中低滲透儲(chǔ)集層壓驅(qū)提高采收率機(jī)理

劉義坤，王鳳嬌,2，汪玉梅，李斌會(huì)，張棟,2，楊光，支繼強(qiáng)，孫碩，王旭，鄧慶軍，徐賀

（1. 東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318；2. 大慶石油管理局博士后工作站，黑龍江大慶 163453；3. 大慶油田有限責(zé)任公司井下作業(yè)分公司，黑龍江大慶 163453；4. 大慶油田有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712； 5. 大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠(chǎng)，黑龍江大慶 163712）

0 引言

現(xiàn)階段中國(guó)石油產(chǎn)量的 70%來(lái)自老油田，未來(lái)老油田仍將是石油產(chǎn)量的主力[1-3]。老油田經(jīng)歷了強(qiáng)化采油階段的長(zhǎng)期注水沖刷、三次采油階段多種化學(xué)劑的協(xié)同驅(qū)洗，目前具有采出程度高、含水高的“雙高”特點(diǎn)。老油田如何進(jìn)一步開(kāi)發(fā)利用是中國(guó)石油工業(yè)面臨的重大挑戰(zhàn)[4-5]，如大慶油田中低滲透儲(chǔ)集層綜合含水為93%～96%，采出程度為38%～42%，剩余儲(chǔ)量巨大，是今后增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要接替潛力，但該類(lèi)剩余儲(chǔ)量存在儲(chǔ)集層物性差、剩余油分布零散、“水注不進(jìn)，油采不出”等諸多問(wèn)題，進(jìn)一步提高采收率難度較大。因此，亟需研發(fā)能夠提高儲(chǔ)集層動(dòng)用程度、有效動(dòng)用零散剩余油的儲(chǔ)集層高效改造技術(shù)[6-8]。

應(yīng)用常規(guī)化學(xué)驅(qū)技術(shù)開(kāi)發(fā)中低滲透儲(chǔ)集層，驅(qū)油劑注入效率低、儲(chǔ)集層動(dòng)用程度差，同時(shí)化學(xué)劑黏損率高，利用效率較低。傳統(tǒng)水力壓裂能夠建立高速流動(dòng)通道，但地層能量補(bǔ)充效率低，水驅(qū)波及程度低，難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，導(dǎo)致壓裂增產(chǎn)有效期短，效果較差。針對(duì)上述問(wèn)題，科研人員提出以大規(guī)模壓裂為基礎(chǔ)的“壓驅(qū)”技術(shù)，礦場(chǎng)試驗(yàn)表明采用該技術(shù)開(kāi)采中低滲透儲(chǔ)集層中的剩余油，效果明顯優(yōu)于常規(guī)化學(xué)驅(qū)與傳統(tǒng)水力壓裂技術(shù)[9-10]，但該技術(shù)中水力壓裂裂縫與化學(xué)劑滲流驅(qū)油的耦合機(jī)理、化學(xué)劑彈性返排過(guò)程中的驅(qū)油機(jī)理不明確，同時(shí)也缺少研究壓驅(qū)驅(qū)油過(guò)程中流體滲流規(guī)律與提高采收率效果的系統(tǒng)方法，限制了其規(guī)?；茝V應(yīng)用。

針對(duì)上述問(wèn)題，本文研制了壓驅(qū)儲(chǔ)能及壓驅(qū)回注實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)，建立了壓驅(qū)技術(shù)提高采收率機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究方法，模擬了壓驅(qū)劑的滲流-儲(chǔ)能-洗油-返排過(guò)程。同時(shí)設(shè)計(jì)了常規(guī)水驅(qū)、常規(guī)壓裂非均質(zhì)驅(qū)油模型，形成了評(píng)價(jià)不同開(kāi)發(fā)階段提高采收率貢獻(xiàn)率的量化研究方法，揭示了壓驅(qū)技術(shù)提高采收率的驅(qū)油機(jī)理。

1 壓驅(qū)技術(shù)

