劉義坤，王鳳嬌,2，汪玉梅，李斌會，張棟,2，楊光，支繼強，孫碩，王旭，鄧慶軍，徐賀

（1. 東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318；2. 大慶石油管理局博士后工作站，黑龍江大慶 163453；3. 大慶油田有限責任公司井下作業(yè)分公司，黑龍江大慶 163453；4. 大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712； 5. 大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶 163712）

0 引言

現階段中國石油產量的 70%來自老油田，未來老油田仍將是石油產量的主力[1-3]。老油田經歷了強化采油階段的長期注水沖刷、三次采油階段多種化學劑的協(xié)同驅洗，目前具有采出程度高、含水高的“雙高”特點。老油田如何進一步開發(fā)利用是中國石油工業(yè)面臨的重大挑戰(zhàn)[4-5]，如大慶油田中低滲透儲集層綜合含水為93%～96%，采出程度為38%～42%，剩余儲量巨大，是今后增儲上產的重要接替潛力，但該類剩余儲量存在儲集層物性差、剩余油分布零散、“水注不進，油采不出”等諸多問題，進一步提高采收率難度較大。因此，亟需研發(fā)能夠提高儲集層動用程度、有效動用零散剩余油的儲集層高效改造技術[6-8]。

應用常規(guī)化學驅技術開發(fā)中低滲透儲集層，驅油劑注入效率低、儲集層動用程度差，同時化學劑黏損率高，利用效率較低。傳統(tǒng)水力壓裂能夠建立高速流動通道，但地層能量補充效率低，水驅波及程度低，難以建立有效驅替系統(tǒng)，導致壓裂增產有效期短，效果較差。針對上述問題，科研人員提出以大規(guī)模壓裂為基礎的“壓驅”技術，礦場試驗表明采用該技術開采中低滲透儲集層中的剩余油，效果明顯優(yōu)于常規(guī)化學驅與傳統(tǒng)水力壓裂技術[9-10]，但該技術中水力壓裂裂縫與化學劑滲流驅油的耦合機理、化學劑彈性返排過程中的驅油機理不明確，同時也缺少研究壓驅驅油過程中流體滲流規(guī)律與提高采收率效果的系統(tǒng)方法，限制了其規(guī)?；茝V應用。

針對上述問題，本文研制了壓驅儲能及壓驅回注實驗系統(tǒng)，建立了壓驅技術提高采收率機理實驗研究方法，模擬了壓驅劑的滲流-儲能-洗油-返排過程。同時設計了常規(guī)水驅、常規(guī)壓裂非均質驅油模型，形成了評價不同開發(fā)階段提高采收率貢獻率的量化研究方法，揭示了壓驅技術提高采收率的驅油機理。

1 壓驅技術

壓驅技術以低黏度化學劑作為壓裂液，借助水力壓裂將大量化學劑推進至裂縫沿程上下儲集層深部，快速補充地層能量，大幅增加化學劑與地層的接觸面積，驅動零散剩余油富集，實現高效驅油[11]。壓驅技術將傳統(tǒng)水力壓裂的“促裂縫延伸”變?yōu)椤熬徚芽p延伸”，抑制因裂縫快速延伸導致的化學劑前緣過早突破，實現有效波及體積的擴大，同時將“常速注入”變?yōu)椤案邏鹤⑷搿?，降低化學劑沿途損失。壓驅施工有兩種方式（見圖1）：①從注入端高壓注入化學劑，在地層中壓開裂縫，化學劑沿驅替方向將零散剩余油匯集，繼續(xù)驅替至采出端；壓后裂縫逐漸閉合，注入端恢復至常規(guī)注水；此種方式稱為“正向壓驅”；②從采出端高壓注入化學劑，在地層中壓開裂縫，化學劑在驅替壓差作用下將采出端附近區(qū)域零散剩余油匯集；壓后裂縫逐漸閉合，燜井一段時間后開井生產，同時注入端恢復常規(guī)注水；此種方式稱為“反向壓驅”。礦場試驗表明，反向壓驅應用效果好于正向壓驅[12-13]，故本文重點研究反向壓驅。

