吳景春，宮宇鵬，張 庚

（東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318）

井網(wǎng)對深部調(diào)驅(qū)效果影響的物理模擬實(shí)驗(yàn)研究

吳景春，宮宇鵬，張 庚

（東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318）

為認(rèn)識深部調(diào)驅(qū)作用機(jī)理、進(jìn)一步掌握動(dòng)態(tài)變化規(guī)律、優(yōu)化試驗(yàn)方案，亟需開展深部調(diào)驅(qū)三維物理模擬實(shí)驗(yàn)，建立配套評價(jià)技術(shù)，明確效果影響因素，確保深部調(diào)驅(qū)礦場試驗(yàn)效果。通過物理模擬室內(nèi)試驗(yàn)研究，對不同井網(wǎng)物模動(dòng)態(tài)和深部調(diào)驅(qū)效果進(jìn)行監(jiān)測研究，評價(jià)實(shí)驗(yàn)效果，得出結(jié)論，優(yōu)化油藏設(shè)計(jì)方案。為了進(jìn)一步更加形象地研究深部調(diào)驅(qū)體系動(dòng)態(tài)特征，進(jìn)行了含油飽和度場的監(jiān)測,繪制含油飽和度場變化圖，得出了深部調(diào)驅(qū)體系有效的封堵高滲透層，擴(kuò)大了波及體積，大幅度提高了采收率的結(jié)論，表明了井網(wǎng)不同對于深部調(diào)驅(qū)體系有很大的影響。

深部調(diào)驅(qū)；井網(wǎng)；飽和度；采出程度

進(jìn)入高含水后期，油藏儲層變化加劇，逐漸形成了不利于油田生產(chǎn)的儲層大孔道即低效或無效注水循環(huán)場，使大量的注入水沿大孔道做無效循環(huán)，降低了水驅(qū)波及體積，對油田控制含水率、控制產(chǎn)量遞減的工作造成極大的困難，直接影響了油田的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益[1-4]。深度調(diào)驅(qū)是提高油藏最終采收率的重要手段，是近幾年來二次開發(fā)領(lǐng)域發(fā)展的一項(xiàng)新技術(shù)，對高含水期砂巖油藏進(jìn)一步提高采收率意義重大，通過先導(dǎo)試驗(yàn)已經(jīng)顯示出工藝相對簡單、增油量高、經(jīng)濟(jì)效益好等諸多優(yōu)點(diǎn)，必將成為水驅(qū)油田一個(gè)主要的開發(fā)階段[5-8]。通過先導(dǎo)試驗(yàn)已經(jīng)顯示出工藝相對簡單、增油量高、經(jīng)濟(jì)效益好等諸多優(yōu)點(diǎn)，必將成為水驅(qū)油田一個(gè)主要的開發(fā)階段。本文通過物理模擬室內(nèi)試驗(yàn)研究，選用平面非均質(zhì)，縱向非均質(zhì)巖心用不同井網(wǎng)進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，得出實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，對比深部調(diào)驅(qū)效果，得出結(jié)論。之后通過軟件繪制含油飽和度場變化圖，對比分析，觀察深部調(diào)驅(qū)體系動(dòng)態(tài)特征，更形象直觀表明不同井網(wǎng)對深部調(diào)驅(qū)效果影響的結(jié)論[9,10]。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)用化學(xué)藥劑：現(xiàn)場提供的聚合物 2000萬海瀾，交聯(lián)劑NJ-4。

實(shí)驗(yàn)用水：實(shí)際注入水。

實(shí)驗(yàn)用油：原油（70 ℃時(shí)粘度為80 mPa?s）。

實(shí)驗(yàn)用巖心：三維非均質(zhì)巖心，巖心參數(shù)見表1。

實(shí)驗(yàn)設(shè)備：D-250L型恒壓恒速泵、2PB00C型平流泵、82-B型保溫箱、巖心夾持器、中間容器、含油飽和度測量器、壓力傳感器等。

實(shí)驗(yàn)溫度：70 ℃。

表1 平面非均質(zhì)、縱向非均質(zhì)巖心物理模型D參數(shù)Table 1 The D parameters of the physical model of the non homogeneous and heterogeneous core of the plane

1.2 實(shí)驗(yàn)方案

研制兩塊平面非均質(zhì)、縱向非均質(zhì)巖心物理模型D5、D9分別進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方案如下：

（1）將巖心抽真空 12 h，用實(shí)驗(yàn)用水飽和巖心，恒溫放置8 h，計(jì)算孔隙體積，測量各點(diǎn)含油飽和度。

當(dāng)無水蒸氣加入時(shí)，約 80%生物質(zhì)碳轉(zhuǎn)化為CO，其余轉(zhuǎn)化為 CO2和 CH4（<4%）。合成氣 H2含量和H2/CO比較低，分別為39.4%和0.83。隨著Steam/C比增大，在載氧體提供的晶格氧和水蒸氣共同氣化介質(zhì)作用下，提高了合成氣收率、合成氣中H2和CO的收率。此外，水蒸氣加入抑制載氧體被H2還原反應(yīng)，避免H2消耗，因此CO和H2含量隨水蒸氣量的增加呈相反趨勢，合成氣 H2/CO比和CO2含量隨Steam/C比增大而增大。

（2）將巖心飽和原油，測量各點(diǎn)含油飽和度，恒溫放置8 h。

（3）巖心水驅(qū)至含水率達(dá)到 98%，記錄進(jìn)口端總壓力、出液量、出油量；監(jiān)測各點(diǎn)含油飽和度。

（4）注入調(diào)驅(qū)劑，主段塞配方為0.2% P+0.15% NJ-4，注入量0.25 PV，洗油段塞為0.2%驅(qū)油劑，注入量0.05 PV，記錄進(jìn)口端總壓力、出液量、出油量；監(jiān)測各點(diǎn)含油飽和度；關(guān)井至調(diào)驅(qū)劑候凝。

