塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏注水方式優(yōu)選及注氣提高采收率實(shí)驗(yàn)

苑登御， 侯吉瑞,4， 宋兆杰， 羅 旻， 鄭澤宇， 屈 鳴

( 1. 中國石油大學(xué)(北京) 提高采收率研究院，北京 102249； 2. 中國石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 低滲油田提高采收率應(yīng)用基礎(chǔ)理論研究室，北京 102249； 3. 中國石油大學(xué)(北京) 石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； 4. 中國石化海相油氣藏開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249 )

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塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏注水方式優(yōu)選及注氣提高采收率實(shí)驗(yàn)

苑登御1,2,3， 侯吉瑞1,2,3,4， 宋兆杰1,2,3， 羅 旻1,2,3， 鄭澤宇1,2,3， 屈 鳴1,2,3

( 1. 中國石油大學(xué)(北京) 提高采收率研究院，北京 102249； 2. 中國石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 低滲油田提高采收率應(yīng)用基礎(chǔ)理論研究室，北京 102249； 3. 中國石油大學(xué)(北京) 石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； 4. 中國石化海相油氣藏開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249 )

塔河油田原油采收率偏低，底水能量衰竭，亟需探索擴(kuò)大水驅(qū)波及體積與提高采收率.根據(jù)塔河油田四區(qū)地質(zhì)資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，應(yīng)用物理模擬相似準(zhǔn)則，設(shè)計(jì)并制作碳酸鹽巖縫洞型油藏三維立體儲(chǔ)層仿真模型，開展油藏底水能量不足條件下轉(zhuǎn)注水驅(qū)注水方式優(yōu)選及后續(xù)注氣驅(qū)提高采收率技術(shù)實(shí)驗(yàn).結(jié)果表明：3種注水補(bǔ)充能量方法中，周期注水和脈沖注水提高采收率幅度相近，分別為16.39%和16.48%，均高于恒速注水的14.05%，而周期注水的總注水量小于脈沖注水的總注水量，優(yōu)選周期注水為更有效的注水補(bǔ)充能量方法；轉(zhuǎn)注水驅(qū)后的注氮?dú)怛?qū)中，氣水交替驅(qū)可提高采收率25.92%，優(yōu)于連續(xù)注氣驅(qū)的23.47%.這為碳酸鹽巖油藏高效開發(fā)提供技術(shù)依據(jù).

縫洞型碳酸鹽巖油藏； 剩余油； 波及體積； 氮?dú)怛?qū)； 提高采收率； 塔河油田

0 引言

碳酸鹽巖油藏蘊(yùn)含全球約60%以上的油氣資源，具有廣闊的開發(fā)前景[1].塔河油田奧陶系油藏是中國已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的儲(chǔ)量最大的碳酸鹽巖縫洞型油藏.不同于常規(guī)碳酸鹽巖裂縫型油藏，該類油藏主要表現(xiàn)為溶洞和裂縫非常發(fā)育，流體主要儲(chǔ)集于大型溶洞和裂縫；同時(shí),裂縫也是主要的流體流通通道，碳酸鹽巖基質(zhì)基本不具備儲(chǔ)滲能力[2-5]，縫洞分布不均，裂縫傾角較大，溶洞大小不一，儲(chǔ)集空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜，儲(chǔ)集層具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性[6-8].由于該類油藏儲(chǔ)層天然能量不足，在開發(fā)中穩(wěn)產(chǎn)期短、油井見水快并伴有暴性水淹、產(chǎn)量自然遞減迅速及采出程度較低，給開發(fā)帶來技術(shù)難題[9-13].塔河油田開發(fā)采用滾動(dòng)勘探開發(fā)模式，優(yōu)先動(dòng)用儲(chǔ)量豐度高的區(qū)域,再動(dòng)用儲(chǔ)量豐度中等區(qū)域,對儲(chǔ)量豐度低的區(qū)域進(jìn)行評價(jià)或目前不動(dòng)用；補(bǔ)充能量的二次采油很難分析注入劑的驅(qū)油方向和波及體積大小；穩(wěn)油控水難度大,一旦見水迅速水淹；油井見水后化學(xué)堵水效果很差,機(jī)械堵水后油井無產(chǎn)液量；二次酸壓效果欠佳,缺乏進(jìn)一步增產(chǎn)的有效手段[14-15].