壓驅(qū)技術(shù)以低黏度化學(xué)劑作為壓裂液，借助水力壓裂將大量化學(xué)劑推進(jìn)至裂縫沿程上下儲(chǔ)集層深部，快速補(bǔ)充地層能量，大幅增加化學(xué)劑與地層的接觸面積，驅(qū)動(dòng)零散剩余油富集，實(shí)現(xiàn)高效驅(qū)油[11]。壓驅(qū)技術(shù)將傳統(tǒng)水力壓裂的“促裂縫延伸”變?yōu)椤熬徚芽p延伸”，抑制因裂縫快速延伸導(dǎo)致的化學(xué)劑前緣過(guò)早突破，實(shí)現(xiàn)有效波及體積的擴(kuò)大，同時(shí)將“常速注入”變?yōu)椤案邏鹤⑷搿保档突瘜W(xué)劑沿途損失。壓驅(qū)施工有兩種方式（見(jiàn)圖1）：①?gòu)淖⑷攵烁邏鹤⑷牖瘜W(xué)劑，在地層中壓開(kāi)裂縫，化學(xué)劑沿驅(qū)替方向?qū)⒘闵⑹Ｓ嘤蛥R集，繼續(xù)驅(qū)替至采出端；壓后裂縫逐漸閉合，注入端恢復(fù)至常規(guī)注水；此種方式稱(chēng)為“正向壓驅(qū)”；②從采出端高壓注入化學(xué)劑，在地層中壓開(kāi)裂縫，化學(xué)劑在驅(qū)替壓差作用下將采出端附近區(qū)域零散剩余油匯集；壓后裂縫逐漸閉合，燜井一段時(shí)間后開(kāi)井生產(chǎn)，同時(shí)注入端恢復(fù)常規(guī)注水；此種方式稱(chēng)為“反向壓驅(qū)”。礦場(chǎng)試驗(yàn)表明，反向壓驅(qū)應(yīng)用效果好于正向壓驅(qū)[12-13]，故本文重點(diǎn)研究反向壓驅(qū)。

圖1 壓驅(qū)技術(shù)兩種施工方式示意圖

2 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

2.1 實(shí)驗(yàn)樣品

壓驅(qū)劑：①胍膠，為體積分?jǐn)?shù)0.25%改性胍膠+體積分?jǐn)?shù) 0.1%助排劑+體積分?jǐn)?shù) 0.2%有機(jī)硼交聯(lián)劑+體積分?jǐn)?shù)0.05%過(guò)硫酸鉀配制的改性胍膠溶液；②水，為大慶油田薩中開(kāi)發(fā)區(qū)回注水，礦化度 3 681 mg/L；③石油磺酸鹽（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 0.3%），油水界面張力為3.4 mN/m。實(shí)驗(yàn)中壓驅(qū)劑中均加入示蹤劑，便于觀(guān)察其在巖心中的運(yùn)移情況。

實(shí)驗(yàn)巖心：①天然巖心，共17塊，為大慶油田薩中開(kāi)發(fā)區(qū)中低滲透儲(chǔ)集層鉆井取心樣品（取心層位均經(jīng)歷了水驅(qū)開(kāi)發(fā)階段，但采出程度較低），經(jīng)鉆取、打磨、洗油、烘干而成，巖心長(zhǎng)度約為 8.5 cm，直徑約2.5 cm，滲透率為 46.7×10-3～167.8×10-3μm2。②人造平板巖心，共10塊，其中水測(cè)滲透率為500×10-3μm2的巖心（簡(jiǎn)稱(chēng)“500巖心”）5塊，水測(cè)滲透率為100×10-3μm2的巖心（簡(jiǎn)稱(chēng)“100巖心”）5塊，尺寸為30.0 cm×30.0 cm×4.5 cm；實(shí)驗(yàn)中依據(jù)壓驅(qū)礦場(chǎng)施工參數(shù)（裂縫長(zhǎng)度為井距的三分之一），8塊平板巖心（500巖心4塊，100巖心4塊）通過(guò)水溶膜沿注采方向?qū)蔷€(xiàn)預(yù)制裂縫，裂縫靠近采出端且裂縫垂直于實(shí)驗(yàn)裝置圖俯視平面，縫長(zhǎng)14 cm。

實(shí)驗(yàn)用原油：由大慶油田薩中開(kāi)發(fā)區(qū)中低滲透儲(chǔ)集層采出的脫氣、脫水原油與煤油混合而成，黏度為9.75 mPa·s（45 ℃）。

2.2 實(shí)驗(yàn)儀器

主要設(shè)備為耐高溫高壓巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)裝置，該設(shè)備配套雙缸恒速恒壓泵、活塞容器、儲(chǔ)能罐（容量200 mL，安裝回壓閥，單向控制儲(chǔ)能罐流出壓力閾值）、壓力傳感器、巖心夾持器、微型CT機(jī)及恒溫箱；輔助設(shè)備有手搖泵、真空泵、計(jì)時(shí)器、攪拌器、計(jì)量試管等。