（5）后續(xù)水驅(qū)至不出油，記錄進(jìn)口端總壓力、出液量、出油量；監(jiān)測各點(diǎn)含油飽和度。

（6）繪制進(jìn)口端總壓力、含水率、采收率與注入量關(guān)系曲線，繪制含油飽和度場圖。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 驅(qū)油效果

將巖心按實(shí)驗(yàn)方案進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，考察不同井網(wǎng)對深部調(diào)驅(qū)驅(qū)油效果的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2,圖1和圖2。

表2 平面非均質(zhì)、縱向非均質(zhì)巖心深部調(diào)驅(qū)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental results of deep profile control flooding and flooding in the planar heterogeneous and vertical heterogeneous cores

圖1 巖心D5驅(qū)油效果圖Fig.1 Core D5 oil displacement effect diagram

圖2 巖心D9驅(qū)油效果圖Fig.2 Core D9 oil displacement effect diagram

從以上圖表中可以看出，對于平面非均質(zhì)、縱向非均質(zhì)巖心，五點(diǎn)井網(wǎng)深部調(diào)驅(qū)效果要好于九點(diǎn)井網(wǎng)，五點(diǎn)井網(wǎng)最終采收率比九點(diǎn)井網(wǎng)高4.98%。深部調(diào)驅(qū)效果明顯，注調(diào)驅(qū)劑體系后采收率都提高19%以上。

注入調(diào)驅(qū)劑后含水率大幅度降低，五點(diǎn)井網(wǎng)降低16.58%，九點(diǎn)井網(wǎng)降低 14.13%。壓力大幅度上升，后續(xù)水驅(qū)壓力高于水驅(qū)壓力。五點(diǎn)井網(wǎng)、九點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)的平均壓力比調(diào)驅(qū)前的注入壓力分別提高12.5倍和10.5倍。

2.2 含油飽和度場

繪制含油飽和度場變化圖，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3和4。

通過圖3和4分析可知在后續(xù)水驅(qū)階段，由于調(diào)驅(qū)劑已在高滲透區(qū)及主流線附近區(qū)域發(fā)生滯留，使后續(xù)水進(jìn)入周圍滲透率較低的區(qū)域，中低滲透驅(qū)吸液能力增加，波及范圍擴(kuò)大，剩余油飽和度下降。

3 結(jié) 論

（1）五點(diǎn)井網(wǎng)深部調(diào)驅(qū)驅(qū)油效果要好于九點(diǎn)井網(wǎng)。

圖3 巖心D5飽和度場圖Fig.3 Core D5 saturation field map

圖4 巖心D9飽和度場圖Fig.4 Core D9 saturation field map

（2）平面非均質(zhì)、縱向非均質(zhì)深部調(diào)驅(qū)效果明顯，注調(diào)驅(qū)劑體系后采收率最大可提高22.01%；含水率最大可降低16.58%；注入壓力大幅度上升，調(diào)驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)的平均壓力比調(diào)驅(qū)前的注入壓力最大可提高12.5倍。

（3）含油飽和度場變化可以看出深部調(diào)驅(qū)體系有效的封堵高滲透層，擴(kuò)大了波及體積，大幅度提高了采收率。

［1］王忠．深部調(diào)驅(qū)效果評價(jià)研究[D]．大慶:東北石油大學(xué)，2013．

［2］沈平平,王家祿,田玉玲,等．三維油藏物理模擬的飽和度測量技術(shù)研究[J]．石油勘探與開發(fā),2005,(B11)：71-76．

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［5］樊超．海1塊深部調(diào)驅(qū)驅(qū)油效果研究[D]．大慶:東北石油大學(xué),2014．

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［7］岳湘安,王尤富,王克亮．提高石油采收率基礎(chǔ)[M]．北京:石油工業(yè)出版社,2007．

［8］張俊杰．趙 57斷塊深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)與評價(jià)[J]．內(nèi)蒙古石油化工,2011(1):146-148．

［9］李華斌,趙長久,孟繁儒．大慶油田三元復(fù)合驅(qū)合理井網(wǎng)井距研究[J]．西南石油學(xué)院學(xué)報(bào),2000．

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Experimental Study on Physical Simulation of Impact of Well Network on the Deep Profile Control and Flooding Effect

WU Jing-chun，GONG Yu-peng，ZHANG Geng
（College of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China)

In order to understand the mechanism of deep profile control and flooding effect, further understand the regular of dynamic variation, optimize the test program, it is very necessary to carry out the deep flooding dimensional physics simulation to establish the matching evaluation process and clarify the affecting factors. Through the indoor physical simulation experiments, physical simulation dynamic of different well network and effect of deep flooding were studied. Through evaluating the effect of experiments, the reservoir design project was optimized. In order to further more visually study dynamic characteristics of deep profile control and flooding system, oil saturation field change chart was drawn. Effective plugging high permeability layer of the deep profile control system was determined, the swept volume was greatly enlarged, and the recovery rate was improved. The study suggests that different well network has great influence on system of deep profile control.

Deep profile control and flooding effect; Well network; Saturation; Recovery

TE 343

A

1671-0460（2015）08-1844-03

2015-06-22

吳景春（1968-），男，黑龍江大慶人，教授，2006年獲東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)博士學(xué)位，研究方向：油氣田開發(fā)、提高采收率原理與技術(shù)。E-mail：w6529@163.com。

宮宇鵬（1990-），男，在讀碩士研究生，就讀于東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，研究方向：提高采收率原理與技術(shù)。E-mail：617280763@qq.com。