張曉林，王亞會，徐 偉，湯小龍

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518054）

L 油田位于南海珠江口盆地，為巨厚生物礁灰?guī)r底水油藏，探明石油地質(zhì)儲量超億方，經(jīng)過20 多年強底水驅(qū)開發(fā)，目前油田綜合含水率達90%，但采出程度僅12%，剩余潛力巨大。巖心分析、成像測井及地震反演資料均顯示，儲層發(fā)育天然裂縫，裂縫傾角以中-高角度為主，為斷層伴生縫；基質(zhì)物性較好，平均孔隙度22%，平均滲透率560 mD，以高孔-中滲為主。復(fù)雜的儲層條件及強底水驅(qū)作用下，油水滲流及分布規(guī)律復(fù)雜，嚴重制約了挖潛增產(chǎn)。高含水老井間加密井實鉆儲層物性好、油飽高，但開井即高含水，產(chǎn)量遞減快，開發(fā)效果不理想。針對這一復(fù)雜問題，論文通過巖心薄片微觀水驅(qū)油實驗和全直徑巖心驅(qū)替實驗深入研究了裂縫性礁灰?guī)r油藏水驅(qū)機理[1-3]，并提出了有效的挖潛技術(shù)思路，對改善該類型油藏開發(fā)效果具有重要指導(dǎo)意義。

1 巖心薄片微觀驅(qū)替實驗研究

1.1 實驗器材和步驟

實驗主要設(shè)備有顯微鏡、電腦、巖心薄片夾持器、相關(guān)數(shù)據(jù)采集軟件等。采用反射式顯微放大測試方式觀測真實巖心薄片中油水微觀分布和滲流特征。利用計算機自動采集水驅(qū)油過程的動態(tài)圖像。

選擇L 油田領(lǐng)眼井P1 縱向不同層段密閉取心巖樣進行薄片截取，以模擬相對致密型、致密裂縫型、孔隙孔洞型、孔洞裂縫型4 類不同儲層[4，5]，薄片尺寸為1 cm×1 cm×0.3 cm。巖心薄片參數(shù)（見表1）。

表1 密閉取心井P1 巖心薄片參數(shù)表

實驗流程如下：（1）截取巖心薄片，將其安裝在巖片載體上并裝入透明可視的密封膠套中，最后放入夾持器內(nèi)，調(diào)整巖心薄片的位置使其對準可視觀測窗；

（2）抽真空，施加圍壓，飽和無色地層水，直至圖像長時間不再變化；

（3）用染紅的透明油作為模擬油（地層溫度下黏度為63.8 mPa·s）驅(qū)替地層水，直至圖像長時間不再變化，建立束縛水飽和度場和原始油飽和度場；

（4）用甲基藍染色的地層水去驅(qū)替模擬油，直至圖像不再變化；

（5）對實時觀測的實驗全過程圖像進行篩選、處理和分析。

1.2 實驗結(jié)果和機理分析

實驗1：相對致密型薄片水驅(qū)實驗。對比飽和油和驅(qū)替結(jié)束時圖像，左側(cè)小范圍變藍，中部少量大孔隙變藍，水相沿注入端均勻推進，但巖心滲透率低，整體水驅(qū)波及范圍小，大部分區(qū)域基質(zhì)未動用，剩余油分布連續(xù)（見圖1）。

圖1 相對致密型薄片驅(qū)替過程

實驗2：致密裂縫型薄片水驅(qū)實驗。與實驗1 驅(qū)替結(jié)果相比，實驗2 薄片中發(fā)育裂縫，圖像左下角發(fā)育裂縫及大孔洞區(qū)變?yōu)樯钏{色，左上角基本未動用，水相主要沿裂縫及大孔洞竄進，波及范圍仍較小，大部分區(qū)域基質(zhì)未動用，剩余油分布連續(xù)（見圖2）。

圖2 致密裂縫型薄片驅(qū)替過程

實驗3：孔隙孔洞型薄片水驅(qū)實驗。與實驗2 相比，實驗3 薄片中基質(zhì)物性較好，波及范圍明顯增大，波及區(qū)域基質(zhì)動用程度高，未波及區(qū)域仍富含原油且連續(xù)分布（見圖3）。

圖3 孔隙孔洞型薄片驅(qū)替過程

實驗4：孔洞裂縫型薄片水驅(qū)實驗。與實驗3 相比，實驗4 模型發(fā)育裂縫，水驅(qū)波及范圍較大，裂縫發(fā)育區(qū)剩余油不連續(xù)地分布在基質(zhì)中（見圖4）。

