康勝松 肖前華 高峰 黨海龍 關(guān)蕾

1. 陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司；2. 重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院；3. 中國石油長慶油田分公司采氣六廠

延長油田長6 油藏主要為低孔低滲油藏，儲層微裂縫較發(fā)育，在注水開發(fā)過程中易沿裂縫方向發(fā)生竄流，導(dǎo)致注入水波及體積不足，水驅(qū)采收率降低。如何增大注水波及系數(shù)，提高水驅(qū)采收率已成為延長特低滲油藏注水開發(fā)的難點問題。隨著滲吸作用研究及認識的不斷發(fā)展，業(yè)內(nèi)學(xué)者普遍認為，在注水過程中，滲吸作用可將剩余在基質(zhì)中的部分原油置換出來，從而提高水驅(qū)采收率［1-3]。為充分發(fā)揮滲吸作用，減弱水竄現(xiàn)象，增強注水波及體積，應(yīng)該合理控制注水方式、優(yōu)化注水參數(shù)。

在20 世紀(jì)初，國外學(xué)者就已經(jīng)開始對滲吸機理進行了探索和研究。Lucas 和Washburn 等學(xué)者率先推導(dǎo)出了L-W 滲吸方程［4-5]；Mattax 和Kyte 等學(xué)者對滲吸方程進行了重新定義［6]；Bourbiaux 等學(xué)者提出了順向滲吸和逆向滲吸是裂縫-孔隙型雙重介質(zhì)水驅(qū)油過程中存在的2 種滲吸方式［7]。近年來,國內(nèi)學(xué)者也通過實驗對滲吸機理和滲吸影響因素做了廣泛的研究。朱維耀等認為介質(zhì)的潤濕性差異會影響滲吸效果［8]；王家祿等提出初始含水飽和度對滲吸效果影響明顯，在滲吸過程中存在一個最優(yōu)驅(qū)替速度［9]；Xu 等研究了低滲透油藏中滲吸提高采收率的機理，認為降低界面張力與改變潤濕性是滲吸作用提高采收率的主要原因［10]；Wang 等通過引入毛管力參數(shù)，對滲吸進行了有效表征［11]。高濤等通過核磁測試實驗對致密油藏滲吸采油機理進行了研究，結(jié)果表明滲吸驅(qū)油效率可達15%以上，且認為注水吞吐可以充分發(fā)揮滲吸作用，其增油效果顯著［12]。屈雪峰等利用核磁共振研究了鄂爾多斯盆地長7 致密油儲層巖心的滲吸過程，研究結(jié)果為致密油注水吞吐開發(fā)、提高裂縫性水濕油藏的采收率提供理論基礎(chǔ)［13]。王香增等建立了考慮滲吸作用的非線性油藏數(shù)值模擬方法［14]。

根據(jù)延長油田長6 組儲層特征，進行了自發(fā)滲吸模式判別，通過靜態(tài)滲吸實驗對滲吸的影響因素進行分析，利用考慮滲吸作用和動態(tài)裂縫的數(shù)值模擬方法對X 區(qū)塊周期注水參數(shù)進行優(yōu)化，形成了適用于延長油田長6 儲層的非穩(wěn)態(tài)周期注水方式，為該類油藏的有效注水開發(fā)提供了新的思路。

1 自發(fā)滲吸模式判別

Schetcher 等學(xué)者［15-16]提出了滲吸的判別參數(shù)NB-1。當(dāng)NB-1大于5 時，滲吸模式為逆向滲吸；當(dāng)NB-1小于1 時，滲吸模式為同向滲吸；當(dāng)NB-1的值在1～5 之間時，同向滲吸和逆向滲吸共同發(fā)揮作用。NB-1表達式為

式中，NB-1為滲吸判別參數(shù)；C 為多孔介質(zhì)形狀參數(shù)，圓形毛管C 取0.4；σ 為油水界面張力，mN/m；φ 為基質(zhì)孔隙度；K 為基質(zhì)滲透率，10-3μm；ρw，ρo分別為水相、油相的流體密度，g/cm3；H 為多孔介質(zhì)高度，cm。

計算延長X 區(qū)塊4 塊巖心的判別參數(shù)NB-1，得出NB-1值主要分布區(qū)間為1.02～486.78(表1)，可見滲吸作用均能正常發(fā)生，且滲吸類型以逆向滲吸為主。

