張瀟 李亮 方吉超 郭娜 馬淑芬 由慶

1.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；2.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院；3.中國石化石油勘探開發(fā)研究院；4.中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院

底水油藏是指油水層界面被水平分割的一類油藏，其油水界面遠(yuǎn)大于油藏垂直界面。這種油藏通常具有較厚的油層，且油水接觸面較大［1-2］。通常情況下，油藏底水面積遠(yuǎn)大于油層面積，天然能量充足，有利于油藏開采開發(fā)。然而底水能量充足也會(huì)導(dǎo)致底水較易滲入油層，形成竄流通道，油井含水迅速上升，縮短油井無水采油期，降低油井壽命［3-5］。另外，由于大量連通通道的存在，導(dǎo)致二次采油階段水驅(qū)波及效率降低，油層動(dòng)用程度小，采收率效果差［6］。為了減緩底水油藏油井含水上升，減小井底壓力變化幅度，國內(nèi)外普遍使用水平井對(duì)底水油藏進(jìn)行開發(fā)［7-10］。

盡管水平井可以減緩底水錐進(jìn)的速率，但其注入水的波及效率仍然較低。1962年，Barne等［11］首次提出了油水的黏度差異是導(dǎo)致水驅(qū)油效果不理想的原因之一，并探究通過加入化學(xué)劑以提高注入水的黏度來提高注水開發(fā)過程中注入水的波及效率。1964年，Pye 等［12］提出將聚合物溶液注入地層以減小水驅(qū)過程中的不利流動(dòng)。通過注入化學(xué)段塞對(duì)油藏高滲區(qū)的水流優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行封堵，提高注入水的波及效率，解決底水錐進(jìn)速度快導(dǎo)致生產(chǎn)井含水率高的難題［13-17］。

塔河油田碎屑巖油藏也面臨底水上升過快的問題，在已開發(fā)的13 個(gè)區(qū)塊中有8個(gè)為底水油藏區(qū)塊，底水脊進(jìn)造成水平井水淹嚴(yán)重，剩余油主要分布于井周低滲段以及井間部位。前期主要采用油井堵水方式控制底水，挖掘井周剩余油潛力，但隨著堵水輪次的增加堵水效果急劇變差，急需經(jīng)濟(jì)高效的提高采收率新方法。因此，提出了一種水平井側(cè)向調(diào)驅(qū)提高采收率新技術(shù)，解決底水油藏井間剩余油開發(fā)的難題。側(cè)向調(diào)驅(qū)是專門針對(duì)水平井開發(fā)的底水油藏，注入黏彈性流體擴(kuò)大井間波及體積的調(diào)驅(qū)方法。設(shè)計(jì)了可視化三維底水物理模型，優(yōu)化了施工參數(shù)，明確了側(cè)向調(diào)驅(qū)的優(yōu)勢(shì)，為塔河油田碎屑巖底水油藏進(jìn)一步提高采收率提供技術(shù)支持。

1 底水油藏物理模擬實(shí)驗(yàn)方法

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

側(cè)向調(diào)驅(qū)體系：交聯(lián)聚合物，配方為0.5%LF聚合物+1.0%SD-107交聯(lián)劑，室溫下30 d 黏度可維持在50 mPa · s，強(qiáng)度與流動(dòng)性滿足工藝要求，且濃度較低，能夠合理控制經(jīng)濟(jì)成本。

油：選擇室溫黏度2.0 mPa · s的煤油模擬目標(biāo)原油，與地下原油黏度(1.7~2.2 mPa · s)一致，采用剛果紅染色劑(C32H22N6Na2O6S2)染色，便于觀察。

水：根據(jù)油田產(chǎn)出水的具體組成成分，配制礦化度為50 000 mg/L 的模擬水，使用亮蘭染色劑(C37H34N2Na2O9S3)染色。

砂：油層和水層分別采用120目和100目石英砂填制，石英砂為海安石油設(shè)備公司(中國江蘇)生產(chǎn)的白剛玉砂。

1.2 底水油藏三維物理模型設(shè)計(jì)與填制

根據(jù)相似性準(zhǔn)則及國內(nèi)外相似模型研究成果［18-20］，設(shè)計(jì)了底水油藏可視化物理模擬裝置，其尺寸為長700 mm×高300 mm×寬50 mm，模型整體采用鋼結(jié)構(gòu)，正面采用剛化玻璃，抗壓0.5 MPa，可觀測(cè)油水界面變化、底水上升形態(tài)及剩余油分布情況。模型左右兩側(cè)面距離頂部中間處，每隔50 mm設(shè)計(jì)一個(gè)可開關(guān)的井位植入口，方便設(shè)計(jì)井位，左右側(cè)面各5個(gè)植入口，共計(jì)10個(gè)；模型底部距離邊部中間處，每隔70 mm 設(shè)計(jì)一個(gè)可開關(guān)的底水入口，方便調(diào)節(jié)底水能量，共計(jì)9個(gè)；模型背面內(nèi)部距離頂?shù)撞?、左右?cè)面均25 mm 的中心區(qū)域內(nèi)均勻植入飽和度電子探頭，14/行×6/列共計(jì)84個(gè)監(jiān)測(cè)點(diǎn)，可繪制飽和度分布云圖，定量分析飽和度隨時(shí)間和增產(chǎn)措施變化。模型實(shí)物如圖1所示。

