图6示出了图1的砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法的注采井之间驱替压力梯度分布图；以及图7示出了图1的砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法的岩石的示意图。其中，上述附图包括以下附图标记：1、1号孔隙；2、2号孔隙；3、3号孔隙；4、4号孔隙；6、岩石。具体实施方式下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，所述技术、方法和设备应当被视为授权说明书的一部分。在这里示出和讨论的所有示例中，任何具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。因此，示例性实施例的其它示例可以具有不同的值。应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。如图1所示，本实施例提供了一种砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法。储层中具有多个孔喉形成的多个渗透层，通过注入井注入驱替介质，分别驱替多个渗透层内的原油，经采油井采出，在渗透层中留有水驱后的剩余油，注入井和采油井均与渗透层相连通，其特征在于，砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法包括以下步骤：获取每个渗透层孔喉半径以得到多个孔喉半径；获取驱替介质与多个孔喉半径对应的残余阻力系数，并结合孔喉半径的毛细管压力，确定与每个孔喉半径对应的渗流阻力；根据油藏注采系统参数确定驱替压力梯度；根据驱替压力梯度和多个渗透层的渗流阻力确定驱替介质的注入参数；根据驱替介质的注入参数通过注入井注入驱替介质到多个渗透层中，将多个渗透层中的原油驱替到采油井中采出。应用本实施例的技术方案，驱替介质的注入参数可以是驱替介质注入的量、速度、浓度。在本实施例中，当注入井和采油井之间的生产压差一定时，较高阻力的驱替介质难以进入到孔喉较小的渗透层，这样，较高阻力的驱替介质只能进入孔喉较大的渗透层，将孔喉较大的渗透层内的剩余油驱替到采油井优先采出。随着驱替介质不断推进，驱替压力梯度快速下降，致使驱油介质在注采井的中部推进缓慢，以使驱替介质滞留并堵塞喉道较大的渗透层。此时，适当降低驱替介质的浓度，减小渗流阻力，使较低阻力的驱替介质进入孔喉较小的渗透层。同样地，在地层深部堵塞后，可梯次降低驱替介质的浓度，使较低阻力的驱替介质梯次进入孔喉较小的渗透层，从而实现剩余油的分级驱替，并通过采油井依次采出。因此，本实施例可以根据化学驱油藏油层中孔喉分布特征、砾岩油藏中的驱替压力梯度来优化驱油介质的注入参数，最终将多个渗透层中原油驱替出来。因此本实施例的技术方案有效解决了相关技术中砾岩油藏中的化学剂易进入大孔喉形成高渗透层剂窜，难以进入中、小孔喉将中低渗透层中原油驱替出来的问题。需要说明的是，本实施例的多个孔喉半径均不相等，多个渗透层的大小均不同，孔喉的大小根据孔喉半径来确定，渗透层的大小根据孔喉半径的大小而定。比如，孔喉半径大的属于高渗透层，孔喉半径小的属于低渗透层，介于大孔喉半径和小孔喉半径之间的属于中渗透层。在本实施例中，驱替压力梯度是由生产压差、注采井距所决定的，采用驱替介质进行驱替时，注采井距是一定的且难以改变，只能通过调控生产压差来调整驱替压力，而生产压差与注入速度、储层物性及驱替介质有关。渗流阻力是由储层中的孔喉半径、驱替介质的阻力系数所决定。综合考虑驱替压力梯度和渗流阻力影响因素，驱替介质采用化学驱进行驱替的过程中，注采井距、储层特征是难以改变，且驱替介质的注入速度的调整范围有限，因此通过调整注入介质的界面张力和介质浓度来改变驱替压力和渗流阻力。如图2和图3所示，孔喉半径通过压汞实验分析得到，其中，压汞实验分析包括普通压汞实验和恒速压汞实验。需要说明的是，普通压汞实验是在恒定的进汞压力下，由低到高设定不同的压力点，根据每个压力点的进汞量，计算孔喉半径，并通过计量进汞量，计算对应于进汞压力的孔喉所控制的体积；通过进汞压力实验，可以得到岩样中孔喉大小分布。恒速压汞实验是以很低的进汞速度，以保证准静态进汞。