2 自發(fā)滲吸影響因素研究

為了研究各因素對滲吸作用的影響，為特低滲油藏注水滲吸開發(fā)提供理論基礎(chǔ)及參數(shù)優(yōu)化依據(jù)，進行了靜態(tài)滲吸實驗。

2.1 實驗樣品選取

實驗用油選取5 號白油(與延長油田原油相關(guān)系數(shù)相近)，其平均密度為0.849 g/cm3，地面平均動力黏度為6.22 mPa · s，平均凝固點為7.4 ℃。依據(jù)延長油田地層水歷史資料，配置了礦化度為91 g/L的滲吸液。實驗巖心選自延長油田X 區(qū)塊長6 儲層，具體巖心樣品參數(shù)見表2(潤濕角均為30°，含水飽和度均為40%)。

2.2 實驗步驟

靜態(tài)滲吸實驗流程如下：(1)將巖心編號后依次測量其幾何尺度(長度和直徑)并記錄。(2)將巖心中殘留的雜質(zhì)(原油、瀝青等)反復(fù)清洗，待清洗液顏色不隨清洗而變化為止。(3)將洗干凈的巖心放置高溫下持續(xù)烘烤8 h 以上，待其冷卻干燥后反復(fù)稱重，當(dāng)連續(xù)2 次的質(zhì)量差低于0.01 g 時，取平均值為巖心干重。(4)巖心烘干稱重后，對其基本實驗參數(shù)進行測量。(5)制造不同條件下的滲吸樣品，將巖心侵入含水燒杯中，使水完全淹沒巖心，浸泡一段時間，排出巖心中的氣體；然后將飽和水的巖心放入巖心加持器中，以一定的驅(qū)替速率進行驅(qū)替，制造不同含水飽和度下的巖心。(6)進行滲吸實驗。將該巖心懸掛于分析天平，完全侵沒于測試液體中，進行滲吸實驗，此時巖心隨時間延長而發(fā)生的質(zhì)量變化會通過數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)記錄在電腦上，該實驗進行到巖心質(zhì)量不再增加為止。

滲吸采出程度的計算表達式為

式中，R 為t 時刻巖心的靜態(tài)滲吸采出程度；Δm 為時刻巖心質(zhì)量變化值，g；Vo為巖心中飽和油的體積，cm3。

2.3 自發(fā)滲吸影響因素分析

如圖1 所示為自發(fā)滲吸影響主控因素。圖1(a)說明滲透率在(0.052～0.503)×10-3μm2區(qū)間，滲透率越大，滲吸速度越快，滲吸驅(qū)油效率越高；圖1(b)說明孔隙度對滲吸作用的影響與滲透率一致，孔隙度在5.22%～11.02%區(qū)間，巖心孔隙度越大，滲吸速度越大，滲吸驅(qū)油效率也越大并成較好的線性關(guān)系；圖1(c)說明含水飽和度越高，滲吸驅(qū)油效率越低。原因是隨著含水飽和度增加，毛管壓力減小，滲吸作用力減弱；圖1(d)說明滲吸驅(qū)油效率與界面張力一定程度上(實驗區(qū)間內(nèi))成反比關(guān)系，隨著界面張力減小，滲吸驅(qū)油速度和驅(qū)油效率逐漸增大，符合逆向滲吸規(guī)律。巖心浸入飽和模擬油以后完全浸泡在水里，滲吸過程是水從小孔隙進入、油從大孔隙滲出，此時界面張力對毛管力的影響相對較弱。界面張力的降低使油水滲流能力占主導(dǎo)地位，表現(xiàn)為隨著界面張力降低滲吸驅(qū)油效率增加。在含油飽和度較高的特低滲油藏開發(fā)中，采取周期注水、注水吞吐，且加入表面活性劑適當(dāng)降低界面張力、增加潤濕性，是一種有效提高滲吸效率的開發(fā)方式。

3 非穩(wěn)態(tài)周期注水應(yīng)用

文獻［15]建立了考慮滲吸作用的非線性油藏數(shù)值模擬方法，其滲吸速度模型為

式中， vi為滲吸速度，m/s；a，n 為滲吸速度修正系數(shù)；S 為流體含水飽和度；L 為毛管長度，m；Lt為t 時刻油水兩相接觸位置，m；t 為時間，s；μw，μo分別為水相、油相的流體黏度，Pa · s。

