葛麗珍 王 敬 朱志強(qiáng) 劉慧卿 程大勇 孟慶幫

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459； 2.中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 102249)

潛山裂縫性油藏是我國主要油藏類型之一，廣泛分布于華北、勝利、遼河、渤海等地區(qū)，該類油藏儲量大、產(chǎn)能高，對我國石油工業(yè)意義較大[1-6]。與常規(guī)孔隙性油藏、孔隙-裂縫性雙重介質(zhì)油藏相比，該類油藏裂縫較為發(fā)育，基質(zhì)主要由大量微裂縫和少量溶蝕孔隙構(gòu)成[7-8]，宏觀裂縫空間分布非均質(zhì)性強(qiáng)、空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜、裂縫發(fā)育不規(guī)則、基質(zhì)滲透率低等特征使得油藏開發(fā)面臨巨大挑戰(zhàn)[9-12]。水驅(qū)已廣泛應(yīng)用于該類油藏，但是注水采收率較低，水淹現(xiàn)象較為嚴(yán)重，水淹時基質(zhì)中存在大量剩余油，因此，為了保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，迫切需要有效提高采收率的方法[10]。

由于裂縫性油藏的復(fù)雜性和取心難度大等問題，一直以來缺乏較為有代表性的物理模擬方法。應(yīng)用小尺度模型或等效裂縫模型得到的實(shí)驗(yàn)結(jié)果通常嚴(yán)重失真，為了更為有效地模擬裂縫性油藏注水開發(fā)，Liu等[13]建立了孔隙-裂縫性雙重介質(zhì)油藏大尺度物理模型，并開展了水驅(qū)實(shí)驗(yàn)；童凱軍 等[14]基于相似準(zhǔn)則建立了潛山裂縫性三維大尺度物理實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ停㈤_展了水驅(qū)規(guī)律研究；林仁義 等[15]利用長巖心開展了裂縫性變質(zhì)巖油藏注天然氣實(shí)驗(yàn)。但目前有關(guān)潛山裂縫性油藏提高采收率三維大尺度物理模擬方面的研究較少，并且大尺度模型通常耐壓較低，降低了裂縫性油藏模擬結(jié)果的可靠性。為了研究潛山裂縫性油藏提高采收率方法，提出較為可靠的方案，本文以渤海JZ25-1S潛山裂縫性油藏及其注采井網(wǎng)為物理原型，選取與油藏巖石潤濕性、物性接近的微裂縫-溶蝕孔隙露頭作為巖樣，根據(jù)相似原理建立三維大尺度裂縫性油藏高壓物理模型，在水驅(qū)開發(fā)的基礎(chǔ)上開展非混相氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)、表面活性劑驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究，并分析不同方法提高采收率作用機(jī)理，以期為潛山裂縫性油藏水驅(qū)后提高采收率提供理論指導(dǎo)。

1 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ团c參數(shù)

利用量綱分析法和方程分析法相結(jié)合建立裂縫性油藏相似準(zhǔn)則，由于潛山裂縫性油藏基質(zhì)滲透率非常低，所以基于雙孔單滲數(shù)學(xué)模型推導(dǎo)了滿足該類裂縫性油藏實(shí)驗(yàn)要求的具有幾何相似、運(yùn)動相似及動力相似的三維物理模擬相似準(zhǔn)則群[14,16](表1)。

表1 潛山裂縫性油藏水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)相似準(zhǔn)則群及物理意義

實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ驮O(shè)計(jì)時選用邊長為5 cm的立方體巖樣，構(gòu)建尺寸為25 cm×25 cm×25 cm的三維物理模型，高壓實(shí)驗(yàn)裝置耐壓25 MPa，如圖1所示。實(shí)驗(yàn)壓力和實(shí)驗(yàn)溫度均與油藏條件下相同(油藏溫度為75 ℃，油藏平均壓力為18 MPa)?；谏鲜鱿嗨茰?zhǔn)則群及礦場參數(shù)計(jì)算確定的模型和實(shí)驗(yàn)參數(shù)如表2所示。

對于JZ25-1S潛山裂縫性油藏，在原始地層壓力下基質(zhì)系統(tǒng)孔隙度在2%～9%，滲透率在0.3～5.0 mD，而裂縫系統(tǒng)平均孔隙度為2.1%，滲透率在100～2 000 mD；在本模型中，巖塊代表基質(zhì)，基質(zhì)中含大量的網(wǎng)狀微裂縫和少量的溶蝕微孔，孔隙度分布在4%～7%，滲透率在0.1～1.0 mD。巖塊間的裂縫代表宏觀裂縫，宏觀裂縫滲透率、孔隙體積可以通過調(diào)整圍壓的方式進(jìn)行控制，體現(xiàn)出油藏應(yīng)力敏感特性。滲透率測試結(jié)果顯示，在原始地層壓力下，模型裂縫系統(tǒng)滲透率在1 300 mD左右，與油藏裂縫系統(tǒng)滲透率接近，說明該模型可以較為準(zhǔn)確地模擬此類油藏的開發(fā)動態(tài)。該模型中注采井網(wǎng)采用水平井頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng)，具體注采井位如圖2所示。