2.3 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

2.3.1 壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)

引入地層壓力虧空系數(shù)表征目標(biāo)地層能量虧空程度，定義為目標(biāo)措施層位當(dāng)前地層壓力與原始地層壓力的比值：

壓驅(qū)劑隨裂縫的延展在縫內(nèi)壓力與地層壓力差的作用下進(jìn)入地層，通過(guò)將壓驅(qū)劑注入天然巖心柱塞樣的滲流實(shí)驗(yàn)等效模擬其滲流過(guò)程。等效原則為巖心內(nèi)部建立的驅(qū)替壓力梯度與實(shí)際措施層位驅(qū)替壓力梯度相等，具體等效方法為：①將壓裂施工曲線(xiàn)中縫內(nèi)壓力與目標(biāo)措施層位當(dāng)前地層壓力差值作為實(shí)際驅(qū)替壓差；②以天然巖心柱長(zhǎng)度與壓驅(qū)劑在儲(chǔ)集層中的實(shí)際滲流距離的比值作為相似比；③根據(jù)實(shí)際驅(qū)替壓差按相似比建立巖心兩端驅(qū)替壓差。礦場(chǎng)施工監(jiān)測(cè)表明，薩中開(kāi)發(fā)區(qū)中低滲透儲(chǔ)集層壓驅(qū)施工后，裂縫內(nèi)壓力約為20 MPa，原始地層壓力為10 MPa，壓驅(qū)劑在裂縫面垂直方向上下的滲流距離各約1.0 m。據(jù)此參數(shù)，實(shí)驗(yàn)中根據(jù)天然巖心柱長(zhǎng)度與滲流距離的相似比，確定實(shí)驗(yàn)中巖心兩端等效壓差，該壓差可通過(guò)儲(chǔ)能罐預(yù)設(shè)壓力控制。

壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)共設(shè)計(jì)3組7套實(shí)驗(yàn)方案，1-1—1-3號(hào)巖心實(shí)驗(yàn)用于對(duì)比不同類(lèi)型壓驅(qū)劑的滲流規(guī)律；1-4、1-5號(hào)巖心實(shí)驗(yàn)用于對(duì)比不同滲透率條件下壓驅(qū)劑的滲流規(guī)律；1-6、1-7號(hào)巖心實(shí)驗(yàn)用于對(duì)比不同地層壓力虧空系數(shù)條件下壓驅(qū)劑的滲流規(guī)律。實(shí)驗(yàn)方案如表1所示，其中，地層壓力虧空系數(shù)設(shè)置為1.0，0.8和 0.6，表示目前地層壓力分別為 10，8，6 MPa；實(shí)驗(yàn)裝置如圖2（閥門(mén)d連接A部分）所示。

表1 壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)方案

實(shí)驗(yàn)步驟：①將巖心放入巖心夾持器抽真空飽和水，計(jì)算孔隙體積及孔隙度；②關(guān)閉閥門(mén)a、b和c；③開(kāi)啟恒速恒壓泵加壓，至活塞容器中壓驅(qū)劑壓力達(dá)2.0 MPa；④使用手搖泵加壓，至儲(chǔ)能罐中水壓力達(dá)預(yù)設(shè)壓力，關(guān)閉回壓閥；⑤根據(jù)表1中壓驅(qū)劑類(lèi)型，開(kāi)啟活塞容器上部對(duì)應(yīng)閥門(mén)，隨后開(kāi)啟巖心夾持器兩端閥門(mén)a與b，從壓力傳感器數(shù)值發(fā)生變化時(shí)刻開(kāi)始計(jì)時(shí)，數(shù)值基本穩(wěn)定時(shí)刻停止計(jì)時(shí)；⑥開(kāi)啟閥門(mén)c泄壓后打開(kāi)夾持器，取出巖心，測(cè)量壓驅(qū)劑在巖心中的滲流距離；⑦更換巖心重復(fù)步驟①—⑥，直至表1中所有實(shí)驗(yàn)方案全部完成。