圖1 壓驅技術兩種施工方式示意圖

2 實驗設計

2.1 實驗樣品

壓驅劑：①胍膠，為體積分數0.25%改性胍膠+體積分數 0.1%助排劑+體積分數 0.2%有機硼交聯劑+體積分數0.05%過硫酸鉀配制的改性胍膠溶液；②水，為大慶油田薩中開發(fā)區(qū)回注水，礦化度 3 681 mg/L；③石油磺酸鹽（質量分數為 0.3%），油水界面張力為3.4 mN/m。實驗中壓驅劑中均加入示蹤劑，便于觀察其在巖心中的運移情況。

實驗巖心：①天然巖心，共17塊，為大慶油田薩中開發(fā)區(qū)中低滲透儲集層鉆井取心樣品（取心層位均經歷了水驅開發(fā)階段，但采出程度較低），經鉆取、打磨、洗油、烘干而成，巖心長度約為 8.5 cm，直徑約2.5 cm，滲透率為 46.7×10-3～167.8×10-3μm2。②人造平板巖心，共10塊，其中水測滲透率為500×10-3μm2的巖心（簡稱“500巖心”）5塊，水測滲透率為100×10-3μm2的巖心（簡稱“100巖心”）5塊，尺寸為30.0 cm×30.0 cm×4.5 cm；實驗中依據壓驅礦場施工參數（裂縫長度為井距的三分之一），8塊平板巖心（500巖心4塊，100巖心4塊）通過水溶膜沿注采方向對角線預制裂縫，裂縫靠近采出端且裂縫垂直于實驗裝置圖俯視平面，縫長14 cm。

實驗用原油：由大慶油田薩中開發(fā)區(qū)中低滲透儲集層采出的脫氣、脫水原油與煤油混合而成，黏度為9.75 mPa·s（45 ℃）。

2.2 實驗儀器

主要設備為耐高溫高壓巖心流動實驗裝置，該設備配套雙缸恒速恒壓泵、活塞容器、儲能罐（容量200 mL，安裝回壓閥，單向控制儲能罐流出壓力閾值）、壓力傳感器、巖心夾持器、微型CT機及恒溫箱；輔助設備有手搖泵、真空泵、計時器、攪拌器、計量試管等。

2.3 實驗設計

2.3.1 壓驅劑滲流實驗

引入地層壓力虧空系數表征目標地層能量虧空程度，定義為目標措施層位當前地層壓力與原始地層壓力的比值：

壓驅劑隨裂縫的延展在縫內壓力與地層壓力差的作用下進入地層，通過將壓驅劑注入天然巖心柱塞樣的滲流實驗等效模擬其滲流過程。等效原則為巖心內部建立的驅替壓力梯度與實際措施層位驅替壓力梯度相等，具體等效方法為：①將壓裂施工曲線中縫內壓力與目標措施層位當前地層壓力差值作為實際驅替壓差；②以天然巖心柱長度與壓驅劑在儲集層中的實際滲流距離的比值作為相似比；③根據實際驅替壓差按相似比建立巖心兩端驅替壓差。礦場施工監(jiān)測表明，薩中開發(fā)區(qū)中低滲透儲集層壓驅施工后，裂縫內壓力約為20 MPa，原始地層壓力為10 MPa，壓驅劑在裂縫面垂直方向上下的滲流距離各約1.0 m。據此參數，實驗中根據天然巖心柱長度與滲流距離的相似比，確定實驗中巖心兩端等效壓差，該壓差可通過儲能罐預設壓力控制。

壓驅劑滲流實驗共設計3組7套實驗方案，1-1—1-3號巖心實驗用于對比不同類型壓驅劑的滲流規(guī)律；1-4、1-5號巖心實驗用于對比不同滲透率條件下壓驅劑的滲流規(guī)律；1-6、1-7號巖心實驗用于對比不同地層壓力虧空系數條件下壓驅劑的滲流規(guī)律。實驗方案如表1所示，其中，地層壓力虧空系數設置為1.0，0.8和 0.6，表示目前地層壓力分別為 10，8，6 MPa；實驗裝置如圖2（閥門d連接A部分）所示。