圖1 三維大尺度裂縫性油藏高壓物理模型

模型參數(shù)物理意義油藏原型物理模型比例因子Lx/m油藏長度200 0.25 800Ly/m油藏寬度200 0.25 800Lz/m油藏厚度2000.25800d/m井距1800.20900rw/m井徑0.20.002100t/s驅(qū)替時間864003.8222618q/(mL·min-1)注采速度6944491.1631313μo/(mPa·s)75 ℃原油黏度3.33.31T/℃地層溫度75751p/MPa地層壓力18 18 1

注：比例因子=油藏原型值/物理模型值。

圖2 模型中注采井位置

1.2 實(shí)驗(yàn)方案

周期注水是目前潛山裂縫性油藏應(yīng)用較多的注水方式，因此開展了不同基質(zhì)-裂縫儲容比條件下間歇式周期注水和脈沖式周期注水(異步注水)及水驅(qū)后提高采收率實(shí)驗(yàn)。對于JZ25-1S潛山裂縫性油藏，在開發(fā)過程中主要存在油藏頂部剩余油富集、裂縫系統(tǒng)非均質(zhì)性較強(qiáng)、基質(zhì)系統(tǒng)滲吸作用較弱等3個方面的問題，因此水驅(qū)后選取非混相氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)和表面活性劑驅(qū)來提高采收率,具體實(shí)驗(yàn)方案如下。

實(shí)驗(yàn)1：研究間歇式周期注水后非混相氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)、表面活性劑驅(qū)提高采收率特征。以1.1 mL/min的速度水驅(qū)至高含水期轉(zhuǎn)間歇式周期注水，注水10 min，燜井5 min；多個周期后轉(zhuǎn)氮?dú)怛?qū)，關(guān)閉底部生產(chǎn)井，利用上部兩口井分別進(jìn)行注采，注氣速度10 mL/min；30 min后轉(zhuǎn)凝膠顆粒驅(qū)，而后轉(zhuǎn)表面活性劑驅(qū)，驅(qū)替至高含水后燜井?dāng)?shù)小時轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。

實(shí)驗(yàn)2：研究脈沖式周期注水后非混相氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)、表面活性劑驅(qū)提高采收率特征。以1.1 mL/min的速度水驅(qū)至高含水期轉(zhuǎn)脈沖式周期注水，分別升壓至1、3、5、7 MPa；然后轉(zhuǎn)氮?dú)怛?qū)，關(guān)閉底部生產(chǎn)井，上部生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注，中部預(yù)留井作為生產(chǎn)井，注氣速度10 mL/min；之后過程同實(shí)驗(yàn)1。

1.3 實(shí)驗(yàn)條件及流程

圖3 裂縫性油藏水驅(qū)與提高采收率實(shí)驗(yàn)流程

潛山裂縫性油藏三維物理模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)主要包括注入系統(tǒng)、模型系統(tǒng)和計(jì)量系統(tǒng)等3個部分(圖3)。其中，注入系統(tǒng)包括平流泵、氣瓶、中間容器等，為了確保凝膠顆粒的懸浮特性，凝膠顆粒驅(qū)采用可攪拌中間容器；模型系統(tǒng)主要包括裂縫介質(zhì)巖樣及其夾持裝置、恒溫箱、圍壓泵等，巖樣模型具有充足的預(yù)留井位，可滿足井位調(diào)整需要，圍壓泵一方面夾持裂縫模型，另一方面可在一定范圍內(nèi)控制裂縫中儲量比例；計(jì)量系統(tǒng)主要包括量筒，用于計(jì)量驅(qū)替過程中的產(chǎn)液情況。

實(shí)驗(yàn)用油為JZ25-1S油藏現(xiàn)場脫氣原油，75 ℃下原油黏度約為0.3 mPa·s;實(shí)驗(yàn)用水為蒸餾水;實(shí)驗(yàn)用氣為氮?dú)猓?5 ℃下黏度為0.018 mPa·s;實(shí)驗(yàn)用表面活性劑為十六烷基三甲基溴化銨(CTAB)，質(zhì)量濃度為0.5%的溶液表面張力為32.1 mN/m，油水界面張力可達(dá)0.1 mN/m，75 ℃下黏度為0.46 mPa·s。