人們對常規(guī)砂巖油藏提高采收率方法已進(jìn)行研究，但對碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率方法研究較少.李小波等發(fā)現(xiàn)塔河油田縫洞型油藏單井縫洞單元采取注水替油的生產(chǎn)方式，主要是利用油水密度差、重力分異原理，實(shí)施油水置換，提高單井采收率[16].王敬等基于相似理論，建立滿足幾何相似、運(yùn)動(dòng)相似、動(dòng)力相似和縫洞型油藏特征參數(shù)相似的縫洞組合體可視化物理模型和數(shù)學(xué)模型，并開展縫洞組合體水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)[17].物理模型大致分為按比例縮小和概念化2種.概念化模型是指在通過一定的數(shù)值模擬計(jì)算，可以應(yīng)用到實(shí)際的對一種過程的機(jī)理和規(guī)律研究.按比例縮小模型是指對實(shí)際物理過程中的動(dòng)力學(xué)和靜力學(xué)參數(shù)進(jìn)行適當(dāng)比例的縮小，以在有限時(shí)間和空間內(nèi)獲得特定觀察尺度的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù).許多學(xué)者采用的模型多為規(guī)則、確定性的空間分布，或者為填砂模型近似處理，但這些簡化的物理模型無法正確反映裂縫、溶洞空間分布特征，給開發(fā)方案制定和調(diào)整帶來困難[8,15,18].

為了減小平板模型邊際效應(yīng)影響，筆者考慮流體在空間中真實(shí)流動(dòng)規(guī)律，在二維可視化剖面模型實(shí)驗(yàn)研究[2]的基礎(chǔ)上，根據(jù)塔河油田四區(qū)S48井區(qū)地質(zhì)和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，設(shè)計(jì)并制作碳酸鹽巖縫洞型油藏三維立體儲(chǔ)層仿真模型，開展底水能量不足條件下注水方式優(yōu)選及注氣提高采收率實(shí)驗(yàn)，分析提高采收率的主要機(jī)理，為縫洞型碳酸鹽巖油藏高效開發(fā)提供技術(shù)依據(jù).

1 模型制作

1.1 相似性設(shè)計(jì)

為了更加準(zhǔn)確模擬油藏實(shí)際條件，在實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ驮O(shè)計(jì)制作中考慮物理模擬相似準(zhǔn)則，將實(shí)際油藏模型縮小為實(shí)驗(yàn)室尺寸，以揭示該類油藏注水和注氣驅(qū)油機(jī)理.實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭饕獫M足條件包括幾何、運(yùn)動(dòng)、動(dòng)力和特征參數(shù)相似.對于幾何相似，由于縫洞型油藏的溶洞為主要的儲(chǔ)集空間，故圍繞溶洞與模型大小進(jìn)行設(shè)計(jì)，將“溶洞大小”與“油藏控制直徑”之比作為幾何相似的準(zhǔn)則.對于運(yùn)動(dòng)相似，實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ托枰M底水衰竭開采階段，其開井順序、生產(chǎn)時(shí)間及采液量應(yīng)與現(xiàn)實(shí)生產(chǎn)具有一定相似性.對于動(dòng)力相似，由于溶洞、裂縫非常發(fā)育，流體流動(dòng)速度較大，類似于壓管流，故著重考慮雷諾數(shù)；同時(shí)，壓力與重力之比在一定程度上影響驅(qū)替過程中的油水分布，也需要加以考慮；多裂縫下的立方定律主要描述縫洞系統(tǒng)中流體在裂縫中的流動(dòng)特征，但完全滿足相似準(zhǔn)則的要求也是不切實(shí)際的，縫洞型碳酸鹽巖油藏裂縫、洞、孔呈多重介質(zhì)特征，油水關(guān)系復(fù)雜，只能側(cè)重局部進(jìn)行模擬.因此，以滿足雷諾相似準(zhǔn)則為前提，使物理模擬接近滿足壓力與重力之比及多條裂縫下的立方定律.此外，其他特征參數(shù)如擬配位數(shù)、充填程度應(yīng)滿足相似定理.相似性設(shè)計(jì)論述見文獻(xiàn)[19].

1.2 物理模型

圖1 井組地質(zhì)模型

以塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏S48井組中S48、T401、TK411、TK426、TK467等井為依據(jù)，選取的井組地質(zhì)模型見圖1，油藏地層縱向切片見圖2(紅色圓圈區(qū)域?yàn)檫x取的模型位置).