表1 壓驅劑滲流實驗方案

實驗步驟：①將巖心放入巖心夾持器抽真空飽和水，計算孔隙體積及孔隙度；②關閉閥門a、b和c；③開啟恒速恒壓泵加壓，至活塞容器中壓驅劑壓力達2.0 MPa；④使用手搖泵加壓，至儲能罐中水壓力達預設壓力，關閉回壓閥；⑤根據表1中壓驅劑類型，開啟活塞容器上部對應閥門，隨后開啟巖心夾持器兩端閥門a與b，從壓力傳感器數值發(fā)生變化時刻開始計時，數值基本穩(wěn)定時刻停止計時；⑥開啟閥門c泄壓后打開夾持器，取出巖心，測量壓驅劑在巖心中的滲流距離；⑦更換巖心重復步驟①—⑥，直至表1中所有實驗方案全部完成。

2.3.2 壓驅劑彈性返排驅油實驗

通過壓驅儲能及反向壓驅回注實驗系統(tǒng)（見圖2，閥門d連接A部分）模擬壓驅劑滲流-儲能-洗油-返排過程。在壓驅劑滲流實驗的基礎上，添加燜井程序，燜井時間為4 h，確保壓驅劑在巖心中進行充分流體交換，評價采出端反向壓驅的驅油效果。壓驅劑彈性返排驅油實驗采用天然巖心，共設計5組10套實驗方案，每種實驗條件設計 2套平行方案，采用與壓驅劑滲流實驗相同的等效模擬方法設計實驗參數，其中 2-11—2-32號巖心實驗用于對比不同類型壓驅劑彈性返排驅油效果，2-41—2-52號巖心實驗用于對比不同地層壓力虧空系數條件下壓驅劑彈性返排驅油效果，實驗方案設計如表2所示。

表2 壓驅劑彈性返排實驗方案

實驗步驟：①將巖心放入巖心夾持器抽真空飽和水，計算孔隙體積及孔隙度；②以0.1 mL/min速度泵入模擬油驅替水至產出端含水率為 0實現飽和，計算原始含油飽和度；③閥門 d接入實驗裝置 A，關閉閥門a、b和c；④使用手搖泵按表2實驗方案對儲能罐（含模擬油）增壓，并調節(jié)回壓閥使儲能罐中模擬油壓力達方案預設壓力；⑤打開巖心夾持器兩端閥門 a和b，開啟恒速恒壓泵控制壓力為2 MPa注入壓驅劑，同時觀察壓力傳感器數值變化情況；至巖心兩端壓力接近平衡且穩(wěn)定時，關閉巖心注入端閥門 a與恒速恒壓泵燜井；⑥打開采出端閥門c，通過計量試管收集采出液，直至不再有液體流出為止；⑦計量采出液中油和水的體積，計算采出液含水率、原油采出程度；⑧更換巖心重復實驗步驟①—⑦，直至表2中所有實驗方案完成。

2.3.3 不同開發(fā)方式提高采收率貢獻率評價實驗

該部分實驗的目的是為量化評價壓驅技術中壓裂改造、化學劑驅油、地層增能以及燜井等各階段對提高采收率的貢獻程度。通過并聯不同滲透率的平板巖心構建非均質儲集層（其中：B-1巖心組為500巖心、100巖心并聯，B-2—B-3巖心組為500巖心與預制裂縫的100巖心并聯），共設計5套實驗方案，開展不同開發(fā)方式條件下的驅油效果物理模擬實驗，具體參數如表3所示。