三維驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中，實(shí)驗(yàn)溫度設(shè)定為油藏溫度75 ℃，圍壓設(shè)置在7～15 MPa;懸浮液由初始粒徑為100～140 μm的凝膠顆粒配置而成，懸浮液濃度為5 g/L，75 ℃下黏度為13 mPa·s;表面活性劑溶液質(zhì)量濃度為0.5%。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.1 間歇式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)中模型圍壓為7 MPa，基質(zhì)含油417 mL，裂縫含油233 mL，模型含油總量650 mL，基質(zhì)裂縫儲容比為1.8∶1.0，由于圍壓較低，宏觀裂縫滲透率相對較高，同時由于巖塊并非完全規(guī)則，裂縫系統(tǒng)存在一定的非均質(zhì)性。間歇式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實(shí)驗(yàn)含水率及采收率變化規(guī)律如圖4所示，各階段采油量及采收率見表3。由圖4及表3可以看出，水驅(qū)無水采油量約為85 mL，無水采收率為13%，直至實(shí)施間歇式周期注水，階段累計(jì)注水0.85 PV，累積采油量187.7 mL，階段采收率達(dá)到28%。周期注水5個輪次，每個輪次含水率均有小幅降低，但效果不明顯，階段累積注水量0.25 PV，階段采油量5.5 mL，階段采收率僅為0.85%，水驅(qū)總采油量193.2 mL，采收率為29.7%。由于靜態(tài)滲吸作用較慢，出油量較少，周期注水結(jié)束后累積采油量低于裂縫含油量，因此初步推斷水驅(qū)階段采油量主要來源于宏觀裂縫。

圖4 間歇式周期注水+提高采收率含水率及采收率變化規(guī)律

參數(shù)常規(guī)注水期間歇注水期氣驅(qū)凝膠驅(qū)一期表活劑驅(qū)二期表活劑驅(qū)產(chǎn)油量/mL187.75.501.5016.1011.0010.50采收率/%28.00.850.232.481.691.61

在周期注水之后開展非混相氣驅(qū)，上部兩口井一注一采，階段累積注氣量0.05 PV，氣驅(qū)采油量僅為1.5 mL。氣驅(qū)結(jié)束后恢復(fù)原有的注采結(jié)構(gòu)開展凝膠顆粒驅(qū)實(shí)驗(yàn)，結(jié)果顯示顆粒驅(qū)初期含水率小幅下降，一段時間后含水率下降至70%左右，階段累積注入量0.6 PV，凝膠顆粒驅(qū)階段采油量16.1 mL，階段采收率2.48%。顆粒驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)表面活性劑驅(qū)，表面活性劑驅(qū)第一階段注入量0.65 PV，出油量11 mL，主要發(fā)揮表面活性劑洗油作用，顆粒驅(qū)后表面活性劑更均勻進(jìn)入油藏；清洗裂縫表面的剩余油，進(jìn)入高含水期后燜井10 h發(fā)揮表面活性劑促進(jìn)自發(fā)滲吸的作用，再后續(xù)水驅(qū)出油量10.5mL，表面活性劑驅(qū)階段采收率3.31%。

2.2 脈沖式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)中圍壓為14 MPa，基質(zhì)含油467 mL，裂縫含油166 mL，模型含油總量633 mL，基質(zhì)裂縫儲容比為2.8∶1。宏觀裂縫同樣存在非均質(zhì)性，并且圍壓較高，小裂縫滲透率非常低。采用水平井頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng)，中部預(yù)留一口井用作氣驅(qū)的生產(chǎn)井。脈沖式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實(shí)驗(yàn)含水率及采收率變化規(guī)律如圖5所示，各階段采油量及采收率見表4。由圖5及表4可以看出，水驅(qū)無水采油量為65 mL，無水采收率為10%，直至實(shí)施異步注水，階段累積注水量0.5 PV，累積產(chǎn)油量100 mL，階段采收率為15.8%；之后轉(zhuǎn)異步注水，異步注水4輪次采油量30.2 mL，階段采收率4.77%，水驅(qū)總采油量130.2 mL，采收率為20.57%。與間歇式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實(shí)驗(yàn)相比，由于宏觀裂縫含油量比例較低，所以水驅(qū)階段采收率較低，進(jìn)一步表明水驅(qū)階段采收率主要決定于宏觀裂縫儲量比例。對比間歇式周期注水和脈沖式周期注水，后者開發(fā)效果遠(yuǎn)好于前者，與礦場實(shí)際效果一致[17-18]。

圖5 異步注水+提高采收率含水率及采收率變化規(guī)律

參 數(shù)常規(guī)注水脈沖注水氣驅(qū)凝膠驅(qū)一期表活劑驅(qū)二期表活劑驅(qū)產(chǎn)油量/mL10030.21622.5179.5采收率/%15.84.772.533.552.691.50