按照地質(zhì)模型設(shè)計(jì)(見圖3)，簡化其中部分孤立裂縫/溶洞，以洞徑為基準(zhǔn)，將溶洞等比例縮放到6塊圓餅狀人工壓制碳酸鹽巖巖心上，巖心直徑為45 cm,厚度為5 cm(見圖4).洞徑為3～8 cm，人造裂縫開度(2～3 mm)在油藏原型范圍(0.5～5.0 mm)內(nèi)，以確保流體在模型中流動(dòng)規(guī)律不發(fā)生改變.將巖心封裝到耐壓不銹鋼模型中(不銹鋼模型內(nèi)徑為45 cm，外徑為46 cm，高度為5 cm)，把6塊圓餅狀巖心與底水槽、頂蓋堆疊成一體，形成具有立體縫洞結(jié)構(gòu)的模型主體，并用螺絲進(jìn)行加壓固定；在堆疊過程中，在底部三層巖心縫洞中填充石英砂，以模擬真實(shí)地層的填充效果.模型縫洞體積為1 804 mL，其中裂縫體積為145 mL，溶洞體積為1 659 mL.最后設(shè)計(jì)井位，在巖心模型上部相應(yīng)位置嵌入管座，通過管座將直徑為3 mm的鐵管插入模型，另一端留在模型外并裝有二通閥，以模擬油井井筒(見圖5).根據(jù)油井鉆遇儲(chǔ)集體類型不同，分為溶洞井與裂縫井2種類型.模型油井參數(shù)見表1.

圖2 油藏地層縱向切片

圖3 巖心刻畫設(shè)計(jì)

2 實(shí)驗(yàn)

2.1 材料

實(shí)驗(yàn)用油為油田脫水、脫氣原油與航空煤油配制的模擬油，黏度為23.9 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水為模擬地層水，密度為1.032 g/mL，礦化度為200 g/L；實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃，在室內(nèi)常壓下進(jìn)行.

2.2 裝置

實(shí)驗(yàn)裝置主要由三維物理模型、恒速恒壓驅(qū)替泵、活塞式中間容器、壓差傳感器、氣體流量計(jì)、高壓氮?dú)馄亢秃銣叵涞葮?gòu)成.

圖4 圓餅狀巖心刻畫

圖5 模型封裝

2.3 步驟

(1)注水補(bǔ)充能量方式優(yōu)選.將各儀器設(shè)置好，對模型進(jìn)行飽和油至100%(1 804 mL)；然后進(jìn)行底水驅(qū)替.根據(jù)現(xiàn)場各井的生產(chǎn)歷史，確定各井開井時(shí)間順序?yàn)镾48、T401、TK411、TK426、TK467，模擬衰竭式底水驅(qū)階段，記錄各井采出油量及采出水量.當(dāng)模型中任意一口井含水率達(dá)98%以上時(shí)，將該井轉(zhuǎn)為注水井，同時(shí)，保持底水處于開啟狀態(tài)，以模擬注水補(bǔ)充能量開采階段.實(shí)驗(yàn)注水方式包括恒速注水、周期注水及脈沖注水，從中優(yōu)選較好的注水補(bǔ)充能量方式.注水補(bǔ)充能量優(yōu)化方案見表2.

(2)注氮?dú)馓岣卟墒章市Чu價(jià).將各儀器設(shè)置好，對模型進(jìn)行飽和油至100%(1 804 mL)；然后在底水驅(qū)替和優(yōu)選出的注水補(bǔ)充能量方法的基礎(chǔ)上，進(jìn)行轉(zhuǎn)注氮?dú)怛?qū)提高采收率實(shí)驗(yàn).注氣提高采收率效果評價(jià)實(shí)驗(yàn)方案見表3.

表1 模型油井參數(shù)Table 1 Parameters of wells in the model

表2 注水補(bǔ)充能量方案優(yōu)化Table 2 Experimental scheme of water injection optimization for energy supplement

注：1)fw為含水率；2)先轉(zhuǎn)注25 min，后停注25 min；3)每個(gè)流速段為15 min

表3 注氣提高采收率效果評價(jià)實(shí)驗(yàn)方案Table 3 Experimental scheme of gas injection for EOR

注：1)fw為含水率；2)注氣10 min；3)注水10 min

3 轉(zhuǎn)注水驅(qū)優(yōu)選評價(jià)

分析底水衰竭式開采后，實(shí)施3種不同方式轉(zhuǎn)注水驅(qū)的開采效果，從中優(yōu)選最優(yōu)注水補(bǔ)充地層.

