王福林

（大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163412）

底水稠油油藏人工隔層形態(tài)及影響因素研究

王福林

（大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163412）

摘 要：應(yīng)用室內(nèi)實驗與數(shù)值模擬兩種方法，系統(tǒng)地研究了底水稠油油藏人工隔層形態(tài)展布及其影響因素。室內(nèi)物理模擬實驗利用人造巖心，定性、定量地分析了不同沉積特征、不同注入隔層介質(zhì)速度、體積和黏度下隔層形態(tài)特征，并應(yīng)用數(shù)值模擬方法，對比驗證了室內(nèi)研究結(jié)果。結(jié)果表明：不同沉積特征形成的隔層形態(tài)有明顯區(qū)別，針對不同沉積特征地層應(yīng)采取不同的堵水措施；注入速度越小越好，但考慮到凝膠固結(jié)的時間和施工作業(yè)可以適當(dāng)提高注入速度；改變注入凝膠濃度，對隔層形態(tài)的影響較大，注入凝膠的濃度越高、黏度越大，縱向上隔層厚度也越大；注入體積越大形成的隔層半徑和厚度越大，但整體形態(tài)相似。

關(guān)鍵詞：底水稠油油藏；人工隔層；數(shù)值模擬；室內(nèi)試驗

天然底水油藏是我國主要油藏類型之一，隨著油田進入二、三次采油開發(fā)，各油田開發(fā)特征也不斷趨近于底水油藏類型。對于底水油藏在開發(fā)過程中底水錐進、水錐抑制的研究，國內(nèi)外專家學(xué)者從多角度開展了研究[1-6]，但各方法在油藏、工藝方面均有不用程度的限制，且大多停留在室內(nèi)試驗、定性的研究階段；就人工隔層控錐方面，雖然研究涉及了人工隔層的內(nèi)容，但大都是停留在降含水或涉及人工隔層個別因素的降水作用。1962年Karp[7]提出水平井中人工隔層消錐和提高采收率以來，國內(nèi)外專家學(xué)者仍沒有將人工隔層的研究具體化、全面化。人工隔層控制底水錐進的作用機理主要基于隔層沿井徑方向的展布，而沿井軸方向也就是隔層的厚度對于控水作用甚微，因此隔層地下形態(tài)如何展布，如何控制注入?yún)?shù)使人工隔層形態(tài)最優(yōu)，達(dá)到控制底水繞流的最大作用等的研究就顯得尤為重要，然而國內(nèi)外學(xué)者對此的研究甚少。本文通過室內(nèi)物理實驗及數(shù)值模擬相結(jié)合的方法從人工隔層展布及其提高采收率機理方面進行了系統(tǒng)的研究。室內(nèi)物理模擬實驗定性、定量地分析了不同沉積特征、不同注入隔層介質(zhì)速度、體積和黏度下隔層形態(tài)特征；應(yīng)用數(shù)值模擬方法，以稠油油藏蒸汽吞吐開發(fā)直井為例，對比驗證了室內(nèi)研究的成果，更加深入地研究了人工隔層形態(tài)的影響因素及人工隔層提高采收率機理，能夠為底水稠油油藏高效開發(fā)提供參考。

E-mail：wangfulin0408@163.com。

1　人工隔層室內(nèi)物理模擬研究

室內(nèi)實驗利用不同部位、不同砂粒大小，經(jīng)過壓實形成正韻律、反韻律、均質(zhì)模型，來模擬研究一注四采井網(wǎng)情況下的隔層形態(tài)分布。在中間注入井中利用膠管深入模型的中部注入凝膠，來模擬注入井在油層中部注入凝膠過程。通過不同濃度、速度、黏度方案來確定最優(yōu)的凝膠隔層形態(tài)，確?？刂频姿F進的最優(yōu)隔層形態(tài)的注入方案。

1.1物理模型建立

（1）采用40 cm×40 cm×40 cm的環(huán)氧樹脂膠結(jié)的三維均質(zhì)人造巖心填砂模型，氣測滲透率Kg=1 400×10-3μm2左右。

