李秋言，岳湘安

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249；3.卡爾加里大學化學與石油工程系，阿爾伯塔卡爾加里T2N1N4）

特低滲透油氣資源儲量十分可觀，得益于開采技術的提高，特低滲透油藏開發(fā)越來越受到重視［1-5］。與常規(guī)中高滲透油藏不同，特低滲透儲層普遍存在高滲透層或裂縫，而且基質滲透率較低，導致油藏非均質性較強［6-8］。對于強邊底水油藏，嚴重的非均質性導致水竄，造成油藏采收率極低［9-10］。對于非均質性較強的油藏，提高油藏采收率首先要考慮提高油藏的波及系數［11-16］。調堵作為一種有效提高波及系數的技術是石油行業(yè)研究的熱點［17-23］，其中以聚合物調堵技術應用最為廣泛，在大慶、勝利、中原、河南、克拉瑪依、吉林等油田均已取得良好的增油效果［24-28］。

長慶西峰油田某試驗區(qū)，由于邊底水發(fā)育、基質致密且井距較大，采用常規(guī)注采井網很難在注采井間建立有效的驅動壓差［29］，目前大部分油井依靠天然能量開采［30］。為了抑制流體竄流帶來的地層壓力消耗過快，諸多學者提出可在油藏開發(fā)前先向儲層中注入一定量的聚合物，依靠聚合物的滯留可有效抑制開發(fā)過程中的水竄現(xiàn)象，該技術已逐步進入礦場試驗階段［31-33］。為研究聚合物注入和滯留對依靠天然能量開發(fā)的邊底水油藏調堵效果及相關開采特征，筆者首先設計了一套可模擬實際油藏能量變化規(guī)律的實驗裝置，利用人造非均質儲層模型開展注聚合物-天然能量開采模擬實驗，考察聚合物的滯留率隨注入量的變化，進而研究聚合物在油藏中的滯留率對生產階段油井含水率、油藏壓力衰減率、油井產液量變化和油藏采收率的影響，最后優(yōu)選針對目標油藏的最佳聚合物注入量和滯留率區(qū)間。該研究結果對礦場調堵施工中聚合物注入量和滯留率的選擇提供了實驗依據。

1 實驗器材與方法

1.1 實驗器材

實驗儀器（圖1）主要包括：ISCO 泵、巖心夾持器、恒溫箱、活塞、中間容器、壓力傳感器、六通閥、手搖泵、真空泵、采出液計量裝置等。此外，筆者自主設計的邊底水油藏天然能量開采模擬實驗裝置（已申請發(fā)明專利，申請?zhí)枺?01811517745.X；專利公布號：CN109854235A）則是保證室內開采實驗可對目標油藏開采特征精準模擬的關鍵所在。能量存儲模擬器、能量衰減模擬器和回壓穩(wěn)定系統(tǒng)為該實驗裝置的重要組成部分。此外，該裝置還包含油水隔離器、壓力緩沖器等部件。

圖1 油藏天然能量開采模擬實驗裝置組成示意Fig.1 Diagram of experimental apparatus for reservoir produced by natural energy

實驗裝置所具有的優(yōu)勢主要包括：①在調堵液注入過程中，可實現(xiàn)油藏能量儲存的模擬。②由于能量衰減模擬器參數可人為調節(jié)，在開采過程中，可精確控制能量釋放速率，使其與目標油藏相似。③通過對回壓穩(wěn)定系統(tǒng)附加阻尼的設計，并針對目標油藏條件，可使實驗誤差減小至2%以內。④可實現(xiàn)對油藏能量和開采特征的實時監(jiān)測。

實驗用油為長慶西峰油田西233 井試油油樣，在油藏溫度為65 ℃下的原油黏度為1.5 mPa·s。

實驗用水為長慶西峰油田長7 層模擬地層水，K++Na+，Ca2+，Mg2+，Cl-，和HCO3-的質量濃度分別為20 500，2 528，270，29 703，734，337 mg/L，總礦化度為54 072 mg/L。

調堵液選用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）水溶液，其中HPAM 相對分子質量為2.6×107。在油藏溫度下，質量濃度為3 000 mg/L 的HPAM 溶液黏度為287 mPa·s。