通过检测进汞过程中压力涨落，将岩石内部的喉道和孔隙分开，并对多孔介质的孔隙和喉道的大小和数量进行直接测量，并得出孔隙中喉道体积和孔隙体积。本实施例的压汞实验中的进汞压力等效成毛细管压力。如图2和图3所示，具体地，图3中示出了恒速压汞实验在压汞过程中，毛细管压力的升降和相应的进汞量的关系。当汞首先进入1号孔隙的进入喉道(图2中箭头示出的位置)时，进汞压力逐渐上升到一定值后，汞突破该进入喉道进入1号孔隙，进汞压力立即下降，图3中的第一个压力降落点，达到1号孔隙对应的进汞压力后，汞逐渐充填1号孔隙，进汞压力逐渐回升，因为1号孔隙与2号孔隙间的喉道大于1号孔隙与4号孔隙间的喉道，当进汞压力达到能进入2号孔隙时，汞从1号孔隙与2号孔隙间的喉道进入2号孔隙，进汞压力再次下降，产生第二个次级压力降落点，依此类推，汞逐渐将主喉道控制的所有孔隙填满，直到进汞压力上升到主喉道处的压力，形成一个完整的孔隙喉道单元。其中，v1p为1号孔隙体积；v2p为2号孔隙体积；v3p为3号孔隙体积；v4p为4号孔隙体积；vt1为进入4号孔隙前，进入喉道体积；vt2为进入下一个孔隙前，进入喉道体积；vt为总孔隙体积和总吼道体积之和。在其他图中未示出的实施例中，压汞实验分析包括普通压汞实验或恒速压汞实验。在本实施例中，压汞实验分析的基本原理如下：把一根干净的毛细管插入一个盛有自由液面的容器中，此时由于表面张力的存在，使水受到一个向上的附加压力，即表面张力。使润湿相液面沿毛管壁上升一定高度。反之，如果把毛细管插入到非润湿相(如汞)中，则管内液体界面呈凸形，液体受到一个向下的附加压力。使非润湿相液面下降一定的高度。由于界面张力和润湿性的作用，使得在流体之间的分界面上两侧出现流体的压力不相等，这个压力就称之为毛细管压力或毛管压力，或者简称为毛管力。把岩石孔隙空间看成是由等直径的平行毛管束所组成，多相流体在其中流动时。由于流体对岩石的选择性润湿和相间的表面张力作用，在相界面上就会产生毛管力。毛管力是平衡毛细管中弯液面两侧非湿相和湿相压力差的一种附加压力。根据以下公式得到孔喉半径：其中，pc为毛细管压力，σ为界面张力，θ为两相流体界面与固相的润湿角，r为毛细管半径，毛细管半径形成孔喉半径。在本实施例中，“两相流体”为驱替介质和油，“固相”为油藏地层。本实施例选取为地势平坦，平均地面海拔267m，地面相对高差小于10m的砾岩油藏中某一区块。如图5所示，从该区块中选取岩心样品，通过压汞实验分析可获取油层内微观孔喉半径及分布状况。在本实施例中，油藏注采系统参数包括油藏地层压力、注入井流压、采油井流压、注入井和采油井的注采井距、注入井与采油井之间任一点距注入井的距离以及注入井的井筒半径。在本实施例中，驱替压力梯度中的多个驱替压力通过以下公式得到：其中，gd为驱替压力梯度，pe为油藏地层压力，pwf为注入井流压，pinf为采油井流压，r为注采井距，ri为注入井与采油井之间任一点距注入井的距离，rw为注入井的井筒半径。本实施例的驱替方式可以是化学驱，也可以是水驱，采用化学驱时，驱替介质优选为聚合物溶液。根据该区块的水驱和化学驱阶段压力系统参数和驱替压力公式，计算出最小的渗流压差界限，具体参见如下表1和表2。表1该区块水驱时注采井之间驱替压力梯度gd(mpa/m)pe(mpa)pwf(mpa)pinf(mpa)rw(m)r(m)ri(m)0.0947146180.1150100.0463146180.1150200.0328146180.1150300.0271146180.1150400.0245146180.1150500.0235146180.1150600.0237146180.1150700.0249146180.1150800.0274146180.1150900.0315146180.11501000.0386146180.11501100.0515146180.11501200.0798146180.11501300.1777146180.1150140表2该区块化学驱时注采井之间驱替压力梯度gd(mpa/m)pe(mpa)pwf(mpa)pinf(mpa)rw(m)r(m)ri(m)0.1855142220.1150100.0884142220.1150200.0609142220.1150300.0490142220.1150400.0431142220.1150500.0404142220.1150600.0399142220.1150700.0411142220.1150800.0443142220.1150900.0502142220.11501000.0605142220.11501100.0795142220.11501200.1218142220.11501300.2685142220.1150140由上述表1和表2可知，油藏的注入井与采油井之间存在着压降漏斗，近井地带驱替压力梯度大，化学剂易进入，而地层深部，即注采井距中部驱替压力梯度最小。