3.1 底水與恒速注水

底水衰竭開采階段，受底水能量衰竭的影響，初期采液速度高，但衰減快；采油速度隨油井見水迅速降低.單井與井組總采收率變化規(guī)律見圖6(以單元總儲(chǔ)量為基數(shù)).由圖6可知，整個(gè)過程中隨著底水驅(qū)替進(jìn)行，壓力不斷上升，達(dá)20 kPa左右時(shí)穩(wěn)定；油井一旦見水，產(chǎn)油量迅速下降，含水率急劇上升，壓力也隨之快速降低至10 kPa.當(dāng)?shù)姿⑷肓窟_(dá)0.36 PV(PV為注入孔隙體積倍數(shù))時(shí)，TK467井含水率達(dá)98%，底水驅(qū)結(jié)束時(shí)，總采收率達(dá)19.19%.

底水驅(qū)結(jié)束后，TK467井轉(zhuǎn)為注水井，以恒定速度4 mL/min注水，當(dāng)?shù)姿愚D(zhuǎn)注水累積注入量達(dá)0.7 PV時(shí)，各井均達(dá)經(jīng)濟(jì)極限含水率.S48井、T401井、TK426井出現(xiàn)不同程度無水采油期，采油期壓力維持在20 kPa左右，油井見水后壓力回落至10 kPa.其中T401井提高采收率達(dá)7.12%；其次為S48井的3.16%和TK426井的2.88%；TK411井提高采收率幅度最小，僅為0.89%.井組總提高采收率幅度為14.05%，總采收率為33.24%.

3.2 底水與周期注水

實(shí)驗(yàn)方案b中，當(dāng)?shù)姿⑷肓窟_(dá)0.37 PV，底水驅(qū)結(jié)束(TK467井含水率高于98%,達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水率)，采收率為19.93%，與實(shí)驗(yàn)方案a的最終結(jié)果(19.19%)相近，驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ徒Y(jié)果的可重復(fù)性.

底水驅(qū)結(jié)束后，從見水井TK467以周期注水方式進(jìn)行轉(zhuǎn)注水，注水單周期為50 min,其中前25 min以8 mL/min恒流速注水，后25 min停注，如此實(shí)施若干周期.當(dāng)?shù)姿愚D(zhuǎn)注水累積注入量達(dá)0.93 PV，各井含水率達(dá)到98%時(shí)，實(shí)驗(yàn)結(jié)束.實(shí)驗(yàn)方案b的單井與井組總采收率變化結(jié)果見圖7，底水驅(qū)替階段各單井與井組總采收率變化規(guī)律與實(shí)驗(yàn)方案a的類似.在周期注水階段，T401井出現(xiàn)最長的無水采油期，提高采收率達(dá)6.04%；S48井和TK426井的次之，提高采收率幅度分別為4.80%和3.33%；與實(shí)驗(yàn)方案a不同的是，周期注水使得TK411井采收率得到明顯提高，達(dá)2.22%.恒流速注水時(shí)壓力維持在20 kPa左右，停注時(shí)，隨著采油量增加壓力降低.實(shí)驗(yàn)方案b的總提高采收率幅度為16.39%，總采收率為36.32%，比實(shí)驗(yàn)方案a的提高2.34%.因此，周期注水的開采效果優(yōu)于恒速注水的.

圖6 實(shí)驗(yàn)方案a的單井與井組總采收率變化

圖7 實(shí)驗(yàn)方案b的單井與井組總采收率變化

3.3 底水與脈沖注水

圖8 實(shí)驗(yàn)方案c下的單井與井組總采收率變化

實(shí)驗(yàn)方案c的單井與井組總采收率變化結(jié)果見圖8.由圖8可知，當(dāng)?shù)姿⑷肓窟_(dá)0.34 PV時(shí)，底水驅(qū)結(jié)束(TK467井含水率高于98%,達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水率)，總采收率為20.92%，與實(shí)驗(yàn)方案a、b的結(jié)果基本一致.

