王欣然 ，楊麗娜 ，王艷霞 ，郭秩瑛 ，祝曉林

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

0 引言

潛山裂縫油藏作為雙重介質(zhì)及儲(chǔ)集空間的特殊類型油藏，具有宏觀裂縫空間分布非均質(zhì)性強(qiáng)、裂縫發(fā)育不規(guī)則、空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜以及基質(zhì)滲透率低等特征，從而使得該油藏開發(fā)面臨巨大挑戰(zhàn)。采用人工注水的開發(fā)方法，能夠有效保持儲(chǔ)層壓力，避免因壓力降低使裂縫閉合而導(dǎo)致儲(chǔ)層物性嚴(yán)重下降［1-9］。開發(fā)實(shí)踐表明，采用常規(guī)注水方法后，注入水易沿裂縫通道竄進(jìn)，使得水驅(qū)整體驅(qū)油效率較低，高含水期時(shí)基質(zhì)中仍存在大量剩余油［10-13］。研究指出，相比常規(guī)注水，通過(guò)實(shí)施脈沖注水、周期注水及異步注水等優(yōu)化注水方法能夠有效提高采收率［14-18］，但對(duì)這種特殊類型油藏優(yōu)化注水后三次采油提高采收率方法鮮有研究，尤其對(duì)于井網(wǎng)稀、井距大、井控儲(chǔ)量高的海上雙重介質(zhì)油藏研究較少。海上A油田是典型的潛山裂縫雙重介質(zhì)油藏，歷經(jīng)常規(guī)注水及優(yōu)化注水階段，目前已實(shí)施多輪次優(yōu)化注水，控水效果逐漸變差，即將進(jìn)入高含水開發(fā)末期。不同于常規(guī)油藏提高采收率方法［19-21］，作為國(guó)內(nèi)海上第1個(gè)投入開發(fā)的雙重介質(zhì)油藏，優(yōu)化注水后提高采收率方法尚無(wú)現(xiàn)成的經(jīng)驗(yàn)可以借鑒。為使油田在整個(gè)開發(fā)周期內(nèi)均取得較好的開發(fā)效果，開展了水驅(qū)后三次采油提高采收率實(shí)驗(yàn)研究，從而為油田后續(xù)開發(fā)策略提供技術(shù)借鑒。

1 油田簡(jiǎn)介

A油田位于遼西低凸起中北段，目前已投產(chǎn)13 a，是目前國(guó)內(nèi)海上已投產(chǎn)的原油儲(chǔ)量規(guī)模最大的雙重介質(zhì)油藏，主力產(chǎn)層為太古宇變質(zhì)巖潛山，油藏類型為塊狀弱底水裂縫型油藏，巖性以淺灰色片麻巖及其形成的碎裂巖為主。A油田油藏裂縫發(fā)育且非均質(zhì)性強(qiáng)，具有典型的雙孔單滲儲(chǔ)集特征。測(cè)井解釋儲(chǔ)層平均總孔隙度為6.8%，其中：裂縫系統(tǒng)平均孔隙度為1.1%，滲透率為 260×10-3～900×10-3μm2； 基質(zhì)系統(tǒng)平均孔隙度為5.7%，滲透率多小于1×10-3μm2。基質(zhì)系統(tǒng)石油地質(zhì)儲(chǔ)量約占總石油地質(zhì)儲(chǔ)量的75%。