（2）采用40 cm×40 cm×40 cm的環(huán)氧樹脂膠結(jié)的三維非均質(zhì)正、反韻律人造巖心模型，變異系數(shù)0.72，Kg=1 400×10-3μm2左右。

1.2物理實驗方案

1.2.1非均質(zhì)模型

非均質(zhì)正韻律、反韻律、雜亂沉積，Kg= 1 400×10-3μm2，注入速度20 mL/h，注入凝膠體積300 mL。

1.2.2均質(zhì)模型不同注入速度

均質(zhì)，Kg=1 400×10-3μm2，注入速度10、 20、30 mL/h，注入凝膠體積約300 mL。

1.2.3均質(zhì)模型不同黏度

均質(zhì)，Kg=1 400×10-3μm2，注入速度20 mL/h，注入凝膠黏度（通過質(zhì)量分?jǐn)?shù)實現(xiàn)黏度改變）：（1）聚丙烯酰胺5‰，酚醛樹脂3‰；（2）聚丙烯酰胺10‰，酚醛樹脂6‰；（3）聚丙烯酰胺15‰，酚醛樹脂9‰。

1.2.4均質(zhì)模型不同注入體積

均質(zhì)，Kg=1 400×10-3μm2，注入速度20 mL/h，注入凝膠體積約100、300、500 mL。

1.3實驗程序

（1）將填好砂的人工填砂模型抽空3.5 h后，飽和人工合成鹽水。（2）將飽和好人工合成鹽水的模型放置在恒溫箱內(nèi)恒溫12 h以上（45 ℃）。（3）采用中間一口注入井，周圍四口采出井的五點法井網(wǎng)，在模型中心點按既定實驗方案注入凝膠，注入結(jié)束后，常溫放置12 h以上。

1.4人工隔層形態(tài)影響因素分析

1.4.1不同沉積特征

反韻律模型中，由于頂部滲透率明顯高于底部的滲透率，注入膠結(jié)劑形成了上粗下細(xì)的不規(guī)則隔層形態(tài)；正韻律模型中，最高滲透率位于模型底部，形成下粗上細(xì)呈扁球狀的隔層形態(tài)，橫縱直徑比接近2∶1；非韻律模型則是模擬上中下滲透率明顯差異的地層模型，整體上中間滲透率最高，底部滲透率小于頂部滲透率，實驗結(jié)果則形成了中間較粗的不規(guī)則隔層形態(tài)。

1.4.2不同注入速度

均質(zhì)模型中改變注入速度，得出的人工隔層形態(tài)差異較大。隨著注入速度的增加，隔層形態(tài)的橫縱直徑比分別為2.4∶1，2∶1，1.9∶1；比例逐漸減小，橫截面直徑也是從約18 cm降到16.8 cm。表明注入速度越小形成隔層的半徑越大，越有利于控制底水上升。

1.4.3不同隔層黏度

改變注入凝膠濃度，對隔層形態(tài)的影響較大。聚丙烯酰胺質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在10‰以下，隔層形態(tài)的橫縱直徑比約為2∶1，隔層形態(tài)接近比較規(guī)則的扁球體形狀，較有利于堵水措施；而聚丙烯酰胺質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過10‰的隔層形態(tài)橫縱直徑比明顯小于2∶1，形態(tài)接近球形。注入凝膠的濃度越高、黏度越大，縱向上隔層厚度也越大，而交聯(lián)劑的濃度對整個注入劑的黏度及隔層形態(tài)影響較小，只對凝膠固結(jié)時間有較大影響。

1.4.4不同注入體積

均質(zhì)模型中，注入不同體積凝膠，形成的人工隔層形態(tài)差異較小，隔層橫縱比都很接近2.2∶1，橫截面直徑約從12.5 cm增加到20 cm，高度約從5.6 cm到9 cm，呈不規(guī)則狀扁球形膠結(jié)體，注入體積增加對人工隔層形態(tài)影響很小，但隔層橫截面積增加。

2　人工隔層數(shù)值模擬研究

通過人工隔層形態(tài)室內(nèi)模擬，模擬研究井下人工隔層的形態(tài)及其影響因素，但由于室內(nèi)實驗條件的制約及實驗操作過程中對地層參數(shù)的簡化和真實地層的復(fù)雜性，得到的形態(tài)有待于在數(shù)值模擬中進一步模擬驗證。