底水驅(qū)結(jié)束后，從見水井TK467以脈沖注水方式進(jìn)行轉(zhuǎn)注，以每個(gè)流速段時(shí)間為15 min，流速為2、4、6、4、2 mL/min進(jìn)行注水.當(dāng)?shù)姿愚D(zhuǎn)注水累積注入量達(dá)1.26 PV，各井含水率達(dá)到98%時(shí)，實(shí)驗(yàn)結(jié)束.底水驅(qū)替階段采收率變化規(guī)律和實(shí)驗(yàn)方案a、b的類似.在脈沖注水階段，S48井的無水采油期較長，提高采收率程度最高，達(dá)7.89%；其他井較周期注水時(shí)降低，但降低幅度不大.井組總提高采收率幅度為16.48%，最終采收率為37.40%.在脈沖注水階段壓力波動(dòng)不明顯，維持在20 kPa左右.對比實(shí)驗(yàn)方案a、b、c的單井、井組總采收率結(jié)果(見表4)，實(shí)驗(yàn)方案c的轉(zhuǎn)注水開發(fā)效果與實(shí)驗(yàn)方案b的基本一致，均優(yōu)于恒速注水開采的，故周期注水和脈沖注水可作為底水驅(qū)后補(bǔ)充能量的注水方法.

表4 實(shí)驗(yàn)方案a、b、c的單井與井組總采收率結(jié)果Table 4 Comparison of single well recovery and total oil recovery for experiment a, b and c %

底水驅(qū)階段,由于TK467井埋藏最深且所在儲(chǔ)集空間通過單一裂縫與底水連通，屬于底水直進(jìn)型，與底水的連通關(guān)系要遠(yuǎn)好于其他井的；而模型中、下部儲(chǔ)集體充填特征以充填、半充填為主，充填物的存在降低縫洞單元儲(chǔ)集體的滲透能力，也大幅限制重力作用下的油水置換效應(yīng)，為水錐的形成創(chuàng)造有利條件；再加之高底水侵入速度影響，進(jìn)一步促進(jìn)底水錐進(jìn)效應(yīng)，因此底水更傾向于向TK467井發(fā)生錐進(jìn)，表現(xiàn)為TK467井在底水驅(qū)階段迅速見水.轉(zhuǎn)注水補(bǔ)充能量階段，在低部位水淹井注水，對侵入的底水沿反方向起壓制作用，可抑制底水的進(jìn)一步侵入，為其他4口井采油補(bǔ)充能量.

由表4可知，注水補(bǔ)充能量階段，鉆遇溶洞型油井采收率明顯高于鉆遇裂縫型油井的(以單元儲(chǔ)量為基數(shù)).這是因?yàn)殂@遇溶洞型油井(S48、T401)時(shí)，溶洞中油、水重力分異作用較為明顯，溶洞中水驅(qū)油的過程類似于活塞式的平面推進(jìn)，油井產(chǎn)油效率與所在溶洞配位數(shù)有關(guān)，即與溶洞連接的裂縫條數(shù)有關(guān).當(dāng)油井所在溶洞配位數(shù)為1時(shí)，流體僅能單向地從單一裂縫流向生產(chǎn)井，隨著溶洞油水界面抬升至井底，油井見水，且一般伴隨暴性水淹；當(dāng)油井所在溶洞配位數(shù)較高時(shí)，通過裂縫溝通的溶洞數(shù)也增多，隨油井所在溶洞內(nèi)油水界面的抬升，將不斷有新的溶洞被啟動(dòng)，原油通過不同的流動(dòng)通道被驅(qū)向油井.配位數(shù)越高，含水率上升速度越慢，油水產(chǎn)期越長.對鉆遇裂縫型油井，由于裂縫儲(chǔ)集體自身控制儲(chǔ)量相對較低，驅(qū)替過程中裂縫一旦見水，流動(dòng)通道將很快被水占據(jù)，油井見水迅速，采收率較低[17].

脈沖注水和周期注水的提高采收率機(jī)理被認(rèn)為是不穩(wěn)定注水能夠周期性地改變注水流場，使水驅(qū)流線發(fā)生改變，從而擴(kuò)大注水波及體積，進(jìn)而相比恒速注水更大幅度地提高采收率.周期注水的總注水量0.93 PV小于脈沖注水的總注水量1.26 PV，因此優(yōu)選周期注水為更有效的注水補(bǔ)充能量方法.

4 注氣提高采收率效果

在優(yōu)選周期注水為最佳注水補(bǔ)充能量方式后，開展注氣提高采收率實(shí)驗(yàn)，其中分別選用連續(xù)注氣和氣水交替2種注氣方式，分析驅(qū)油效果與提高采收率機(jī)理.

