基于非均質(zhì)大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究

張 莉，岳湘安，王友啟

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京102249)

隨著石油勘探開發(fā)的不斷深入，我國東部中高滲透油藏已整體進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，平均綜合含水率達(dá)到90%以上，開發(fā)效果呈現(xiàn)整體變差的趨勢(shì)，而該類油藏平均采收率不到40%，還有60%左右的原油埋存在地下，具有大幅提高采收率的潛力[1_2]。近幾年，國內(nèi)圍繞特高含水期油田的開發(fā)特征、滲流規(guī)律和調(diào)整措施等進(jìn)行了大量研究[3_5]，提出了一些技術(shù)措施：對(duì)過水倍數(shù)較低的非主流線區(qū)域，主要采取井網(wǎng)調(diào)整、層系細(xì)分重組、注采結(jié)構(gòu)調(diào)整等技術(shù)措施，以擴(kuò)大波及體積、提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和采收率；對(duì)過水倍數(shù)較高的主流線區(qū)域，主要采取轉(zhuǎn)流場(chǎng)、調(diào)流線結(jié)合化學(xué)驅(qū)或氣驅(qū)等技術(shù)措施，以進(jìn)一步提高采收率。但對(duì)于驅(qū)替程度較高的優(yōu)勢(shì)滲流通道，水油比急劇上升，注水量大幅增加，水驅(qū)調(diào)整難度較大，采用常規(guī)化學(xué)驅(qū)方法采收率提高幅度有限，需要探索新的開發(fā)調(diào)整技術(shù)。為此，筆者設(shè)計(jì)了三維非均質(zhì)物理大模型試驗(yàn)，模擬五點(diǎn)井網(wǎng)，研究了水驅(qū)后調(diào)整井網(wǎng)改變流線方向并結(jié)合聚合物驅(qū)擴(kuò)大波及系數(shù)及聚合物驅(qū)后采用微球_活性劑深部調(diào)堵驅(qū)油進(jìn)一步提高采收率的方法。

1 非均質(zhì)大模型試驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 非均質(zhì)大模型

三維非均質(zhì)大模型的尺寸(長(zhǎng)、寬、高)為30 cm×30 cm×5 cm，模擬五點(diǎn)井網(wǎng)，5口井分別標(biāo)記為1#井、2#井、3#井、4#井和5#井，其中2#井和3#井主流通道為高滲帶，平均滲透率為2 400 mD，其兩側(cè)區(qū)域?yàn)榈蜐B帶，平均滲透率為800 mD，模型平均孔隙度為28%，試驗(yàn)溫度設(shè)定為70 ℃。

基礎(chǔ)水驅(qū)井網(wǎng)設(shè)計(jì)為“一注四采”五點(diǎn)井網(wǎng)(中心1口注水井，邊角4口油井)，如圖1(a)所示。井網(wǎng)調(diào)整原則是，在不增加新井的條件下，利用原井網(wǎng)進(jìn)行注采井調(diào)整，將未受效或受效差的1#和4#油井改為注水井，原5#注水井改為油井，流線轉(zhuǎn)變45°，同時(shí)增加油井受效方向，如圖1(b)所示。

圖1 非均質(zhì)物理大模型示意Fig.1 Diagram of large-scale heterogeneous physical model

試驗(yàn)用油為用航空煤油配制的模擬油，其在50 ℃溫度下的黏度為61.4 mPa·s；試驗(yàn)用的地層水為NaHCO3型水，礦化度為5 727 mg/L；試驗(yàn)用聚合物為HPAM，相對(duì)分子質(zhì)量為1 500萬，其溶液質(zhì)量濃度為2 000 mg/L；自聚集微球?yàn)樽灾餮邪l(fā)的具有自聚集特性的聚合物微球，其溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%；試驗(yàn)用表面活性劑由陰離子和非離子型活性劑復(fù)配而成，其溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%。

試驗(yàn)儀器主要為：Zetasizer Nano ZS激光粒徑儀，DV-II型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，DWY-1A型多功能原油脫水儀，MCGS壓力動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，2PB00C平流泵(量程為0.01～5.00 mL/min) 。

1.2 試驗(yàn)方案

水驅(qū)后調(diào)整井網(wǎng)改變流線方向并結(jié)合聚合物驅(qū)擴(kuò)大波及系數(shù)，設(shè)計(jì)了2個(gè)試驗(yàn)方案(方案1和方案2)。

方案1：原井網(wǎng)水驅(qū)—聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整—水驅(qū)。其主要內(nèi)容為：