2.1人工隔層與物模匹配研究方案

2.1.1三維網(wǎng)格設(shè)置

為了與室內(nèi)實驗相對比，模型設(shè)計網(wǎng)格為40層×40層×40層，x，y，z三個方向的網(wǎng)格步長均為0.01 m，注入井位于平面網(wǎng)格中心，射開層為第20層，人工隔層形態(tài)數(shù)值模擬研究設(shè)計與物理模擬相匹配的12個方案見表1。

2.1.2人工隔層形態(tài)影響因素

（1）非均質(zhì)

在注入相同體積、相同速度的條件下，隨著模型韻律的不同，注入凝膠形成的隔層半徑差別較小。從反韻律模型可以看出注入凝膠在上面高滲透層形成的隔層半徑比下面低滲透層要大，正韻律模型的規(guī)律與反韻律模型相反，注入凝膠在下面高滲透層形成的隔層半徑比模型上面低滲透層要大（圖1）。

（2）均質(zhì)模型不同注入速度

在注入相同體積凝膠條件下，隨著注入速度增加，注入凝膠所形成的隔層半徑減少，與均質(zhì)模型室內(nèi)實驗結(jié)果相符。

表1　數(shù)值模擬方案設(shè)計

圖1　非均質(zhì)條件下隔層形態(tài)圖（從左至右：反韻律，正韻律，復(fù)合韻律）

（3）均質(zhì)模型不同注入體積

在相同的注入速度條件下注入凝膠的體積對隔層半徑影響最大，從隔層形成的半徑來看，注入體積為500 mL方案的隔層半徑明顯比注入體積100 mL的方案要大的多，說明注入凝膠體積越大，隔層半徑越大，驗證了物理模型實驗結(jié)果。

（4）均質(zhì)模型不同黏度

注入凝膠的黏度對隔層半徑影響較大，注入凝膠的黏度越大，縱向上隔層厚度越大，這與物理模型實驗結(jié)果是相同的。

2.2與人工隔層現(xiàn)場實際注入能力匹配方案數(shù)模研究

在利用數(shù)模方法驗證室內(nèi)實驗結(jié)果后，進行了與現(xiàn)場實際注入能力匹配的注入方案優(yōu)化研究。建立了15×12×16的徑向網(wǎng)格模型，I方向步長為2×1.5 m、2.0 m、10×2.5 m、10 m、30 m；J的意義為把圓分成12等份，每份為30 °；縱向上分為16層，包括15個油層和1個水層，分別為10×2.0 m、5×1.0 m、50.0 m。井點平面上位于模型的中心，縱向上在第12層注入凝膠。

共設(shè)計了四類方案，每類三套共12個方案。

（1）一類方案，不同注入速度對隔層形態(tài)的影響：在注入體積為500 m3，黏度50 mPa·s，注入壓力10 MPa不變的情況下，注入速度分別為12、18、24 m3/h下的隔層形態(tài)。

（2）二類方案，不同注入體積對隔層形態(tài)的影響：在注入速度12 m3/h，黏度50 mPa·s，注入壓力10 MPa不變的情況下，注入體積分別為300、500、700 m3的隔層形態(tài)。

（3）三類方案，不同注入黏度對隔層形態(tài)的影響：在注入速度為12 m3/h，體積500 m3，注入壓力10 MPa不變的情況下，注入黏度分別為25、50、100 mPa·s的隔層形態(tài)。

（4）四類方案，不同注入壓力對隔層形態(tài)的影響：在注入速度為12 m3/h，體積500 m3，黏度50 mPa·s不變的情況下，注入壓力分別為7、10、13 MPa的隔層形態(tài)。

2.3人工隔層形態(tài)影響因素

（1）注入速度的影響隔層半徑隨注入速度的增加而減小（圖2）。

圖2　不同注入速度的隔層形態(tài)對比剖面圖

（2）注入量的影響

從圖3可以看出，注入量對隔層形態(tài)影響較大，注入量為600 m3的隔層半徑為11 m，注入量為400 m3的隔層半徑為9 m，注入量為300 m3的隔層半徑為8 m，說明隔層半徑隨注入量的增加而增大。