表3 不同開發(fā)方式提高采收率效果評價實驗方案

實驗步驟：①取 B-1號平板巖心組，在平板巖心取樣點及測壓點處安裝閥門并檢查巖心氣密性。②將平板巖心上的電極連接到飽和度測定儀，檢查電路穩(wěn)定性。③將平板巖心組抽真空并飽和水，計算孔隙體積及孔隙度。④以0.5 mL/min泵注速度從平板巖心中心注入模擬油至四周采出端無水產出，完成飽和油過程，計算含油飽和度。⑤測量各測試點電阻率并計算含油飽和度。⑥重復①—⑤步，完成所有巖心組的飽和油過程。⑦按表3中的設計連入相應的實驗裝置，同時根據表3中的驅替程序，分別開啟活塞容器上部對應閥門，依次完成相應巖心組的實驗內容，記錄整個驅替過程中的注入壓力、產油量、產水量與測試點電阻率，計算各階段含水率、采出程度與巖心含油飽和度。其中3-1、3-2號實驗驅替1次，至采出液含水率為98%時結束實驗；3-3號實驗第1次驅替為注入端水驅，至采出液含水率為98%時停止，第2次驅替為壓驅，采出端接入回注泵回注0.1倍孔隙體積壓驅劑（水）后，注入端恢復注水至采出液含水率為98%時停止；3-4號實驗與3-3號實驗類似，區(qū)別在于第2次回注壓驅劑為石油磺酸鹽；3-5號實驗前兩次驅替同3-4號實驗，隨后燜井24 h，燜井完成后，注入端恢復常規(guī)注水，進行最后一次驅替至采出液含水率為98%時結束實驗。

3 壓驅技術提高采收率機理

3.1 壓驅劑滲流規(guī)律

圖3為不同條件下壓驅劑滲流實驗后的巖心照片，表4為壓驅劑滲流實驗結果數據。可以看到：①在相同壓差、巖心滲透率相差不大的條件下，回注水的滲流能力最強，滲流距離最遠，石油磺酸鹽整體運移能力略低于回注水，胍膠溶液主要堵塞在巖心端面，基本未滲流進入巖心（見圖3a）。②在地層壓力虧空系數相同條件下，采用石油磺酸鹽作為壓驅劑，巖心滲透率對壓驅劑滲流距離的影響不大（見圖3b），雖然滲透率從 46.70×10-3μm2增大至 167.8×10-3μm2，但滲流距離僅從1.99 cm增加至2.10 cm。從滲流時間來看，滲透率與滲流時間負相關，壓驅劑滲流速度與巖心滲透率呈正相關，滲透率越高，滲流時間越短（見表4）。③在巖心滲透率相近條件下，地層壓力虧空系數越低，壓驅劑滲流距離越遠，滲流速度越高（見圖3c、表4），說明地層能量虧空越大，驅替壓差越高，壓驅劑滲流能力越強，相同時間內波及范圍更廣。

圖3 不同條件下壓驅劑滲流實驗后巖心照片

表4 壓驅劑滲流實驗結果數據

從擴大波及體積和提高洗油效率雙重角度考慮[14-15]，石油磺酸鹽在壓驅技術中適用性更強。滲透率較高的儲集層，壓驅技術見效快，綜合施工成本，該類儲集層也可考慮直接采用高壓注水壓驅。地層能量虧空程度是影響壓驅劑有效波及范圍的主要因素，對地層能量虧空較大區(qū)域，如注采不完善井、孤立井點等，通過壓驅技術可進一步提高采出程度。

3.2 壓驅劑彈性返排驅油機理

圖4為不同壓驅劑返排過程中采出程度的變化情況，圖5為不同壓驅劑返排過程中含水率的變化情況。綜合分析兩圖可知：水為壓驅劑時彈性返排結束后采出程度為6.00%，石油磺酸鹽為壓驅劑時彈性返排結束后采出程度可達 8.21%，較前者提升 36.83%。同時石油磺酸鹽為壓驅劑時返排前期含水率下降速度較快，返排后期含水率上升速度較緩。分析產生差異的原因認為：①水和石油磺酸鹽驅油機理不盡相同，水作為壓驅劑主要依靠注入前緣推進驅替油相，將波及區(qū)域內零散分布的剩余油匯集采出；石油磺酸鹽作為壓驅劑可以充分發(fā)揮其降低界面張力、改變巖石孔道壁面潤濕性等優(yōu)勢[16-17]，可有效剝離巖石壁面附著的原油，將零散剩余油匯集采出。②注水雖然可以有效補充地層能量，但也可以在巖心中形成主流通道引發(fā)指進現象，水相前緣突破后，波及體積難以大幅增加，進而影響驅油效果；注入化學劑在補充地層能量的同時，還具有降黏、降低界面張力、改變潤濕性等性能，可將沿程波及區(qū)域中水驅難以動用剩余油有效驅替并匯集，進一步擴大波及范圍，進而延緩含水率上升，提高最終采收率。