圖 1 滲吸影響因素分析Fig. 1 Analysis on the influence factors of imbibition

如圖2 所示為研究區(qū)域的三維地質(zhì)模型。地質(zhì)模型中考慮了人工壓裂措施對油井周圍油層滲透性的改造，人工裂縫采取嵌入式網(wǎng)格模塊，如圖3 所示。數(shù)值模擬工作制度以生產(chǎn)井定井底壓力0.2 MPa生產(chǎn)，模擬時間為15 年，對非穩(wěn)態(tài)注水周期及注采比進行優(yōu)化。

圖 2 三維地質(zhì)模型Fig. 2 3D geologic model

圖 3 人工裂縫模型Fig. 3 Hydraulic fracture model

模擬結(jié)果如圖4 所示。如圖4（a）所示，方案設(shè)計了6 種不同注水周期，通過含水率與采出程度曲線對比，注20 d停30 d 非對稱型注水方式效果最好，在相同的采出程度下，含水率上升速度最慢，有利于采收率的提高。如圖4（b）所示，同樣設(shè)計了注采比分別為0.4、0.5、0.6、0.7、0.8、0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4 的注水方案，通過對比生產(chǎn)15 年后不同注采比下的水驅(qū)采出程度，得出最佳注采比在1.0～1.2 左右使得采出程度最高。

試驗區(qū)針對性開展了適度溫和注水現(xiàn)場試驗。延長油田X 區(qū)塊，主力油層為長6，平均油藏埋深1 346 m，原始地層壓力為8.88 MPa，目前地層壓力為5.34 MPa，飽和壓力為2.03 MPa，平均儲層孔隙度為8.78%，平均有效滲透率為0.98×10-3μm2，原始含油飽和度為42.2%，綜合壓縮系數(shù)為2.29×10-4MPa-1，水力壓裂裂縫半長為90～120 m，原油密度為0.86 g/cm3、黏度為7.39 mPa · s(50 ℃)。根據(jù)前期室內(nèi)實驗、數(shù)值模擬、油藏工程理論及同類油藏類比，確定試驗區(qū)適度溫和注水期間，年注采比控制在1.0～1.2、注水量控制在8～12 m3/d，采用注20 d 停30 d 非穩(wěn)態(tài)周期注水方式。

圖 4 周期注水?dāng)?shù)值模擬參數(shù)優(yōu)化Fig. 4 Optimization of cyclic waterflooding parameter by means of numerical simulation

應(yīng)用非穩(wěn)態(tài)適度溫和注水于X 區(qū)塊實驗區(qū)，開發(fā)效果提升顯著。單井平均日產(chǎn)油由0.54 t/d 上升到0.63 t/d，綜合含水由70%下降到66.8%，增油降水效果明顯，在現(xiàn)有井網(wǎng)和技術(shù)政策條件下，預(yù)測最終采收率可達20%，可提高采收率2.5%～3.5%。

4 結(jié)論

(1)延長油田特低滲油藏自發(fā)滲吸模式以逆向滲吸為主。儲層物性對滲吸驅(qū)油影響顯著，其中孔隙度、滲透率越大、含水飽和度越低，越有利于滲吸速度和滲吸驅(qū)油效率的提升；在一定范圍內(nèi)適當(dāng)降低界面張力對滲吸驅(qū)油效率有明顯提升作用。

(2)特低滲油藏注水開發(fā)存在0.9～1.1 的最佳注采比，通過優(yōu)化注水周期可以控制含水率的上升；與連續(xù)注水開發(fā)對比，非穩(wěn)定周期注水可提高采收率2.5～3.5 百分點，對延長同類油藏的注水開發(fā)方式優(yōu)化具有重要借鑒意義。

(3)非穩(wěn)態(tài)周期注水在延長油田的應(yīng)用見效率約65%，為更好地發(fā)揮特低滲儲層滲吸作用，改善注水開發(fā)效果，下步建議將非穩(wěn)態(tài)周期注水與微納米球聚合物調(diào)剖調(diào)驅(qū)、滲吸表面活性劑驅(qū)油技術(shù)相結(jié)合應(yīng)用。