2 實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)材料

為使模擬實(shí)驗(yàn)與礦場(chǎng)實(shí)際情況接近，實(shí)驗(yàn)設(shè)置壓力為18 MPa，溫度為70℃。實(shí)驗(yàn)用油選擇礦場(chǎng)井口原油，在設(shè)置條件下黏度為2 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水則根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)注入水離子構(gòu)成復(fù)配而成，總礦化度為3 620 mg/L；實(shí)驗(yàn)驅(qū)替用氣為氮?dú)?，在設(shè)置條件下黏度為0.02 mPa·s；驅(qū)替用凝膠為Cr3+聚合物凝膠顆粒，粒徑為9.2～13.5 μm，水化后凝膠顆粒體積膨脹倍數(shù)為4～5（相比初始狀態(tài)），凝膠顆粒懸浮液在設(shè)置條件下黏度為13.0 mPa·s；表面活性劑為α-烯烴磺酸鹽，油水界面張力可達(dá)0.1 mN/m，在設(shè)置條件下黏度為 0.5 mPa·s；根據(jù)A油田儲(chǔ)層巖石物性，驅(qū)替用人造巖心選擇微裂縫大量發(fā)育的淺啡網(wǎng)紋花崗巖。巖心孔隙度為4%～7%，滲透率為 0.3×10-3～1.0×10-3μm2，與礦場(chǎng)實(shí)際情況接近。設(shè)計(jì)三維巖心模型，尺寸為25 cm×25 cm×25 cm。為了便于研究，將雙重介質(zhì)系統(tǒng)簡(jiǎn)化為由互相垂直的裂縫系統(tǒng)和被裂縫系統(tǒng)所切割開的巖塊組成。為了描述模型裂縫分布差異，三維巖心模型分別按方案要求由尺寸為 5 cm×5 cm×5 cm 及 10 cm×10 cm×10 cm 的巖塊組成。在巖心模型中按照設(shè)計(jì)井網(wǎng)布置注水井、注氣井、采油井。

2.2 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

結(jié)合油田實(shí)際注采井網(wǎng)，并考慮油藏裂縫發(fā)育、儲(chǔ)量分布及巖心制作難度等實(shí)際情況，共制作了4組不同裂縫分布及布井方式的三維巖心模型。其中：巖心裂縫分布情況主要分為裂縫均勻分布和裂縫不均勻分布2類，巖心模型中裂縫寬度為0.8～1.1 mm；巖心模型布井方式主要分為頂部注氣、頂部采油、底部注水和頂部注氣、中部采油、底部注水2類（見圖1）。實(shí)驗(yàn)中采用的注氣井、注水井和采油井井型均為水平井。具體實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)見表1，實(shí)驗(yàn)加壓18 MPa，實(shí)驗(yàn)溫度為70℃。

表1 裂縫巖心模型驅(qū)替方案設(shè)計(jì)

2.3 實(shí)驗(yàn)裝置及步驟

實(shí)驗(yàn)裝置主要分為3部分。其中：驅(qū)替泵、氣瓶、氣體流量控制器、中間容器及回壓泵等組成驅(qū)替系統(tǒng)，巖心夾持器、人造巖心、圍壓泵和恒溫箱組成模型系統(tǒng)，量筒為計(jì)量系統(tǒng)。

具體實(shí)驗(yàn)步驟為：1）采用1.0 mL/min流速對(duì)裂縫系統(tǒng)飽和原油，驅(qū)替體積達(dá)到3倍裂縫體積（裂縫體積取出口見油時(shí)的注入體積）之后流速提高至3.0 mL/min，再驅(qū)替3倍裂縫體積之后流速提高至5.0 mL/min，再驅(qū)替3倍裂縫體積，最后計(jì)量注入原油體積和排出原油體積，兩者差值為裂縫飽和油量；2）裂縫系統(tǒng)飽和油完成之后，將三維模型放置在恒溫箱內(nèi)，溫度維持在75℃，老化48 h；3）老化完成之后，以1.1 mL/min進(jìn)行常規(guī)水驅(qū)，驅(qū)替過(guò)程計(jì)量出口端產(chǎn)水量及產(chǎn)油量；4）含水率上升至96%時(shí)，轉(zhuǎn)為周期注水或異步注水；計(jì)量出口端產(chǎn)水量及產(chǎn)油量；5）含水率上升至98%時(shí)，轉(zhuǎn)為后續(xù)化學(xué)驅(qū)（氮?dú)怛?qū)、水氣交替驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)、表面活性劑驅(qū)），計(jì)量出口端產(chǎn)水量及產(chǎn)油量。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1 方案1