4.1 連續(xù)注氣

在底水驅(qū)替和周期注水補(bǔ)充能量基礎(chǔ)上，進(jìn)行注氮?dú)馓岣卟墒章蕦?shí)驗(yàn)，結(jié)果見圖9.由圖9可知，該階段提高采收率達(dá)23.47%.注水開發(fā)之后，剩余油主要以“閣樓油”和“自鎖油”形式存在.由于重力分異作用，注氮?dú)饪梢杂行?dòng)高部位“閣樓油”和“自鎖油”，使它在重力作用下運(yùn)移到低部位溶洞和裂縫中，重新形成富集油帶；同時(shí)，油水界面隨著底水注入而不斷抬升，使油不斷推向井底而被采出，提高采收率效果明顯.

4.2 氣水交替驅(qū)

在底水驅(qū)替和周期注水補(bǔ)充能量基礎(chǔ)上，進(jìn)行氮?dú)?、水交替注入提高采收率?shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方案e的單井與井組總采收率變化結(jié)果見圖10.由圖10可知，該階段提高采收率達(dá)25.92%.相比于連續(xù)注氣開發(fā)，氮?dú)?、水交替注入使油藏壓力波?dòng)變化，注入的氮?dú)庠谥亓ψ饔孟抡紦?jù)溶洞頂部空間，驅(qū)替頂部的“閣樓油”和部分“自鎖油”，使它進(jìn)入油井而被采出；注入的水有抑制水錐的效果，同時(shí)抬升油氣界面，延緩氣竄.實(shí)驗(yàn)方案d和e的單井與井組總采收率結(jié)果見表5.

圖9 實(shí)驗(yàn)方案d的單井與井組總采收率變化

圖10 實(shí)驗(yàn)方案e的單井與井組總采收率變化Fig.10 Experiment e: Performance of single well recovery and total oil recovery

表5 實(shí)驗(yàn)方案d和e單井采收率與總采收率結(jié)果Table 5 Comparison of single well recovery and total oil recovery for experiment d and e %

由表5可知：實(shí)驗(yàn)方案d的連續(xù)注氣驅(qū)與實(shí)驗(yàn)方案e的氣、水交替驅(qū)的水氣總注入量為1.57 PV，連續(xù)注氣可以在底水驅(qū)替和轉(zhuǎn)注水驅(qū)后提高采收率24.19%，使總采收率達(dá)到59.38%；氣、水交替注入可以提高采收率25.92%，使得總采收率達(dá)到61.83%，提高幅度更大.這說明注氣可以啟動(dòng)注水無法動(dòng)用的剩余油.氣、水交替注入既可以抑制水錐的作用，還可以抬升油氣界面，延緩氣竄發(fā)生，從而提高氣體的有效利用率.由于在氣驅(qū)階段仍然保持底水的持續(xù)供給，因此氣、水交替注入優(yōu)于連續(xù)注氣驅(qū)的效果不夠顯著.

5 結(jié)論

(1) 注水開采階段，鉆遇溶洞型油井采收率明顯高于鉆遇裂縫型油井的.

(2)根據(jù)三維立體儲(chǔ)層仿真模型實(shí)驗(yàn)，底水驅(qū)替結(jié)束后，3種轉(zhuǎn)注水補(bǔ)充能量方式可提高采收率14%～16%，其中恒速注水的為14.05%，周期注水的為16.39%，脈沖注水的為16.48%，而周期注水的總注水量小于脈沖注水的總注水量，故優(yōu)選周期注水為更有效的注水能量補(bǔ)充方法.

(3)轉(zhuǎn)注水驅(qū)結(jié)束后，開展連續(xù)注氣驅(qū)和氣、水交替驅(qū)可提高采收率25.92%，效果優(yōu)于連續(xù)注氣驅(qū)的24.19%.

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2015-10-29；編輯：關(guān)開澄

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05014-003)；國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃973(計(jì)劃)項(xiàng)目(2011CB201006)；國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(51504268)；中國石油大學(xué)(北京)科研基金項(xiàng)目(2462014YJRC053)

苑登御(1987-),男，博士研究生，主要從事提高采收率與采油化學(xué)方面的研究.

TE344

A

2095-4107(2015)06-0102-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.06.012