如图6所示，该区块在150m的注采井距下，当注采压差12mpa时，最小驱替压力梯度为0.028mpa/m；当注采压差20mpa时，最小驱替压力梯度为0.04mpa/m。在本实施例中，水驱的渗流阻力是由界面张力和毛管半径所决定的，通过毛管压力pc的计算公式能够计算不同孔喉半径的毛管阻力。化学驱的渗流阻力不仅要考虑毛管阻力，还要考虑化学剂产生的残余阻力系数。当两相流体界面与固相的润湿角为0的情况下，渗流阻力通过以下公式得到：其中，p为渗流阻力，rff为残余阻力系数，当驱替压力大于渗流阻力时，驱替介质在渗透层中流动。在本实施例中，对注采井距150m井网，注采压差由12mpa提高到20mpa时，最小驱替压力梯度(gd)由0.031mpa/m增加到0.043mpa/m。水驱时孔喉半径小于3um时，渗透率50md，毛管压力大于0.05mpa，而驱替压力梯度只有0.031mpa/m，因此水驱只能驱替孔喉半径大于3um，渗透率50md的渗透层。因此经过长时间注水开发，高渗层采出程度高，剩余油饱和度低，形成水流优势通道，造成注水无效循环的现象，亟需寻求新的采油方法，提高开发效果。在本实施例中，根据驱替介质中聚合物溶液浓度、驱替介质的聚合物极限浓度和驱替介质的的聚合物极限残余阻力系数。在本实施例中，残余阻力系数通过以下公式得到：rff＝1+(rffeq-1)(cp/cpeq)exp(1-cp/cpeq)；其中，其中，rff为残余阻力系数，rffeq为驱替介质的的聚合物极限残余阻力系数，cp为驱替介质的聚合物溶液浓度，cpeq为驱替介质的聚合物极限浓度。需要说明的是，随着驱替介质的聚合物浓度cp的增加，残余阻力系数rff不断增加，当cp增加至一定值后，rff增加缓慢，并逐渐趋于恒定。残余阻力系数恒定时的聚合物浓度称之为驱替介质的聚合物极限浓度cpeq，达到恒定时的残余阻力系数称之为驱替介质的聚合物极限残余阻力系数rffeq。在本实施例中，根据聚合物分子量和渗透率确定驱替介质的聚合物极限浓度或者驱替介质的聚合物极限残余阻力系数。在本实施例中，驱替介质的聚合物极限浓度通过以下公式得到：驱替介质的的聚合物极限残余阻力系数通过以下公式得到：其中，m为聚合物分子量，kw为渗透率。需要说明的是，聚合物溶液流经多个渗透层时，对其残余阻力系数影响较大的有聚合物浓度、聚合物分子量以及多个渗透层的渗透率等。研究表明，rff随着cp的增加而增加，当cp增加至一定值后，rff增加缓慢，并逐渐趋于恒定；随着聚合物分子量m增大，残余阻力系数rff而增大；在聚合物的分子量和浓度都相同时，多个渗透层中的渗透率kw越低，残余阻力系数rff越大。如图7所示，根据毛细管理论，砾岩油藏的多个渗透层的孔隙空间可以等效为无数条具有相同半径、曲折度和长度的毛细管共同作用的结果。根据达西定律，当储层岩石6中有n个具有相同曲折度的毛细管同时存在时，储层中的多个渗透层的渗透率可以表示为：其中，k为渗透层的的有效渗透率；为渗透层的有效孔隙度；r为平均毛管半径；t为毛细管的曲折度；α为单位换算系数。具体地请参照作者为陈明在《化工管理》2014年第11期93页公开的《用神经网络技术预测储层的渗透率》文章中。化学驱通过增加驱替介质的阻力系数，降低界面张力达到封堵高渗层，驱替低渗透层内油的目的。该区块化学驱阶段采用聚合物前置段塞、二元段塞前期、二元段塞中期、二元段塞后期、后续保护段塞。通过上述的公式计算化学驱的渗流阻力参见如下表3至表6。