1) 采用原“一注四采”井網(wǎng)，水驅(qū)至綜合含水率為98%；

2) 注入0.3倍孔隙體積質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚合物溶液；

3) 后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率為98%～100%；

4) 調(diào)整井網(wǎng)，繼續(xù)進(jìn)行水驅(qū)，至綜合含水率為100%時(shí)結(jié)束。

方案2：原井網(wǎng)水驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整—聚合物驅(qū)—后續(xù)水驅(qū)。其主要內(nèi)容為：

1) 采用原“一注四采”井網(wǎng)，水驅(qū)至綜合含水率為98%；

2) 調(diào)整井網(wǎng)，然后注入0.3倍孔隙體積質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚合物溶液；

3) 后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率為100%時(shí)結(jié)束。

在以上2組試驗(yàn)結(jié)束后，針對(duì)聚合物驅(qū)后采用微球_活性劑深部調(diào)堵驅(qū)油，設(shè)計(jì)了試驗(yàn)方案：

1) 高滲帶注入0.3倍孔隙體積(為模型總孔隙體積的0.05倍)的0.2%自聚集微球溶液段塞；

2) 高滲帶注入0.3倍孔隙體積的0.3%復(fù)配表面活性劑溶液段塞；

3) 后續(xù)水驅(qū)至含水率為100%時(shí)結(jié)束。

試驗(yàn)過程中測(cè)取各驅(qū)替階段的產(chǎn)油量和含油飽和度分布，計(jì)算綜合含水率、波及系數(shù)和采收率的變化。含油飽和度采用實(shí)驗(yàn)室常用的電阻率法測(cè)定，在模型上設(shè)計(jì)32 對(duì)電極測(cè)試點(diǎn)，根據(jù)電阻率及電位的變化分析測(cè)試層含水率和含油率的變化情況，實(shí)現(xiàn)含油飽和度的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)[6]。

2 試驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 水驅(qū)后調(diào)整井網(wǎng)并進(jìn)行聚合物驅(qū)

水驅(qū)后的油藏，由于長(zhǎng)期注水沖刷形成了水流通道，要進(jìn)一步提高采收率需改變液流方向[3,5]。采用非均質(zhì)大模型，對(duì)比分析了井網(wǎng)調(diào)整后進(jìn)行聚合物驅(qū)與聚合物驅(qū)后再調(diào)整井網(wǎng)2個(gè)試驗(yàn)方案。

圖2所示為原井網(wǎng)水驅(qū)—聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整不同驅(qū)替階段的含油飽和度分布，圖3所示為驅(qū)油效果曲線。

圖2 聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整含油飽和度分布Fig.2 Oil saturation distribution of polymer flooding-well pattern adjustment

圖3 水驅(qū)—聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整—微球活性劑驅(qū)油效果曲線Fig.3 Oil displacement effect curve of water flooding-polymer flooding-well pattern adjustment-microsphere surfactant flooding

水驅(qū)時(shí)，注入水主要沿模型中間的高滲區(qū)域推進(jìn)，模型左上方和右下方的低滲區(qū)域基本未動(dòng)用(見圖2(a))，計(jì)算原井網(wǎng)水驅(qū)至綜合含水率為98.0%后的波及系數(shù)為36.5%，采收率為28.1%。注入0.3倍孔隙體積聚合物溶液，注入壓力明顯上升，由0.06 MPa升至0.40 MPa(見圖3)，使驅(qū)替液的波及面由高滲區(qū)域向外擴(kuò)展，左上方和右下方低滲區(qū)域的剩余油明顯被動(dòng)用。后續(xù)水驅(qū)階段，只有1#井和4#井兩側(cè)的區(qū)域未被波及(見圖2(b))，但聚合物溶液仍然沿著水驅(qū)形成的高滲流通道驅(qū)動(dòng)，注入壓力降至0.2 MPa左右。調(diào)整井網(wǎng)，將左上角和右下角受效差的1#和4#油井改為注水井，中間的注水井改為油井，流線轉(zhuǎn)變45°，注入水將剩余油向3口油井所在區(qū)域驅(qū)動(dòng)，低滲區(qū)域的剩余油飽和度明顯降低，高滲區(qū)域形成了優(yōu)勢(shì)滲流通道(見圖2(c))，波及系數(shù)最終達(dá)到67.8%，最終采收率為49.9%。與水驅(qū)結(jié)束時(shí)相比，波及系數(shù)提高了31.3百分點(diǎn)，采收率提高了21.8百分點(diǎn)。

圖4所示為原井網(wǎng)水驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整—聚合物驅(qū)不同驅(qū)替階段的含油飽和度分布，圖5所示為驅(qū)油效果曲線。