圖3　不同注入量的隔層形態(tài)對比剖面圖

（3）注入壓力的影響

注入壓力為7 MPa時，隔層半徑明顯比注入壓力為10 MPa和13 MPa的隔層半徑要小，而注入壓力為10 MPa和13 MPa的隔層半徑基本相同，這說明隔層半徑隨注入壓力的增加而增大，但是當(dāng)注入壓力達(dá)到一定值后，注入后再增大壓力對隔層的半徑幾乎無影響（圖4）。

（4）堵劑黏度的影響

當(dāng)黏度很高（模型取100 mPa·s）時，堵劑不能完全注入，而在低于50 mPa·s時候堵劑可完全注入，但減小堵劑黏度幾乎不能增大隔層的半徑（圖5）。

圖4　不同壓力的隔層形態(tài)對比圖

圖5　不同注入黏度的隔層形態(tài)對比圖

3　結(jié)論

（1）通過室內(nèi)物理模擬實驗研究，沉積特征對形成的隔層形態(tài)有明顯的區(qū)別，針對不同沉積特征地層應(yīng)采取不同的堵水措施；注入速度越小越好，但考慮到凝膠固結(jié)的時間和施工作業(yè)可以適當(dāng)提高注入速度；改變注入凝膠濃度，對隔層形態(tài)的影響較大，注入凝膠的濃度越高、黏度越大，縱向上隔層厚度也越大，聚丙烯酰胺質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在10‰以下，隔層形態(tài)接近比較規(guī)則的扁球體形狀，較利于現(xiàn)場堵水措施；注入體積對形成的隔層形態(tài)影響很大，注入量越大形成的隔層半徑和厚度越大，整體形態(tài)相似。

（2）通過數(shù)值模擬研究，驗證了室內(nèi)實驗所得規(guī)律。隔層半徑隨注入速度的增加而減小；注入凝膠體積對隔層半徑影響較大；隔層半徑隨注入壓力的增加而增大，但是當(dāng)注入壓力達(dá)到一定值后，再增大壓力對隔層的半徑幾乎無影響；在低于50 mPa·s時候堵劑可完全注入，但減小堵劑黏度幾乎不能增大隔層的半徑。

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中圖分類號：TE355

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2014.01.052

基金項目：國家自然科學(xué)基金項目“高濃度黏彈性聚合物在微觀孔隙中的驅(qū)油機理研究”（50874023）。

收稿日期：2013-04-20；改回日期：2013-05-10

作者簡介：王福林，男，1980年生，工程師，博士，2010年畢業(yè)于東北石油大學(xué)，主要從事油藏工程、開發(fā)戰(zhàn)略方面的研究。

文章編號：1008-2336（2014）01-0052-05

Study on Arti fi cial-Interlayer Barrier Distribution and In fl uencing Factors in Bottom-Water Heavy Oil Reservoir

WANG Fulin
（Exploration & Development Research Institute of Daqing Oil fi eld Company Ltd., Daqing 163412, China）

Abstract:Study on artif i cial barrier distribution mechanism and EOR effect factors of the heavy oil reservoir with bottom water has been conducted with laboratory experiment and numerical simulation method. The artif i cial barrier morphological characteristics are studied qualitatively and quantitatively under different sedimentary characteristics, different injection medium speed, volume and viscosity in laboratory experiment. Then, the results of laboratory studies are compared with the results of numerical simulation method. The results showed that different sedimentary characteristics have obvious difference on the formation of the barrier morphology, different water blocking measures should be taken in view of the different sedimentary characteristics. The smaller of the injection speed is the better of the study result. Considering the time of construction and operation, injection speed should be increased. Changing the gel concentration can inf l uence greatly on the morphology of interlayer barrier. The higher of the gel concentration and the greater of injection viscosity, the greater of the interlayer barrier thickness is. The larger of injection volume, the greater of the injection barrier radius and thickness, but the overall morphology is similar.

Key words:bottom-water heavy oil reservoir; artif i cial-interlayer; numerical simulation; indoor experiment