方案1中模型裂儲(chǔ)比較高（1∶2），水驅(qū)及化學(xué)驅(qū)開發(fā)特征曲線見圖2。該方案宏觀裂縫中儲(chǔ)量占比較高，故無(wú)水采收期較長(zhǎng)（達(dá)84 min），常規(guī)水驅(qū)采收率高達(dá)29.0%；優(yōu)化注水采取了周期注水方式，即采油井不關(guān)井，而注水井周期性關(guān)井，使得驅(qū)替過(guò)程中形成一定的壓力波動(dòng)，從而宏觀裂縫中部分剩余油被動(dòng)用，但采收率提高幅度較低，優(yōu)化注水提高采收率0.5百分點(diǎn)。水驅(qū)階段采收率為29.5%。

驅(qū)替方式轉(zhuǎn)變?yōu)樽⒌獨(dú)夂?，部分氮?dú)馊芙夂?，?dǎo)致原油體積膨脹，把巖塊基質(zhì)中微小孔洞及連通好的微裂縫里的部分原油驅(qū)替出來(lái)。但因采油井與注氣井均位于儲(chǔ)層頂部，注入氮?dú)鉄o(wú)法有效發(fā)揮因氣油密度差異產(chǎn)生的重力驅(qū)油，故氮?dú)怛?qū)提高采收率僅0.4百分點(diǎn)。底部注水井驅(qū)替方式轉(zhuǎn)變?yōu)槟z顆粒驅(qū)后，預(yù)交聯(lián)凝膠可吸附在孔隙表面，封堵滲透率較大的裂縫系統(tǒng)，提高滲透率較小系統(tǒng)的波及效率，進(jìn)而降低含水率。預(yù)交聯(lián)凝膠顆?？娠@著降低含水率，最大下降至69%，階段采收率提高2.2百分點(diǎn)。表面活性劑溶液一方面會(huì)降低毛細(xì)管力，增加基質(zhì)中可動(dòng)用原油儲(chǔ)量，另一方面可大幅降低殘余油飽和度，配合燜井一段時(shí)間，能夠充分發(fā)揮表面活性劑增加接觸角的作用，使得基質(zhì)滲吸作用進(jìn)一步增強(qiáng)。2個(gè)階段表面活性劑驅(qū)提高采收率可達(dá)3.1百分點(diǎn)，表面活性劑對(duì)于提高基質(zhì)系統(tǒng)的采收率具有重要作用。

3.2 方案2

方案2—4模型裂儲(chǔ)比降低至1∶3，其中方案2水驅(qū)及化學(xué)驅(qū)開發(fā)特征曲線見圖3。該方案宏觀裂縫中儲(chǔ)量占比較低，無(wú)水采收期短于方案1，為65 min。常規(guī)注水采收率僅為15.8%；優(yōu)化注水采用異步注水策略，即采油井生產(chǎn)時(shí)注水井停注，注水井注水時(shí)采油井停產(chǎn)。在注水階段，模型壓力持續(xù)升高，注入水的波及范圍也大幅增加，在采油階段，因暫時(shí)中斷了能量補(bǔ)充，裂縫系統(tǒng)壓力快速下降，從而導(dǎo)致裂縫和基質(zhì)系統(tǒng)的壓差增加，使得基質(zhì)中的原油被采出。優(yōu)化注水效果較好，采收率提高4.8百分點(diǎn)。水驅(qū)階段采收率為20.6%。

驅(qū)替方式轉(zhuǎn)變?yōu)樽⒌獨(dú)夂?，含水率下降明顯，由98%下降至72%，采收率提高2.1百分點(diǎn)。這是因?yàn)椴捎途植荚谀Ｐ椭胁?，與注氣井在縱向上形成了一定垂向高差，可以充分發(fā)揮驅(qū)動(dòng)壓差和重力作用，使得驅(qū)動(dòng)方向改變，采出宏觀裂縫里的剩余油，同時(shí)將基質(zhì)中微裂縫及孔隙中的剩余油動(dòng)用起來(lái)。底部注水井驅(qū)替方式轉(zhuǎn)變?yōu)槟z顆粒驅(qū)后，再次使含水率大幅下降至56%，說(shuō)明注采井距越小，凝膠顆粒封堵水竄通道的優(yōu)勢(shì)越明顯，階段采收率提高3.7百分點(diǎn)。驅(qū)替方式轉(zhuǎn)為表面活性劑驅(qū)后，界面張力降低，原油可以分散在活性水中，從而形成穩(wěn)定的水包油乳狀液，提高了洗油效率，燜井后采收率進(jìn)一步提高，2個(gè)階段表面活性劑驅(qū)提高采收率4.3百分點(diǎn)。