圖1三維可視化模型實(shí)物圖Fig.1 Picture of three-dimensional visual model

水平井采用切縫圓管，水平井長度為50 mm，直徑3 mm，割縫寬度0.5 mm，縫長10 mm，每周4條縫，水平方向縫間隔5 mm，水平井外側(cè)采用200目填砂網(wǎng)進(jìn)行防砂。水平井布置在油藏上部，距油藏頂部50 mm。

模擬底水油藏的填砂過程：底水層填制，室溫條件下，先將模型下半部分充滿鹽水，然后把砂緩慢倒入模型中并攪拌。當(dāng)砂層高度達(dá)到模型的一半時(shí)，開始震動(dòng)使砂沉降，然后再填砂再震動(dòng)直到砂高150 mm。以相同程序填制油層。該模型底水層和油層的孔隙度范圍為38.1%~43.8%，油層滲透率在(0.9~1.0)μm2之間，水層的滲透率在(1.5~2.0)μm2之間，水層和油層的滲透率比值約1.50。

青少年處于人生觀、價(jià)值觀形成的關(guān)鍵期，休閑與青少年健康成長密切相關(guān)。青少年休閑活動(dòng)受到諸如技能缺乏、自信心不足、沒興趣、成為模范心理等［14，41-43］個(gè)人內(nèi)在制約的影響。由于青少年時(shí)期是不成熟向成熟過度的階段，人際間制約如缺乏同伴、父母的態(tài)度、項(xiàng)目領(lǐng)隊(duì)和其他長輩的態(tài)度［40-43］對(duì)青少年休閑活動(dòng)的影響十分顯著。而結(jié)構(gòu)性制約因素主要有學(xué)習(xí)任務(wù)、缺少時(shí)間、缺乏有組織的活動(dòng)項(xiàng)目或機(jī)會(huì)等［14，31，43］。

1.3 底水油藏側(cè)向驅(qū)實(shí)驗(yàn)方法

整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程分為4個(gè)階段：底水驅(qū)，側(cè)向驅(qū)，注入交聯(lián)聚合物和后續(xù)側(cè)向驅(qū)，實(shí)驗(yàn)裝置流程圖如圖2所示。

實(shí)驗(yàn)具體實(shí)驗(yàn)步驟如下。

(1)底水驅(qū)階段：根據(jù)圖2連接實(shí)驗(yàn)裝置，以2.0 mL/min 的速度通過模型底部9個(gè)底水入口進(jìn)行底水驅(qū)替，打開模型左右兩側(cè)上部第一個(gè)井位植入口，設(shè)置對(duì)應(yīng)的水平井作為生產(chǎn)井。當(dāng)其中一個(gè)生產(chǎn)井的含水率達(dá)到98%時(shí)，該井關(guān)閉，另一口井繼續(xù)工作至含水率也達(dá)到98%，停止底水驅(qū)。

(2)側(cè)向驅(qū)階段：將模型左側(cè)生產(chǎn)井變?yōu)樽⑷刖M(jìn)行側(cè)向驅(qū)，待右側(cè)生產(chǎn)井含水率達(dá)到98%，停止側(cè)向驅(qū)。

圖2側(cè)向調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)裝置Fig.2 The experimental device of lateral flooding control

(3)注入交聯(lián)聚合物階段：從左側(cè)注入井向儲(chǔ)層注入0.3 PV 制備好的交聯(lián)聚合物，注入后，關(guān)井60 h，直到交聯(lián)聚合物的黏度上升至平臺(tái)期。

(4)后續(xù)側(cè)向驅(qū)階段：后續(xù)側(cè)向水驅(qū)至生產(chǎn)井含水率再次達(dá)到98%，停止實(shí)驗(yàn)。

2 底水油藏側(cè)向調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化

2.1 注入量優(yōu)化

交聯(lián)聚合物的注入量對(duì)側(cè)向驅(qū)采收率及經(jīng)濟(jì)效益有極大影響。改變交聯(lián)聚合物的注入量(0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV)，以總體采收率、采收率增值及單位體積交聯(lián)聚合物采收率增值為評(píng)價(jià)指標(biāo)，優(yōu)化交聯(lián)聚合物注入量，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3~圖6所示，其中A 為底水能量驅(qū)、B為側(cè)向驅(qū)、C為注交聯(lián)聚合物、D為后續(xù)側(cè)向驅(qū)。