圖4 井網(wǎng)調(diào)整—聚合物驅(qū)含油飽和度分布Fig.4 Oil saturation distribution of well pattern adjustment-polymer flooding

圖5 水驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整—聚合物驅(qū)—微球活性劑驅(qū)油效果曲線Fig.5 Displacement effect curve of water flooding-well pattern adjustment-polymer flooding-microsphere surfactant flooding

原井網(wǎng)水驅(qū)至綜合含水率為98.0%后，波及系數(shù)為36.7%，采收率為28.3%(見圖4(a))。按試驗(yàn)方案2，先調(diào)整井網(wǎng)，將左上角和右下角未受效的2口油井(1#井和4#井)改為注水井，中心的注水井改為油井進(jìn)行生產(chǎn)，然后注入聚合物溶液。1#井和4#井注聚合物溶液過程中，注入壓力由0.08 MPa最高升至0.34 MPa，驅(qū)動(dòng)低滲區(qū)域的剩余油向高滲區(qū)域內(nèi)的3口油井運(yùn)移，剩余油飽和度等值線基本上沿著采油井兩側(cè)對(duì)稱分布(見圖4(b))，說明聚合物溶液在油井兩側(cè)均勻推進(jìn)。試驗(yàn)結(jié)束后，井網(wǎng)內(nèi)只有4個(gè)很小的高含油飽和度區(qū)域，其他區(qū)域均被波及，呈現(xiàn)剩余油高度分散的特征(見圖4(c))，波及系數(shù)最終達(dá)到75.2%，最終采收率為54.3%。與水驅(qū)結(jié)束時(shí)相比，波及系數(shù)提高了38.5百分點(diǎn)，采收率提高了26.0百分點(diǎn)。

綜合上述分析可知，在水驅(qū)后特高含水期采用井網(wǎng)調(diào)整結(jié)合聚合物驅(qū)的方法能大幅度提高原油采收率。其中，先調(diào)整井網(wǎng)改變流線方向再疊加聚合物驅(qū)擴(kuò)大波及系數(shù)的方案，優(yōu)于原井網(wǎng)聚合物驅(qū)后再進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整的方案。

2.2 聚合物驅(qū)后進(jìn)行自聚集微球_活性劑驅(qū)

當(dāng)采收率接近50%、波及系數(shù)達(dá)到70%左右的情況下，繼續(xù)采用聚合物驅(qū)方法提高采收率效果有限[7_8]。目前有效的調(diào)整措施是采用深部調(diào)驅(qū)技術(shù)，但礦場(chǎng)實(shí)施中存在調(diào)堵體系注入困難、驅(qū)油效果差等問題[9_11]。因此，研制了一種自聚集聚合物微球，該微球的粒徑和聚集程度均可調(diào)控，可用于油藏深部調(diào)整液流方向，疊加表面活性劑的洗油效果，進(jìn)一步提高聚合物驅(qū)后特高含水期油藏的原油采收率。

2.2.1 自聚集微球的性能

自聚集微球的掃描電鏡照片(放大5 000倍)見圖6。該微球由外殼和內(nèi)核組成：外殼為親水基團(tuán)，遇水后氫鍵與水結(jié)合發(fā)生溶脹；內(nèi)核為有機(jī)物，密度與水接近，在水中具有良好的懸浮性。通過控制制備工藝參數(shù)和調(diào)整反應(yīng)組分，可在0.5～30.0 μm范圍內(nèi)改變自聚集微球的粒徑，其聚集特性也可在非自聚集至強(qiáng)自聚集間調(diào)控?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，選擇粒徑遠(yuǎn)小于水流通道直徑的微球，用低鈣鎂離子水注入，由于微球表面帶有陰離子基團(tuán)，可利用地層水中的Ca2+和Mg2+將其聚集為水動(dòng)力半徑足夠大的微球簇，從而封堵大孔喉[12]。

圖6 自聚集微球掃描電鏡照片(放大5 000倍)Fig.6 Scanning electron micrograph of self-aggregating microsphere(Zoom in 5,000 times)

1) 自聚集微球的表觀黏度。

用DV-II型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)試了質(zhì)量濃度2 000 mg/L自聚集微球溶液在不同溫度下的表觀黏度，結(jié)果見表1。測(cè)試時(shí)的剪切速率為7.34 s-1。

表1不同溫度下自聚集微球溶液的表觀黏度

Table1Apparentviscosityofself-aggregatingmicrospheresolutionatdifferenttemperatures