圖4 孔洞裂縫型薄片驅(qū)替過程

綜合以上實驗結(jié)果分析認為，（1）在裂縫不發(fā)育區(qū)，如果基質(zhì)相對致密、滲流能力弱，基質(zhì)為主要儲油空間，水驅(qū)前緣均勻推進，但波及范圍??；（2）在裂縫不發(fā)育區(qū)，如果基質(zhì)物性較好、滲流能力強，基質(zhì)既是儲油空間，也是滲流通道，水驅(qū)波及范圍明顯增大，基質(zhì)動用程度提高；（3）在裂縫發(fā)育區(qū)，裂縫成為水竄通道，基質(zhì)滲流容易受阻，高倍水驅(qū)后基質(zhì)中仍富集剩余油[6-9]。高含水條件下基質(zhì)孔隙中剩余油能否被采出？本文通過全直徑巖心驅(qū)替實驗開展了進一步研究。

2 全直徑巖心驅(qū)替實驗研究

2.1 實驗器材和步驟

實驗主要設(shè)備有多功能巖心驅(qū)替實驗裝置及地層油配樣器，驅(qū)替實驗裝置包括三軸全直徑長巖心夾持器、注入泵系統(tǒng)、回壓調(diào)節(jié)器、控溫系統(tǒng)、油氣分離器等，將全直徑巖心夾持器安裝在三角支架上，可接近90°旋轉(zhuǎn)，以模擬垂向底水驅(qū)替。

實驗全直徑巖心取自密閉取心井P1 縱向不同儲層段，共計4 塊。測定每塊全直徑巖心的長度、直徑、孔隙度和滲透率后，按滲透率大小分成2 組進行組合拼接，得到2 塊全直徑組合長巖心。實驗用油為復(fù)配地層原油，采用井口取樣死油樣品，按地層壓力12.4 MPa、地層溫度52.2 ℃、原始溶解氣油比5.2 m3/m3配制得到活油（見表2）。

表2 密閉取心井P1 全直徑巖心參數(shù)表

實驗流程如下：（1）建立束縛水飽和度場。將巖心抽真空后，先飽和地層水，再在地層溫度下用死油驅(qū)替巖心，并提壓至地層壓力，靜置3 d 以上。

（2）建立原始含油飽和度場。用配制好的活油驅(qū)替巖心，每隔一定時間在出口端記錄油量和氣量，計算出口端氣油比，至出口端氣油比達到原始溶解氣油比且穩(wěn)定后停止驅(qū)替。

（3）地層水驅(qū)油過程。從巖心入口端恒壓注入地層水進行驅(qū)替，同時控制出口端回壓，每注入0.1 HCPV地層水時記錄相應(yīng)的時間、壓力和流量數(shù)據(jù)，至出口端不出油時停止驅(qū)替。

（4）燜井后地層水驅(qū)油過程。流程（3）結(jié)束后，恒壓靜置1 d，之后繼續(xù)保持恒壓向巖心內(nèi)注入地層水進行驅(qū)替，至出口端不出油時停止驅(qū)替。再次恒壓靜置1 d后持續(xù)驅(qū)替至出口端不出油，期間記錄相應(yīng)實驗數(shù)據(jù)。

（5）降低回壓提液驅(qū)油過程。流程（4）結(jié)束后，保持注入壓力不變并降低回壓1～2 MPa，增大驅(qū)替壓差，恒壓注入地層水進行驅(qū)替并記錄實驗數(shù)據(jù)，至出口端不出油時停止。然后再次降回壓1～2 MPa，持續(xù)驅(qū)替至出口端不出油時停止。

（6）后期高倍水驅(qū)油過程。在流程（5）基礎(chǔ)上，恢復(fù)至地層壓力，持續(xù)恒壓注入地層水，研究長時間水洗的最終驅(qū)油效率及提高采收率效果。

（7）處理實驗數(shù)據(jù)，計算各階段驅(qū)油效率，分析驅(qū)替機理。

2.2 實驗結(jié)果和機理分析

兩組巖心的驅(qū)替實驗結(jié)果基本一致（見表3 和圖5）。

圖5 全直徑巖心組合不同階段驅(qū)替效率對比

表3 全直徑巖心不同驅(qū)替階段實驗結(jié)果

（1）驅(qū)替初期注入水沿裂縫及大孔道竄進，出口端快速見水，僅注入0.474～0.614 HCPV 時含水率上升至94%，此時出口端不出油，裂縫及大孔道已水淹，該階段驅(qū)替效率19.2%～21.8%，產(chǎn)出油主要來自裂縫和基質(zhì)大孔道。

（2）燜井階段基質(zhì)孔隙中部分原油可通過滲吸作用進入裂縫而被驅(qū)出，降回壓后增大了驅(qū)替壓差、增強了基質(zhì)與裂縫間的物質(zhì)交換能力，因此燜井后驅(qū)替和降回壓驅(qū)替兩個階段可進一步提高驅(qū)替效率，兩個階段注入地層水體積合計增加了1～2 倍，驅(qū)替效率提高4.4%～5.1%。

（3）多倍水驅(qū)過程中基質(zhì)孔隙中原油在長期水洗作用下以“水包油”形式被驅(qū)出，該階段注入地層水體積增加了8～12 倍，進一步提高驅(qū)替效率10.8%～15.3%。