2.3.2 壓驅(qū)劑彈性返排驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

通過(guò)壓驅(qū)儲(chǔ)能及反向壓驅(qū)回注實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)（見(jiàn)圖2，閥門(mén)d連接A部分）模擬壓驅(qū)劑滲流-儲(chǔ)能-洗油-返排過(guò)程。在壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，添加燜井程序，燜井時(shí)間為4 h，確保壓驅(qū)劑在巖心中進(jìn)行充分流體交換，評(píng)價(jià)采出端反向壓驅(qū)的驅(qū)油效果。壓驅(qū)劑彈性返排驅(qū)油實(shí)驗(yàn)采用天然巖心，共設(shè)計(jì)5組10套實(shí)驗(yàn)方案，每種實(shí)驗(yàn)條件設(shè)計(jì) 2套平行方案，采用與壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)相同的等效模擬方法設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)參數(shù)，其中 2-11—2-32號(hào)巖心實(shí)驗(yàn)用于對(duì)比不同類(lèi)型壓驅(qū)劑彈性返排驅(qū)油效果，2-41—2-52號(hào)巖心實(shí)驗(yàn)用于對(duì)比不同地層壓力虧空系數(shù)條件下壓驅(qū)劑彈性返排驅(qū)油效果，實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)如表2所示。

表2 壓驅(qū)劑彈性返排實(shí)驗(yàn)方案

實(shí)驗(yàn)步驟：①將巖心放入巖心夾持器抽真空飽和水，計(jì)算孔隙體積及孔隙度；②以0.1 mL/min速度泵入模擬油驅(qū)替水至產(chǎn)出端含水率為 0實(shí)現(xiàn)飽和，計(jì)算原始含油飽和度；③閥門(mén) d接入實(shí)驗(yàn)裝置 A，關(guān)閉閥門(mén)a、b和c；④使用手搖泵按表2實(shí)驗(yàn)方案對(duì)儲(chǔ)能罐（含模擬油）增壓，并調(diào)節(jié)回壓閥使儲(chǔ)能罐中模擬油壓力達(dá)方案預(yù)設(shè)壓力；⑤打開(kāi)巖心夾持器兩端閥門(mén) a和b，開(kāi)啟恒速恒壓泵控制壓力為2 MPa注入壓驅(qū)劑，同時(shí)觀(guān)察壓力傳感器數(shù)值變化情況；至巖心兩端壓力接近平衡且穩(wěn)定時(shí)，關(guān)閉巖心注入端閥門(mén) a與恒速恒壓泵燜井；⑥打開(kāi)采出端閥門(mén)c，通過(guò)計(jì)量試管收集采出液，直至不再有液體流出為止；⑦計(jì)量采出液中油和水的體積，計(jì)算采出液含水率、原油采出程度；⑧更換巖心重復(fù)實(shí)驗(yàn)步驟①—⑦，直至表2中所有實(shí)驗(yàn)方案完成。

2.3.3 不同開(kāi)發(fā)方式提高采收率貢獻(xiàn)率評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

該部分實(shí)驗(yàn)的目的是為量化評(píng)價(jià)壓驅(qū)技術(shù)中壓裂改造、化學(xué)劑驅(qū)油、地層增能以及燜井等各階段對(duì)提高采收率的貢獻(xiàn)程度。通過(guò)并聯(lián)不同滲透率的平板巖心構(gòu)建非均質(zhì)儲(chǔ)集層（其中：B-1巖心組為500巖心、100巖心并聯(lián)，B-2—B-3巖心組為500巖心與預(yù)制裂縫的100巖心并聯(lián)），共設(shè)計(jì)5套實(shí)驗(yàn)方案，開(kāi)展不同開(kāi)發(fā)方式條件下的驅(qū)油效果物理模擬實(shí)驗(yàn)，具體參數(shù)如表3所示。