3.3 方案3

方案3中底部注水井處裂縫不發(fā)育，水驅(qū)及化學(xué)驅(qū)開發(fā)特征曲線見圖4。與裂縫均勻分布模型相比，裂縫非均勻分布情況下的含水率上升較快。由于模型底部裂縫不發(fā)育，注水井端裂縫滲透率較低，因此周邊儲(chǔ)層的非均質(zhì)性較弱，注入水能夠通過(guò)水平段整體向儲(chǔ)層中推進(jìn)，有效地抑制了注水竄流現(xiàn)象，使得模型注水端驅(qū)替程度明顯增加，含油飽和度大幅度降低，從而獲得較長(zhǎng)的中含水期，常規(guī)水驅(qū)采收率為16.2%。開發(fā)方式轉(zhuǎn)變?yōu)楫惒阶⑺?，采油井附近基質(zhì)采出程度增加，采收率提高5.1百分點(diǎn)。水驅(qū)階段采收率為21.3%。

方案3水驅(qū)后，提高采收率策略首先為水氣交替驅(qū)，相比于單一注氮?dú)庖自谳^高注入壓力下進(jìn)入低滲層而影響驅(qū)油效率，水氣交替驅(qū)可形成多段的氮?dú)舛稳⑴菽稳八稳?。在氮?dú)舛稳笞⑷胨稳捎谒稳钠帘巫饔?，可控制氮?dú)舛稳姆€(wěn)定性，從而削弱氮?dú)飧Z流現(xiàn)象，提高驅(qū)油效果。水氣交替驅(qū)階段，含水率最高下降至76%，階段采收率提高5.2百分點(diǎn)。在凝膠顆粒驅(qū)階段，因宏觀裂縫中的原油在水氣交替驅(qū)后剩余較少，而凝膠顆粒主要驅(qū)替宏觀裂縫中的剩余油，因此增油效果一般，階段采收率提高2.1百分點(diǎn)。開發(fā)方式轉(zhuǎn)為表面活性劑驅(qū)后，因在驅(qū)替及燜井過(guò)程中能夠提高基質(zhì)系統(tǒng)的采出程度，階段采收率提高3.5百分點(diǎn)。

3.4 方案4

方案4中模型中部采油井處裂縫不發(fā)育，水驅(qū)及化學(xué)驅(qū)開發(fā)特征曲線見圖5。由于注水井所處的底部裂縫發(fā)育，注入水沿著高滲透率裂縫向上竄進(jìn)。由于采油井處裂縫滲透率較低，在注采壓差的作用下，當(dāng)注入水沿著壓力降落方向滲流至采油井端時(shí)，滲流阻力逐漸增加，從而迫使后續(xù)注入水開始波及非主流線區(qū)域。但由于采油井部署在裂縫滲透率較低處，因此生產(chǎn)能力受到限制，無(wú)法發(fā)揮整個(gè)模型的采油潛力，常規(guī)水驅(qū)采收率為15.5%。開發(fā)方式轉(zhuǎn)變?yōu)楫惒阶⑺?，因采油井附近宏觀裂縫較少，基質(zhì)的泄油面積也相應(yīng)較少，因此優(yōu)化注水增油效果一般，采收率提高2.9百分點(diǎn)。水驅(qū)階段采收率為18.4%。