巖心薄片微觀水驅(qū)油實驗及全直徑巖心驅(qū)替實驗結(jié)果表明，裂縫性礁灰?guī)r油藏在強水驅(qū)作用下，裂縫導(dǎo)流能力強，易形成水竄優(yōu)勢通道、快速水淹，抑制了基質(zhì)滲流，基質(zhì)剩余油富集；通過燜井、增大驅(qū)替壓差、長期水洗作用，可進一步動用基質(zhì)孔隙中部分原油，提高原油采收率。

3 應(yīng)用及效果

3.1 挖潛策略提出

為落實強底水驅(qū)開發(fā)模式下剩余油分布規(guī)律，2013-2014 年于高含水老井L1、L2 和L3 井間區(qū)域先后實施了2 口領(lǐng)眼井P1 和P2。3 口老井水平段均位于上部B1 層，領(lǐng)眼井鉆探時正常生產(chǎn)，L1 井日產(chǎn)油69 m3，含水率97.1%，累積產(chǎn)油92.9×104m3；L2 井日產(chǎn)油31 m3，含水率89.9%，累積產(chǎn)油42.9×104m3；L3 井日產(chǎn)油21 m3，含水率98.5%，累積產(chǎn)油50.8×104m3。P1井距L1 井80 m，P2 井距L2 井130 m。兩口井均鉆遇了原始油水界面，測井顯示儲層基本未動用，巖描顯示飽含原油，進一步證實了水驅(qū)波及范圍有限，基質(zhì)動用程度低，井間剩余油富集。但P1 井于2014 年6 月轉(zhuǎn)生產(chǎn)井試采下部B3 層，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油僅37 m3，采油指數(shù)8.9 m3/（d·MPa），初始含水率高達90%，開井即高含水，產(chǎn)量遞減快，2016 年關(guān)停前累積產(chǎn)油僅1.6×104m3，開發(fā)效果不理想（見表4）。

表4 老井開發(fā)指標匯總表

為何加密井實鉆顯示井間儲層剩余油富集，但開井即高含水？結(jié)合驅(qū)替實驗結(jié)果分析認為，“裂縫水竄，網(wǎng)狀水淹”是造成這一現(xiàn)象的主要因素。測井顯示油飽高且密閉取心觀察到浸染嚴重，表明基質(zhì)動用程度低；老井含水率均已達到90%以上，其近井地帶裂縫均已水淹；加密井啟井后，在壓差作用下老井水錐沿著裂縫網(wǎng)絡(luò)快速竄流進入加密井井底，導(dǎo)致加密井控制區(qū)域內(nèi)基質(zhì)中原油難以有效動用，挖潛效果不理想。

為改善挖潛效果，借鑒L 油田已有ICD 控水實驗經(jīng)驗[10]，提出了井間加密輔助裂縫充填控水增油的技術(shù)思路。即在ICD 完井基礎(chǔ)上，通過高分子顆粒填充井眼環(huán)空，抑制環(huán)空軸向竄流，均衡產(chǎn)液剖面[11，12]；同時通過高壓泵入，天然裂縫在壓力作用下張開，顆粒隨攜砂液進入裂縫，填充井區(qū)裂縫網(wǎng)絡(luò)，降低裂縫導(dǎo)流能力，延緩水竄和油井含水上升速度，實現(xiàn)控水增油（見圖6）。

圖6 裂縫充填控水增油技術(shù)示意圖

3.2 礦場應(yīng)用效果

該技術(shù)已于2018-2020 年在L 油田3 口加密水平井L3H3、L3H4、L4H5 成功應(yīng)用。投產(chǎn)初期含水率較鄰井下降幅度達34.6%～76.3%，含水上升速度得到有效控制；目前3 口井累積產(chǎn)油7.1×104m3～18.8×104m3，預(yù)測凈增技術(shù)可采儲量達6.1×104m3～15.5×104m3，控水增油成效顯著。這一技術(shù)在L 油田的成功應(yīng)用，為裂縫性礁灰?guī)r強水驅(qū)開采提高采收率指明了方向（見圖7）。

圖7 控水井L3H3、L3H4 和L4H5 與鄰井生產(chǎn)動態(tài)對比

4 結(jié)論

（1）裂縫性礁灰?guī)r油藏強水驅(qū)開采時，裂縫快速水竄，基質(zhì)滲流受阻，基質(zhì)原油主要依靠滲吸作用緩慢流入裂縫，以水包油形式被驅(qū)出。

（2）裂縫性礁灰?guī)r油藏水驅(qū)波及范圍小，高含水期裂縫網(wǎng)狀水淹，基質(zhì)動用程度低，井間富含油。

（3）井間加密輔助裂縫充填控水的挖潛策略能夠有效改善L 油田高含水期加密井開發(fā)效果，指明了裂縫性礁灰?guī)r油藏強水驅(qū)開采提高采收率方向。