溫度/℃表觀黏度/(mPa·s)新配制恒溫15 d后301.012.40400.912.18500.891.97600.701.07700.821.09

由表1可看出，在30～70 ℃溫度范圍內(nèi)，自聚集微球溶液的表觀黏度均較低，最大表觀黏度為2.40 mPa·s，說明其具有良好的流動(dòng)性和可注入性，可緩慢運(yùn)移至油藏深部。在相同溫度下，恒溫放置15 d后微球溶液的表觀黏度高于新配制時(shí)的表觀黏度。分析認(rèn)為，放置一段時(shí)間后，微球吸水膨脹，粒徑增大，微粒間的范德華力和氫鍵作用增強(qiáng)，表觀黏度升高。隨著溫度升高，微球溶液的表觀黏度降低，恒溫放置15 d后微球溶液的表觀黏度降幅較大。分析認(rèn)為，溫度越高，微粒的熱運(yùn)動(dòng)越劇烈，相互引力變小，因而表觀黏度降低。

2) 自聚集微球的調(diào)驅(qū)性能。

室內(nèi)試驗(yàn)采用雙管模型模擬了自聚集微球在不同滲透率級(jí)差條件下的調(diào)驅(qū)效果。模型尺寸為φ2.5 cm×100.0 cm，滲透率級(jí)差分別為5.46和10.11，試驗(yàn)溫度為70 ℃，采用合注分采的方式。水驅(qū)至綜合含水率為95%后，注入0.4倍孔隙體積質(zhì)量濃度分別為2 000和3 000 mg/L的自聚集微球溶液，后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率為100%時(shí)結(jié)束，試驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 自聚集微球驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental results of self-aggregating microsphere flooding

從表2可以看出，水驅(qū)時(shí)主要是高滲管產(chǎn)液，高滲管水驅(qū)采收率達(dá)到70%以上，低滲管水驅(qū)采收率不到20%。注入自聚集微球后，封堵高滲管的滲流通道，高低滲管發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，低滲管主要產(chǎn)液，低滲管采收率提高75百分點(diǎn)以上，說明自聚集微球能封堵優(yōu)勢(shì)滲流通道，調(diào)整產(chǎn)液剖面，大幅度提高原油采收率，尤其是能大幅度提高低滲層的原油采收率。

2.2.2 聚驅(qū)后的自聚集微球_活性劑驅(qū)

分析圖2(c)中聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整后的含油飽和度分布特征，剩余油挖潛區(qū)為已波及區(qū)域內(nèi)的剩余油和油水井排間剩余油飽和度相對(duì)較高的區(qū)域。與具有明顯剩余油富集區(qū)的油藏相比，該潛力區(qū)提高采收率的難度更大：1)要求注入的驅(qū)油體系能夠進(jìn)入剩余油潛力區(qū)；2)進(jìn)入剩余油潛力區(qū)的驅(qū)油體系具有對(duì)其中主要類型剩余油的高效驅(qū)替能力。

聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整后自聚集微球活性劑驅(qū)不同驅(qū)替階段的含油飽和度分布如圖7所示，驅(qū)油效果曲線見圖3。

圖7 聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整后微球活性劑驅(qū)含油飽和度分布Fig.7 Oil saturation distribution of microsphere-surfactant flooding after polymer flooding-well pattern adjustment

注入自聚集微球階段，注入壓力直線上升，由0.14 MPa升至0.30 MPa，但是與圖2(c)相比，圖7(a)注自聚集微球結(jié)束后含油飽和度分布未發(fā)生改變，說明注入的自聚集微球幾乎全部進(jìn)入優(yōu)勢(shì)滲流通道，增加了優(yōu)勢(shì)滲流通道的阻力。然后注入復(fù)配的表面活性劑溶液，注入壓力進(jìn)一步升高至0.38 MPa，與注入聚合物階段的壓力基本相當(dāng)，綜合含水率大幅度下降，由99.5%降至65.6%(見圖3)，說明前期注入的自聚集微球段塞封堵了優(yōu)勢(shì)滲流通道，后續(xù)驅(qū)油劑進(jìn)入剩余油潛力區(qū)，驅(qū)替了其中的剩余油。注活性劑段塞結(jié)束時(shí)，低滲區(qū)域的含油飽和度明顯降低，如圖7(b)所示，統(tǒng)計(jì)平均含油飽和度約為36.5%。后續(xù)水驅(qū)階段注入壓力下降，穩(wěn)定在0.29 MPa左右，說明自聚集微球_活性劑體系被后續(xù)注入水沖散，能夠向前運(yùn)移。后續(xù)水驅(qū)階段的注入壓力大于聚合物后續(xù)水驅(qū)的壓力(0.2 MPa左右)，說明自聚集微球_活性劑體系的殘余阻力系數(shù)高于聚合物體系，封堵能力強(qiáng)于聚合物。后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時(shí)，剩余油潛力區(qū)的飽和度進(jìn)一步降低，平均含油飽和度約為31%，如圖7(c)所示。與聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整結(jié)束時(shí)相比采收率提高了8.6百分點(diǎn)，最終采收率達(dá)到58.5%。