實驗選用人造三層非均質巖心物理模型，設計尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30 cm。巖心中央相對高滲透層（模擬水竄通道）厚度為1 cm，滲透率為50 mD；巖心兩側相對低滲透層（模擬基質）厚度均為1.75 cm，滲透率為5 mD。非均質巖心滲透率級差為10。巖心基本物性參數見表1。

表1 巖心基本物性參數Table1 Basic petrophysical parameters of cores

1.2 實驗方法

在模擬油藏溫度為65 ℃，原始油藏壓力為11.3 MPa，聚合物注入質量濃度為3 000 mg/L 的條件下，開展特低滲透非均質油藏注聚合物-天然能量開采模擬實驗。共設計6 組實驗，分別對飽和油的模型注入0，0.1，0.3，0.6，1.2 和1.5 PV（PV 以高滲透層孔隙體積計算）的聚合物，燜井12 h，進行回采，比較不同聚合物注入量條件下的油井含水率、油藏壓力衰減率、油井產液量以及油藏采收率。

具體實驗步驟主要包括：①測量物理模型尺寸，對模型抽真空，利用側向飽和法飽和水、飽和油，老化24 h，并計算模型孔隙度及原始含油飽和度。②把飽和油的物理模型從側向飽和油裝置中轉移至巖心夾持器。③實驗開始前先向能量儲存模擬器注入水，使其初始壓力（p1）為11.3 MPa（模擬油藏原始地層壓力），回壓設為10 MPa（模擬生產壓差）。④從出口端向物理模型中注入一定量的聚合物溶液，燜井12 h。⑤開始回采，記錄能量儲存模擬器初始壓力、模型入口壓力（p2）和油、水產量，測試采出液黏度并計算出聚合物滯留量。⑥當采出液含水率達到98%時，停止實驗。⑦改變聚合物注入量，重復實驗步驟①—⑥。

2 實驗結果分析

2.1 聚合物滯留率與注入量的關系

定義聚合物滯留率為滯留在巖心中的聚合物質量與注入的聚合物總質量之比。由釆出液黏度計算可得到聚合物滯留量，進而計算得到聚合物滯留率隨注入量的變化（圖2）可以看出，聚合物滯留率隨其注入量的增加表現(xiàn)為單調遞增趨勢。特別是在注入量從0 提高至0.3 PV 的階段，聚合物滯留率從0 迅速升至76%；而當注入量從0.3 PV 提高至1.2 PV 時，聚合物滯留率只從76%提高到87%。當注入高滲透層的注入量為1.5 PV 時，實驗觀察發(fā)現(xiàn)，開采階段油藏壓力基本保持不變、出口端無液體產出，此時可認為聚合物滯留率為100%，油藏采收率為0。研究分析認為，過多的聚合物在封堵高滲透通道的同時也有部分滲入到特低滲透基質中，特別是在近出口端面上往往會產生較為嚴重的污染，從而導致在該實驗生產壓差條件下油井無產能，油藏經濟效益變差。

圖2 聚合物滯留率隨注入量的變化Fig.2 Relationship between polymer retention rate and injection volume

2.2 聚合物滯留率對油藏開采特征的影響

2.2.1 平均含水率

在開發(fā)過程中，對含水率曲線積分可得到油藏整體開發(fā)階段的平均含水率，從其隨聚合物滯留率的變化（圖3）可以看出，對于含邊底水的特低滲透非均質油藏，若未注聚合物調堵而直接開采，整個開發(fā)階段平均含水率高達93.86%；注入聚合物后，隨聚合物在巖心中滯留率的增加，對水竄通道的封堵能力加強，開發(fā)階段平均含水率呈下降趨勢；當聚合物滯留率達到76%時，開發(fā)階段平均含水率下降至87.09%，較直接開采下降6.77 個百分點，說明聚合物在高滲透層的滯留可有效抑制邊底水竄流，對控制油井含水率上升的效果明顯。

圖3 開發(fā)階段平均含水率隨聚合物滯留率的變化Fig.3 Relationship between average water cut and polymer retention rate at development phase