圖3注交聯(lián)聚合物0.4 PV 時(shí)含水率、累積采收率變化曲線Fig.3 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.4 PV

圖4注交聯(lián)聚合物0.3 PV 時(shí)含水率、累積采收率變化曲線Fig.4 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.3 PV

圖5注交聯(lián)聚合物0.2 PV 時(shí)含水率、累積采收率變化曲線Fig.5 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.2 PV

圖6注入量條件下各階段采收率及采收率增值Fig.6 Recovery factor and incremental recovery factor in each stage at different injection volumes

對(duì)比交聯(lián)聚合物在注入量不同的情況下總采收率、采收率增值及各階段的采收率情況發(fā)現(xiàn)，在交聯(lián)聚合物注入量為0.3 PV、0.4 PV 時(shí)，總體采收率、采收率增值及各階段采收率均相差不大，均能夠有效封堵底水層中水流優(yōu)勢(shì)通道，使后續(xù)驅(qū)油劑在油層中側(cè)向波及，提高原油采收率。當(dāng)交聯(lián)聚合物注入量為0.2 PV 時(shí)，總采收率、采收率增值均較注入0.3 PV、0.4 PV 時(shí)小得多，注入的體積不足以有效封堵水層優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致后續(xù)驅(qū)油劑繼續(xù)沿優(yōu)勢(shì)通道突入水層，提高采收率效果差。為了更直觀比較不同注入體積下交聯(lián)聚合物提高采收率效益，采用單位體積注入量對(duì)比采收率增值。將0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV時(shí)采收率增值換都算成1.0 PV 時(shí)采收率增值，分別為56.75%、133.93%、99.35%。可以明顯看出，注入0.3 PV 交聯(lián)聚合物時(shí)效益最高，故優(yōu)選交聯(lián)聚合物最佳注入量為0.3 PV。

2.2 注入時(shí)機(jī)優(yōu)化

交聯(lián)聚合物的注入時(shí)機(jī)影響側(cè)向調(diào)驅(qū)增產(chǎn)效果。通過改變注入時(shí)機(jī)(含水率為50%、70%、90%、98%)，對(duì)比分析不同注入時(shí)機(jī)對(duì)側(cè)向調(diào)驅(qū)采收率和采收率增值的影響規(guī)律，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖7所示。

圖7不同注入時(shí)機(jī)各階段采收率及采收率增值Fig.7 Recovery factor and incremental recovery factor in each stage for different injection timings

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，注入時(shí)機(jī)越早，水脊發(fā)育時(shí)間越短，水脊體內(nèi)優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育越緩慢，交聯(lián)聚合物沿優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)入底水層的趨勢(shì)越小，儲(chǔ)層的物質(zhì)基礎(chǔ)和原油分布較為集中，越有利于進(jìn)行側(cè)向調(diào)驅(qū)，使交聯(lián)聚合物易在油水界面處展布，提高交聯(lián)聚合物抑制底水脊進(jìn)的能力，有效擴(kuò)大側(cè)向水驅(qū)波及效果，大幅度提高總體采收率和采收率增值。因此，側(cè)向調(diào)驅(qū)注入時(shí)機(jī)越早越好。

2.3 注采方式優(yōu)化

通過應(yīng)用水平井和直井對(duì)底水油藏開發(fā)進(jìn)行對(duì)比研究，優(yōu)化布井方式。實(shí)驗(yàn)過程中改變?nèi)S模型內(nèi)的生產(chǎn)井與注入井的形態(tài)，分別模擬直井與水平井，以比較不同注采方式對(duì)采收率的影響。水平井注/水平井采方式，采用打開左右兩側(cè)面第一個(gè)井位植入口，直接插入水平井模型，距油層頂部5 mm。直井注/直井采方式，采用豎直割縫管模擬直井，割縫管長與水平井長相等，距離模型左右兩側(cè)面各50 mm，頂端貼近油層頂部。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖8所示。

圖8不同注采方式下各階段采收率及采收率增值Fig.8 Recovery factor and incremental recovery factor in each stage in different injection-production modes