表3该区块中的化学驱前置段塞不同孔喉半径下的渗流阻力p(mpa)r(um)kw(md)σ(mn/m)pc(mpa)rff0.10.030.0761.5200.50.950.0760.30461.3041.04.360.0760.152403.325.9942.020.030.0760.07678.872.1463.048.880.0760.05142.361.1284.092.050.0760.03829.670.7105.0150.390.0760.03023.340.4956.0224.600.0760.02519.550.19410.0691.010.0760.01512.790.09815.01686.120.0760.0109.670.06220.03175.060.0760.0088.120.04425.05187.460.0760.0067.16在表3中，聚合物前置段塞：注入聚合物溶液分子量2500万，浓度1500mg/l。在近井地带可以进入孔喉半径6um的地层，渗透率500md，随着聚合物溶液在地层中的推进。油藏的驱替压力梯度快速降低，当油藏注采压差达到20mpa时，油藏中部最小驱替压力梯度为0.039mpa/m，而驱替介质在孔喉半径25um的油层中渗流阻力达到0.044mpa，渗透率5000md，可以在地层深部有效封堵该区块渗透率在500md-5000md的渗流优势通道。油藏表现为随着化学剂的注入，产油量逐步增加，到达一定峰值后，开始回落，当采油速度小于0.5％时，开发效益变差，此时转入下一段塞。表4该区块中的化学驱二元主段塞前期不同孔喉半径下的渗流阻力p(mpa)r(um)kw(md)σ(mn/m)pc(mpa)rff0.10.030.0050.1000.50.950.0050.0204.0331.04.360.0050.010403.320.3942.020.030.0050.00578.870.1413.048.880.0050.00342.360.0744.092.050.0050.00329.670.0475.0150.390.0050.00223.340.0336.0224.600.0050.00219.550.01310.0691.010.0050.00112.790.00615.01686.120.0050.0019.670.00420.03175.060.0050.0018.120.00325.05187.460.0050.0007.16在表4中，二元段塞前期：在优势通道有效封堵后，油藏最小驱替压力梯度保持在0.039mpa/m，在注入聚合物溶液的基础上，加注表面活性剂，界面张力5×10-3mn/m，浓度3000mg/l，降低渗流阻力，孔喉半径在5～6um的高渗透层，渗流阻力由0.60mpa降低到0.04mpa，渗透率100md-300md，驱替介质可以进入油层深部，有效驱替剩余油。同上，当采油速度小于0.5％时，转入下一段塞。需要说明的是，表4中的聚合物分子量2500万，浓度1500mg/l；表活剂界面张力5×10-3mn/m，浓度3000mg/l。表5该区块中的化学驱二元主段塞中期不同孔喉半径下的渗流阻力p(mpa)r(um)kw(md)σ(mn/m)pc(mpa)rff0.10.030.0050.10001.39410.50.950.0050.020069.700.26821.04.360.0050.010026.820.07042.020.030.0050.005014.070.03513.048.880.0050.003310.520.02204.092.050.0050.00258.800.01555.0150.390.0050.00207.750.01176.0224.600.0050.00177.040.005510.0691.010.0050.00105.530.003115.01686.120.0050.00074.670.002120.03175.060.0050.00054.190.001525.05187.460.0050.00043.86在表5中，二元段塞中期：当高渗透层遇堵后，继续注表面活性剂，保持聚合物的浓度，降低聚合物的分子量。由2500万降低到1500万，再次降低渗流阻力，孔喉半径在3～4um中高渗透层的渗流阻力由0.11mpa降低到0.03mpa，渗透率50md-100md，驱替介质可以进入油层深部，有效驱动剩余油。同上，当采油速度小于0.5％时，转入下一段塞。