2.2.2 油藏壓力衰減率

依靠天然能量開發(fā)的油藏，油藏壓力衰減率決定了其開采時間和經濟效益。定義油藏壓力衰減率為單位開采時間內油藏壓力降低量與原始油藏壓力之比。實驗中開采時間取值為30 min，由油藏壓力衰減率與聚合物滯留率關系（圖4）可以看出，當聚合物滯留率為56%時，油藏壓力衰減率為8.46%。因聚合物滯留率過低而不能有效增加高滲透層滲流阻力，邊底水沿高滲透層水竄，導致油藏壓力利用率極低并且消耗過快。當聚合物滯留率達到76%時，油藏壓力衰減率明顯降低，在開采30 min時油藏壓力衰減率僅為3.06%。這說明，對于天然能量開發(fā)的特低滲透非均質油藏，提高聚合物滯留率，可有效維持油藏能量水平，同時提高油藏能量利用率。

圖4 油藏壓力衰減率隨聚合物滯留率的變化Fig.4 Relationship between decline rate of reservoir pressure and polymer retention rate

2.2.3 油井產液量

當聚合物滯留率不同時，由油井產液量隨開采時間變化（圖5）可以看出，未注聚合物調堵直接開采時，邊底水沿高滲透層竄流，雖然初期可獲得較高產液量，但產液量降低較快。隨著聚合物滯留率的增加，高滲透層滲流阻力增大，部分低滲透層開始參與滲流，初期產液量開始下降，但產液量遞減速度也得到了有效控制。這說明，增加聚合物滯留率有助于油井的穩(wěn)產。但油藏的開發(fā)還需兼顧油井的相對高產，而過高的聚合物滯留率必然會導致油井產能的下降，甚至油井被全部堵實而無產能（聚合物滯留率為100%時）。根據實驗結果分析，該油藏條件下聚合物滯留率不應超過87%。

圖5 不同聚合物滯留率時油井產液量隨開采時間的變化Fig.5 Relationship between liquid production and time at different polymer retention rates

2.2.4 油藏采收率

由油藏采收率隨聚合物滯留率的變化（圖6）可以看出，隨著聚合物滯留率的增加，油藏采收率呈先升高后降低的趨勢。當聚合物滯留率為56%時，油藏采收率僅為25.5%；當聚合物滯留率升高至76%時，油藏采收率提高至39.0%；當聚合物滯留率繼續(xù)增至80%時，油藏采收率稍有提高，達到最高達40.6%；而后當聚合物滯留率升至87%時，油藏采收率快速降低至17.7%。綜上所述，當聚合物滯留率在70%～82%以外時，無論聚合物滯留率增加或者降低，均會導致油藏采收率降低。其原因是過低的聚合物滯留率不足以有效封堵高滲透層，無法有效提高特低滲透基質的波及系數；而過多的聚合物滯留又會導致儲層嚴重污染，使基質的產液能力明顯下降。

圖6 油藏采收率隨聚合物滯留率的變化Fig.6 Relationship between oil recovery and polymer retention rate

綜上研究分析認為，特低滲透非均質油藏的聚合物滯留率對開采效果的影響規(guī)律不同于傳統(tǒng)的中高滲透油藏，聚合物滯留率過高開采效果反而變差；對于目標油藏，存在能使油藏采收率達到峰值的較適宜的聚合物滯留率，為70%～82%。該聚合物滯留率區(qū)間對應的最佳聚合物注入量為0.3～0.6 PV（PV以高滲透層孔隙體積計算）。

3 結論

自主設計的邊底水油藏天然能量開采模擬實驗裝置能夠準確模擬目標油藏生產特征。對于依靠天然能量開發(fā)的特低滲透非均質油藏，提高聚合物在高滲透層的滯留率有助于控制邊底水油藏水竄，同時可有效抑制油藏壓力降低速率，但過高的聚合物滯留率則會導致油井產液能力的下降。聚合物滯留率對油藏采收率的影響是非單調的，滯留率過小或者過大，油藏采收率均明顯降低；存在一個聚合物滯留率的適宜值，對應的油藏采收率達到峰值。實驗條件下，目標油藏適宜的聚合物滯留率為70%～82%，對應最佳的聚合物注入量為0.3～0.6 PV（PV 以高滲透層孔隙體積計算）。后續(xù)的研究主要集中在考察不同注入介質（包括氣、液、聚合物微球等）、質量濃度以及調堵液段塞對特低滲透非均質天然能量開采油藏開發(fā)效果的影響。相關研究結果將為有效提高該類油藏采收率提供一套可行的技術思路。