分析圖4(c)中井網(wǎng)調(diào)整—聚合物驅(qū)后的含油飽和度分布特征，剩余油挖潛區(qū)為4個(gè)分散的相對(duì)高含油飽和度區(qū)及其周圍區(qū)域。圖8所示為井網(wǎng)調(diào)整—聚合物驅(qū)后自聚集微球活性劑驅(qū)不同驅(qū)替階段的含油飽和度分布，驅(qū)油效果曲線見圖5。

圖8 井網(wǎng)調(diào)整—聚合物驅(qū)后微球活性劑驅(qū)含油飽和度分布Fig.8 Oil saturation distribution of microsphere-surfactant flooding after well pattern adjustment-polymer flooding

注入自聚集微球階段，注入壓力由0.22 MPa升至0.34 MPa，與圖4(c)相比，圖8(a)注自聚集微球結(jié)束后的含油飽和度分布未發(fā)生明顯變化，說明注入的自聚集微球進(jìn)入了已形成的水流通道，增加了水流通道的滲流阻力。注入活性劑溶液后，注入壓力進(jìn)一步升高至0.43 MPa，綜合含水率由100%降至56%左右(見圖5)，說明后續(xù)注入的活性劑溶液流向了剩余油區(qū)，有效驅(qū)替了分散的剩余油，注活性劑結(jié)束時(shí)，平均含油飽和度約為34.5%，如圖8(b)所示。后續(xù)水驅(qū)階段，注入壓力下降，穩(wěn)定在0.35 MPa左右，殘余阻力系數(shù)是聚合物的1.6倍，說明自聚集微球_活性劑體系被后續(xù)注入水沖散，能夠向前運(yùn)移，其封堵能力強(qiáng)于聚合物體系，封堵作用時(shí)間長(zhǎng)。后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時(shí)，4個(gè)高含油飽和度區(qū)域及其周圍的剩余油全部被驅(qū)動(dòng)，平均含油飽和度約為30.5%，如圖8(c)所示。與井網(wǎng)調(diào)整—聚合物驅(qū)結(jié)束時(shí)相比，采收率提高了5.5百分點(diǎn)，最終采收率為59.8%。

上述試驗(yàn)結(jié)果分析表明，對(duì)于高波及系數(shù)和高采出程度的聚合物驅(qū)后特高含水開發(fā)階段，采用深部調(diào)堵_驅(qū)油方法仍可進(jìn)一步提高采收率。自聚集微球和活性劑相結(jié)合的深部調(diào)驅(qū)技術(shù)能有效封堵優(yōu)勢(shì)滲流通道，迫使后續(xù)驅(qū)油劑發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，進(jìn)入剩余油潛力區(qū)，驅(qū)替其中的剩余油。自聚集微球和活性劑的注入用量較少，均為0.05倍總孔隙體積，而油田現(xiàn)場(chǎng)目前應(yīng)用的深部調(diào)堵劑，注入量一般約為0.3倍總孔隙體積，在注入相同濃度驅(qū)油劑情況下，該技術(shù)可節(jié)約2/3的驅(qū)油劑用量，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。

3 結(jié) 論

1) 水驅(qū)后特高含水期采取井網(wǎng)調(diào)整結(jié)合聚合物驅(qū)的方法可大幅度提高采收率，聚合物驅(qū)后特高含水期可采用微球與活性劑相結(jié)合的深部調(diào)堵_驅(qū)油方法進(jìn)一步提高采收率。

2) 非均質(zhì)大模型試驗(yàn)表明，調(diào)整井網(wǎng)改變流線方向與聚合物驅(qū)擴(kuò)大波及系數(shù)疊加，可使水驅(qū)后處于特高含水期油藏的采收率提高26.0百分點(diǎn)。

3) 自主研發(fā)的自聚集微球能夠運(yùn)移至油層深部，封堵優(yōu)勢(shì)滲流通道，迫使后續(xù)驅(qū)油劑的流向發(fā)生改變，進(jìn)入剩余油潛力區(qū)，驅(qū)替其中的剩余油。微球活性劑體系的殘余阻力系數(shù)是聚合物體系的1.5～1.6倍，可使聚合物驅(qū)后的采收率提高5百分點(diǎn)以上。