需要说明的是：表5中的聚合物分子量1500万，浓度1500mg/l；表活剂界面张力5×10-3mn/m，浓度3000mg/l。表6该区块中的化学驱二元主段塞后期不同孔喉半径下的渗流阻力p(mpa)r(um)kw(md)σ(mn/m)pc(mpa)rff12.95500.10.030.0050.1000129.550.25120.50.950.0050.020012.560.07791.04.360.0050.01007.790.02762.020.030.0050.00505.520.01573.048.880.0050.00334.700.01064.092.050.0050.00254.250.00795.0150.390.0050.00203.960.00636.0224.600.0050.00173.750.003310.0691.010.0050.00103.270.002015.01686.120.0050.00072.960.001420.03175.060.0050.00052.780.001125.05187.460.0050.00042.65在表6中，二元段塞后期：当中高渗透层遇堵后，继续注表面活性剂，降低聚合物的分子量和浓度，由1500万降低到1000万，浓度由1500mg/l降到1000mg/l，再次降低渗流阻力，孔喉半径在2～3um中低渗透层的渗流阻力由0.11mpa降低到0.03mpa，渗透率30md-50md，驱替介质可以进入油层深部，有效驱动剩余油。同上，当采油速度小于0.5％时，转入下一段塞。需要说明的是：聚合物分子量1000万，浓度1000mg/l；表活剂界面张力5×10-3mn/m，浓度2000mg/l。聚合物保护段塞：注入聚合物溶液分子量1000万、浓度1000mg/l增加渗流阻力，防止后续水驱窜流。本实施例的砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法，通过储层中的孔喉分布特征、驱替压力梯度及渗流阻力三者之间的关系，确定驱替不同孔喉对应的不同的渗透层中的驱替介质及注入参数。本实施例的方法原理清晰，定量化、可操作性强，便于使用，为化学驱参数优化，现场跟踪调整提供了可靠的依据。本实施例的技术方案同样能够解决化学驱对砾岩油藏层内非均质性强、动用驱替范围小，开发效果不理想的问题。如图4所示，该区块含油面积0.44km2，地质储量54.0×104t。采用五点法井网、井距150m的8注13采井组开展了聚合物/表面活性剂二元复合驱试验。通过实施本实施例的技术方案，2010年8月开始化学驱，截止2019年4月累计注化学剂77.6万方，占总设计量的79.5％，阶段采出程度15.9％，其中前置段塞阶段采出程度2.6％，二元段塞前期阶段采出程度2.9％，二元段塞中期阶段采出程度5.6％，二元段塞后期阶段采出程度已经达到4.8％。这样，对于砾岩油藏采用梯次注入、分级驱替的采油方法可大幅度的提高采收率。在本发明的描述中，需要理解的是，方位词如“前、后、上、下、左、右”、“横向、竖向、垂直、水平”和“顶、底”等所指示的方位或位置关系通常是基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，在未作相反说明的情况下，这些方位词并不指示和暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位或者以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明保护范围的限制；方位词“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内外。为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其他器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。此外，需要说明的是，使用“第一”、“第二”等词语来限定零部件，仅仅是为了便于对相应零部件进行区别，如没有另行声明，上述词语并没有特殊含义，因此不能理解为对本发明保护范围的限制。以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。当前第1页12