圖4 不同壓驅劑返排過程中采出程度變化

圖5 不同壓驅劑返排過程中含水率變化

圖6為不同地層壓力虧空系數條件下返排過程中采出程度的變化情況，分析可知：地層壓力虧空系數越小，最終采出程度越高。取每兩組平行方案實驗結果的平均值作為分析對象，地層壓力虧空系數為 0.8時，最終采出程度比其值為1.0時提高約1.3個百分點，幅度約為15.5%；地層壓力虧空系數為0.6時，最終采出程度比其值為1.0時提高約3.6個百分點，幅度約為44.4%。可見地層壓力虧空系數越低，壓驅劑彈性返排驅油效果越明顯，最終采出程度提升幅度越大。地層壓力虧空系數表征了目標儲集層能量虧空程度，其值越低，表明壓驅施工前儲集層能量越低，建立有效驅替系統(tǒng)難度越大，零散剩余油越難富集采出。反向壓驅技術一方面將壓驅劑高壓泵注進入目標層位，在壓開裂縫的同時，隨著裂縫的擴展，壓驅劑沿程滲流進入裂縫上下地層，在裂縫與地層凈壓差的作用下，壓驅劑被有效輸送至深部地層，驅動零散剩余油向遠端高滲透區(qū)域富集。另一方面，壓驅劑的注入在有效補充地層能量虧空的同時還可有效降低化學劑在滲流運移過程中的吸附、滯留損耗，最大程度地保留了化學劑的驅油能力，故反向壓驅技術具有更好的驅油效果。

圖6 不同地層壓力虧空系數條件下壓驅劑返排過程中采出程度變化

3.3 不同驅替方案采收率評價

圖7為不同驅替方案采出程度變化曲線。圖8為通過電阻率值反算各測試點含油飽和度[18-19]后繪制的100巖心含油飽和度場。由圖可知：①3-1號實驗為常規(guī)水驅實驗，在注入量約為1.0倍孔隙體積時停止產油。因較高滲巖心滲流阻力低，注入水易于進入，所以較低滲巖心幾乎失去吸液能力，波及范圍有限，水驅前緣靠近注入端，只動用了注入端附近少量原油（見圖8a），故采出程度較低，僅為33.3%。②3-2號實驗在滲透率較低的巖心中預制裂縫，用以模擬常規(guī)壓裂造縫水驅，水驅過程中裂縫滲流阻力較低，注入水可貫通整個裂縫通道，同時裂縫附近區(qū)域水驅波及效率提高（見圖8b），停止產油時的注入量略有提升，約為1.25倍孔隙體積，采出程度提高至38.3%。③3-3號實驗以水作為壓驅劑，相對于裂縫而言，較高滲巖心滲流能力不再突出，高壓回注水沿裂縫進入較低滲巖心，采出端附近壓力回升，同時回注水沿裂縫向巖心深部滲流，滲流距離進一步增大，水相波及區(qū)域顯著增加（見圖8c），注入量提升至2.0倍孔隙體積，驅油效果改善，采出程度提高至47.0%。④3-4號實驗以石油磺酸鹽作為壓驅劑，注入量進一步提升至2.5倍孔隙體積，采出程度提高至50.2%；石油磺酸鹽驅油過程中主流通道范圍明顯擴大，較低滲巖心驅油效率顯著升高（見圖8d）；同時，由于石油磺酸鹽洗油能力強，沿裂縫滲流進入巖心深部，波及區(qū)域進一步向外擴展，具有地層增能和化學驅提高采收率雙重效果。⑤3-5號實驗同樣以石油磺酸鹽作為壓驅劑，但在壓驅后進行了24 h燜井，注入量提升為2.6倍孔隙體積，采出程度繼續(xù)提高至51.8%；燜井過程中石油磺酸鹽與巖心中的油水兩相充分接觸，在降低界面張力、改變潤濕性等多因素作用下，流體交換更充分，促使遠離主流通道的剩余油流向主流通道采出（見圖8e、圖8f）。