異步注水后轉(zhuǎn)氮?dú)鈿怛?qū)，階段累積注氣量0.15 PV，采油量16 mL，遠(yuǎn)高于頂部注采條件下的采收率，可見氣驅(qū)采收率決定于生產(chǎn)井垂向位置，位置越低采收率越高；氣驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)凝膠顆粒驅(qū)，階段注入量為0.5 PV，采油量為22.5 mL，采收率3.55%，高于間歇式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實(shí)驗(yàn)；表面活性劑驅(qū)第一階段注入量0.4 PV，采油量17 mL，燜井后水驅(qū)采油量9.5 mL，階段采收率4.19%，最終采收率30.80%，水驅(qū)后提高采收率10.23個百分點(diǎn)。

2.3 兩組實(shí)驗(yàn)對比分析

對比兩組實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，宏觀裂縫儲量越高，無水采油期越長，初期含水上升越慢，水驅(qū)采收率和最終采收率越高；水驅(qū)采收率主要來源于宏觀裂縫，依靠滲吸采油的基質(zhì)貢獻(xiàn)較少；圍壓高的情況下，部分裂縫閉合程度高，非均質(zhì)性變強(qiáng)，水驅(qū)采收率較低，后期提高采收率幅度更大；脈沖式周期注水比間歇式周期注水效果更好，由于脈沖式周期注水能夠形成較高的壓力波動，在脈沖式周期注水注入階段生產(chǎn)井停止生產(chǎn)，油藏壓力持續(xù)升高，注入水波及范圍增大；但在脈沖式周期注水生產(chǎn)階段注水井停止注水，生產(chǎn)井排液量增大，裂縫系統(tǒng)壓力快速下降，基質(zhì)與裂縫之間的壓力差增大，基質(zhì)中的原油排出。因此，對于宏觀裂縫儲量較高的油藏，后期提高采收率以強(qiáng)化水驅(qū)為主，推薦凝膠顆粒驅(qū)和表面活性劑驅(qū)；而對于宏觀裂縫儲量較低的油藏，由于該類油藏本身的非均質(zhì)性更強(qiáng)，改善水驅(qū)(脈沖式周期注水)能明顯提高水驅(qū)效果，目前有很多油田均采取了周期注水策略來提高采收率[17-18]，如JZ25-1S潛山高含水區(qū)已實(shí)施的脈沖式周期注水，單井取得了增油量20～40 m3/d(含水下降60%)的效果，該類油藏高含水后期仍有采取氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)及表面活性劑驅(qū)的潛力。

3 結(jié)論

1) 潛山裂縫性油藏水驅(qū)采收率主要來自于宏觀裂縫貢獻(xiàn)，宏觀裂縫系統(tǒng)儲量比例越大，水驅(qū)階段采收率和最終采收率越高；與間歇式周期注水相比，脈沖式周期注水可以增加波及范圍，促進(jìn)油水交滲流動，從而獲得更好的開發(fā)效果。

2) 非混相氣驅(qū)主要依靠氣液密度差異發(fā)揮重力驅(qū)替作用，轉(zhuǎn)頂部注氣條件下生產(chǎn)井位置較低時階段采收率較高，所以裂縫性油藏水平井交錯立體注采井網(wǎng)可以嘗試水驅(qū)轉(zhuǎn)頂部注氣開發(fā)方式，但應(yīng)考慮水驅(qū)階段油藏中下部的水淹狀況慎重選擇生產(chǎn)井位置。

3) 凝膠顆粒驅(qū)可以改善宏觀裂縫的非均質(zhì)性，擴(kuò)大注入水的波及范圍，并且為后續(xù)表面活性劑驅(qū)創(chuàng)造條件，凝膠顆粒驅(qū)提高原油采收率可達(dá)2～4個百分點(diǎn)。

4) 表面活性劑驅(qū)一方面可以通過清洗宏觀裂縫表面的剩余油提高采收率，另一方面燜井一段時間后可以通過強(qiáng)化基質(zhì)滲吸效應(yīng)提高采收率，上述2種效應(yīng)提高采收率可達(dá)3～5個百分點(diǎn)。

符號注釋

Cf—壓縮系數(shù)，MPa-1；

d—井距，m；

D—滲吸系數(shù)；

g—重力加速度，m/s2；

K—滲透率，mD；

L—水平井長度，m；

Lx、Ly、Lz—油藏x、y、z方向長度，m；

p—油藏壓力，MPa；

pi—原始地層壓力，MPa；

q—注采量，m3/s；

rw—井筒半徑，cm；

R—基巖最終滲吸采收率，%；

t—驅(qū)替時間，s；

η—相似準(zhǔn)數(shù)；

μo—油相黏度，mPa·s；

μw—水相黏度，mPa·s；

ρo—原油密度，kg/m3；

ρw—水密度，kg/m3；

σ—系數(shù)；

φf0—裂縫孔隙度，%。