驅(qū)替方式轉(zhuǎn)變?yōu)樗畾饨惶骝?qū)后，由于宏觀裂縫中剩余可采儲(chǔ)量較少，而水氣交替驅(qū)對(duì)基質(zhì)系統(tǒng)提高采收率作用有限，階段采收率提高2.0百分點(diǎn)。轉(zhuǎn)為凝膠顆粒驅(qū)后，剩余可采儲(chǔ)量進(jìn)一步減少，階段提高采收率僅為1.2百分點(diǎn)。后續(xù)表面活性劑驅(qū)過(guò)程中，因注水井處裂縫較為發(fā)育，表面活性劑能夠提高注水井處基質(zhì)出油，并驅(qū)替至采油井處，配合燜井，階段采收率提高2.5百分點(diǎn)。

3.5 結(jié)果對(duì)比分析

從以上4組實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，對(duì)于裂縫分布情況接近的模型，裂儲(chǔ)比是影響無(wú)水采收期的主要因素，裂儲(chǔ)比越大，無(wú)水采收期越長(zhǎng)，常規(guī)水驅(qū)采收率越高。相比于周期注水的優(yōu)化注水方式，采取異步注水策略能夠在模型中引起更高的壓力波動(dòng)，使得裂縫系統(tǒng)和基質(zhì)系統(tǒng)壓差增加，基質(zhì)中部分原油被采出，因此異步注水效果更好。

注氣井和采油井的位置關(guān)系決定了氮?dú)怛?qū)提高采收率的效果，頂部注氣、中部采油能夠更好地發(fā)揮重力驅(qū)油效果；氣水交替驅(qū)形成水氣交替段塞，能夠更好地控制氮?dú)舛稳熬壍姆€(wěn)定性，驅(qū)油效果優(yōu)于單一氮?dú)怛?qū)；凝膠顆粒驅(qū)能夠吸附在宏觀裂縫表面，動(dòng)用小裂縫及基質(zhì)系統(tǒng)，從而擴(kuò)大注入水波及體積；表面活性劑驅(qū)能夠降低油水界面張力，并促進(jìn)基質(zhì)系統(tǒng)的滲吸作用，驅(qū)替后配合燜井一段時(shí)間，可進(jìn)一步提高采收率。當(dāng)模型注水井處裂縫不發(fā)育、采油井處裂縫發(fā)育時(shí)，化學(xué)驅(qū)效果較好。

4 結(jié)論

1）雙重介質(zhì)油藏水驅(qū)后，仍具有較大的提高采收率空間，但對(duì)于不同裂儲(chǔ)比、不同注采井網(wǎng)以及裂縫非均質(zhì)性油藏，化學(xué)驅(qū)提高采收率差異較大。其中在頂部注氣、中部采油的情況下，氮?dú)怛?qū)效果明顯，采收率提高2.1百分點(diǎn)。A油田實(shí)際開發(fā)使用水平井底注頂采立體井網(wǎng)，建議針對(duì)裂儲(chǔ)比較低的井區(qū)，將高部位采油井轉(zhuǎn)為注氣井，以加強(qiáng)氮?dú)怛?qū)效果。

2）水氣交替驅(qū)過(guò)程能夠控制氮?dú)舛稳熬壍姆€(wěn)定性，防止氣竄加劇，采收率提高2.0～5.2百分點(diǎn)。對(duì)于注水井處裂縫發(fā)育的情況，水氣交替驅(qū)提高采收率效果有限，建議對(duì)宏觀裂縫發(fā)育較差的注水井，化學(xué)驅(qū)初期實(shí)施水氣交替驅(qū)。

3）凝膠顆粒驅(qū)能夠有效封堵竄流嚴(yán)重的宏觀裂縫，起到邊調(diào)邊驅(qū)的作用，進(jìn)一步擴(kuò)大驅(qū)替相的波及范圍，采收率提高1.2～3.7百分點(diǎn)。

4）表面活性劑驅(qū)可以降低油水界面張力，進(jìn)而降低殘余油飽和度，配合燜井一段時(shí)間，使得基質(zhì)系統(tǒng)的滲吸效果得到增強(qiáng)。對(duì)于非均質(zhì)性不同的雙重介質(zhì)油藏，表面活性劑驅(qū)均能明顯改善開發(fā)效果，采收率提高2.5～4.3百分點(diǎn)，是適應(yīng)性最好的提高采收率方法。