圖7 不同驅替方案采出程度變化曲線

圖8 不同開采方式剩余油飽和度場

3.4 壓驅技術不同階段提高采收率貢獻

如圖9所示，在水驅、表面活性劑壓驅、燜井等共同作用下，平板巖心組最終采收率為51.8%，壓驅結束時采出程度為50.2%，燜井作用提高采出程度1.6個百分點。高壓注入石油磺酸鹽反向壓驅較常規(guī)水驅提高采出程度16.9個百分點，這是表面活性劑提高洗油效率、地層增能和水力壓裂共同作用的結果：高壓注入石油磺酸鹽反向壓驅較高壓注水反向壓驅可提高采出程度3.2個百分點，即表面活性劑驅洗貢獻率18.9%；注水反向壓驅與常規(guī)壓裂水驅的主要區(qū)別在于提高巖心內的壓力，注水反向壓驅較常規(guī)壓裂水驅提高采出程度8.7個百分點，即地層增能貢獻率為51.5%；常規(guī)壓裂水驅較常規(guī)注水驅替提高采出程度5.0個百分點，即壓裂貢獻率29.6%?？梢姷貙釉瞿茇暙I率最高，是壓驅技術提高采收率的主要控制因素。

圖9 壓驅技術不同階段對采收率貢獻程度

4 壓驅技術礦場應用

大慶油田薩中開發(fā)區(qū)目前挖潛對象開始逐步轉為中低滲透率儲集層。該區(qū)原油黏度大；局部井控程度差，動用程度低；注采不完善，地層能量虧空嚴重，常規(guī)措施難以有效挖潛。為解決上述矛盾，自2018年初至2021年底，共對薩中開發(fā)區(qū)80口中低滲透儲集層生產井實施壓驅增產措施。以北一區(qū)為例，實施壓驅措施8口井，地層壓力虧空系數平均0.78，壓驅措施前單井平均日產油 1.00 t，單井含水率平均 90.18%，壓驅過程中單井表面活性劑注入量為6 500～12 000 m3，燜井周期 30～70 d。壓驅措施后初期單井平均日產油7.76 t，單井含水率平均84.90%；有效期內單井平均日產油 5.85 t，單井含水率平均 85.40%；平均單井有效生產周期226 d，平均單井累計增油1 123.63 t。與該區(qū)域常規(guī)水力壓裂平均單井累計增油449.45 t相比，提高了1.50倍，試驗效果較為顯著。

5 結論

壓驅技術將化學劑直接輸送至中低滲透儲集層深部，可有效避免化學劑在近井地帶的黏度損失與黏附滯留，具有擴大波及體積、提高洗油效率、補充地層能量并將零散分布的剩余油匯集采出的效果。

滲透率較高的儲集層，壓驅見效快，為降低成本，可直接采用高壓注水壓驅。滲透率較低的儲集層吸水困難，采用表面活性劑壓驅可有效降低儲集層滲流阻力，提高儲集層吸水能力與開發(fā)效果。

地層能量虧空程度是影響壓驅劑有效波及范圍的主要因素，地層能量虧空越大，表面活性劑滲流距離越遠，有效波及體積越大，采收率提高幅度越大；地層增能作用對提高采收率的貢獻最大，是壓驅技術提高采收率的關鍵。

符號注釋：

p——目標措施層位當前地層壓力，MPa；pi——原始地層壓力，MPa；α——地層壓力虧空系數，無因次。