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，水平井注采方式下的后續(xù)側(cè)向驅(qū)的采收率和采收率增值均高于直井。水平井注/水平井采方式有利于后續(xù)側(cè)向驅(qū)，交聯(lián)聚合物易在油水界面處展布形成隔板，抑制驅(qū)油劑沿水流優(yōu)勢(shì)通道向水層突入，迫使驅(qū)油劑在水層中側(cè)向波及，提高原油采收率。直井注/直井采方式進(jìn)行側(cè)向調(diào)驅(qū)效果較差，交聯(lián)聚合物主要分布在油層注入端，部分交聯(lián)聚合物被頂替進(jìn)入底水層，阻礙后續(xù)水驅(qū)側(cè)向波及，后續(xù)水驅(qū)易突破交聯(lián)聚合物富集區(qū)域，并沿底水層突入采出井，導(dǎo)致含水率迅速上升，采收率低。因此，水平井注/水平井采方式側(cè)向調(diào)驅(qū)更有利。

2.4 油層/水層厚度比優(yōu)化

通過改變油水層的厚度比值，以采收率為評(píng)價(jià)指標(biāo)，對(duì)比不同油層/水層厚度比下的最終采收率和采收率增值，分析油層/水層厚度比對(duì)側(cè)向調(diào)驅(qū)總體采收率的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖9所示。

圖9不同油水層厚度比條件下各階段采收率及采收率增值Fig.9 Recovery factor and incremental recovery factor in each stage at different oil/water layer thickness ratios

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，側(cè)向調(diào)驅(qū)各階段采收率隨油/水層厚度比的上升而提高。油層/水層厚度比為0.5時(shí)，總體采收率為35.73%，采收率增值為26.86%；油/水層厚度比為1.0時(shí)，總體采收率為51.85%，采收率增值為40.16%；油/水層厚度比為2.0時(shí)，總體采收率為64.04%，采收率增值為49.67%。因此，側(cè)向調(diào)驅(qū)適用于油/水層厚度比較大的底水油藏。

3 側(cè)向調(diào)驅(qū)提高采收率機(jī)理

側(cè)向調(diào)驅(qū)主要分為底水驅(qū)、側(cè)向驅(qū)、注交聯(lián)聚合物、后續(xù)側(cè)向驅(qū)共4個(gè)階段，以注入交聯(lián)聚合物0.4 PV 為例揭示側(cè)向調(diào)驅(qū)提高采收率機(jī)理，Sw為含水飽和度，So為含油飽和度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖10所示。

底水上升：底水驅(qū)0.1 PV 后，底水層左右兩側(cè)分別形成明顯水脊，繼續(xù)水驅(qū)至0.8 PV，水脊突破油水界面，驅(qū)油劑僅波及模型兩側(cè)水脊頂部區(qū)域，兩側(cè)底水對(duì)于油層整體而言作用半徑較小，油層動(dòng)用程度低。

側(cè)向水驅(qū)：左側(cè)油井轉(zhuǎn)注后，左側(cè)區(qū)域飽和度場(chǎng)變動(dòng)面積增大，水驅(qū)半徑有一定增大，但水驅(qū)易形成水竄通道，導(dǎo)致入口端突入底水層、出口端底脊進(jìn)油層，形成注入水的無效循環(huán)，整體動(dòng)用程度有限，油層大部分區(qū)域含水飽和度未變動(dòng)。

注交聯(lián)聚合物：交聯(lián)聚合物最初沿水竄通道突入水層，隨水層流動(dòng)阻力增大側(cè)向波及油層，油藏模型含油飽和度持續(xù)下降，驅(qū)油劑作用半徑不斷增大。

后續(xù)側(cè)向驅(qū)：由于交聯(lián)聚合物體系成膠后，水層流動(dòng)阻力進(jìn)一步增大，后續(xù)注水轉(zhuǎn)向明顯，側(cè)向動(dòng)用程度大幅度提高，油層波及面積增大，采收率明顯提高。

4 結(jié)論

(1)設(shè)計(jì)了底水油藏可視化物理模型，建立了底水油藏縱向三維模型填制方法，搭建了底水油藏可視化物理模擬側(cè)向驅(qū)替實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)。

(2)優(yōu)化了側(cè)向調(diào)驅(qū)交聯(lián)聚合物最佳注入量為0.3 PV，側(cè)向調(diào)驅(qū)時(shí)注入時(shí)機(jī)越早越好，水平井注/水平井采方式、油/水層厚度比大有利于側(cè)向調(diào)驅(qū)。在理想注入方案及油藏條件下，側(cè)向驅(qū)最終采收率為64.04%，采收率增值為49.67%，提高采收率效果顯著。

(3)側(cè)向調(diào)驅(qū)時(shí)交聯(lián)聚合物沿油水層界面鋪展，抑制底水水脊的形成，控制注入水與底水、底水與生產(chǎn)井間的竄流溝通，促使注入水在油層內(nèi)均勻推進(jìn)，達(dá)到提高采收率的目的。

圖10側(cè)向驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果實(shí)物圖及飽和度場(chǎng)分布Fig.10 The experimental result of lateral flooding control and the distribution diagram of saturation field