表3 不同開(kāi)發(fā)方式提高采收率效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方案

實(shí)驗(yàn)步驟：①取 B-1號(hào)平板巖心組，在平板巖心取樣點(diǎn)及測(cè)壓點(diǎn)處安裝閥門(mén)并檢查巖心氣密性。②將平板巖心上的電極連接到飽和度測(cè)定儀，檢查電路穩(wěn)定性。③將平板巖心組抽真空并飽和水，計(jì)算孔隙體積及孔隙度。④以0.5 mL/min泵注速度從平板巖心中心注入模擬油至四周采出端無(wú)水產(chǎn)出，完成飽和油過(guò)程，計(jì)算含油飽和度。⑤測(cè)量各測(cè)試點(diǎn)電阻率并計(jì)算含油飽和度。⑥重復(fù)①—⑤步，完成所有巖心組的飽和油過(guò)程。⑦按表3中的設(shè)計(jì)連入相應(yīng)的實(shí)驗(yàn)裝置，同時(shí)根據(jù)表3中的驅(qū)替程序，分別開(kāi)啟活塞容器上部對(duì)應(yīng)閥門(mén)，依次完成相應(yīng)巖心組的實(shí)驗(yàn)內(nèi)容，記錄整個(gè)驅(qū)替過(guò)程中的注入壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量與測(cè)試點(diǎn)電阻率，計(jì)算各階段含水率、采出程度與巖心含油飽和度。其中3-1、3-2號(hào)實(shí)驗(yàn)驅(qū)替1次，至采出液含水率為98%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)；3-3號(hào)實(shí)驗(yàn)第1次驅(qū)替為注入端水驅(qū)，至采出液含水率為98%時(shí)停止，第2次驅(qū)替為壓驅(qū)，采出端接入回注泵回注0.1倍孔隙體積壓驅(qū)劑（水）后，注入端恢復(fù)注水至采出液含水率為98%時(shí)停止；3-4號(hào)實(shí)驗(yàn)與3-3號(hào)實(shí)驗(yàn)類(lèi)似，區(qū)別在于第2次回注壓驅(qū)劑為石油磺酸鹽；3-5號(hào)實(shí)驗(yàn)前兩次驅(qū)替同3-4號(hào)實(shí)驗(yàn)，隨后燜井24 h，燜井完成后，注入端恢復(fù)常規(guī)注水，進(jìn)行最后一次驅(qū)替至采出液含水率為98%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)。

3 壓驅(qū)技術(shù)提高采收率機(jī)理

3.1 壓驅(qū)劑滲流規(guī)律

圖3為不同條件下壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)后的巖心照片，表4為壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)?？梢钥吹剑孩僭谙嗤瑝翰?、巖心滲透率相差不大的條件下，回注水的滲流能力最強(qiáng)，滲流距離最遠(yuǎn)，石油磺酸鹽整體運(yùn)移能力略低于回注水，胍膠溶液主要堵塞在巖心端面，基本未滲流進(jìn)入巖心（見(jiàn)圖3a）。②在地層壓力虧空系數(shù)相同條件下，采用石油磺酸鹽作為壓驅(qū)劑，巖心滲透率對(duì)壓驅(qū)劑滲流距離的影響不大（見(jiàn)圖3b），雖然滲透率從 46.70×10-3μm2增大至 167.8×10-3μm2，但滲流距離僅從1.99 cm增加至2.10 cm。從滲流時(shí)間來(lái)看，滲透率與滲流時(shí)間負(fù)相關(guān)，壓驅(qū)劑滲流速度與巖心滲透率呈正相關(guān)，滲透率越高，滲流時(shí)間越短（見(jiàn)表4）。③在巖心滲透率相近條件下，地層壓力虧空系數(shù)越低，壓驅(qū)劑滲流距離越遠(yuǎn)，滲流速度越高（見(jiàn)圖3c、表4），說(shuō)明地層能量虧空越大，驅(qū)替壓差越高，壓驅(qū)劑滲流能力越強(qiáng)，相同時(shí)間內(nèi)波及范圍更廣。

圖3 不同條件下壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)后巖心照片

表4 壓驅(qū)劑滲流實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)

從擴(kuò)大波及體積和提高洗油效率雙重角度考慮[14-15]，石油磺酸鹽在壓驅(qū)技術(shù)中適用性更強(qiáng)。滲透率較高的儲(chǔ)集層，壓驅(qū)技術(shù)見(jiàn)效快，綜合施工成本，該類(lèi)儲(chǔ)集層也可考慮直接采用高壓注水壓驅(qū)。地層能量虧空程度是影響壓驅(qū)劑有效波及范圍的主要因素，對(duì)地層能量虧空較大區(qū)域，如注采不完善井、孤立井點(diǎn)等，通過(guò)壓驅(qū)技術(shù)可進(jìn)一步提高采出程度。

3.2 壓驅(qū)劑彈性返排驅(qū)油機(jī)理

圖4為不同壓驅(qū)劑返排過(guò)程中采出程度的變化情況，圖5為不同壓驅(qū)劑返排過(guò)程中含水率的變化情況。綜合分析兩圖可知：水為壓驅(qū)劑時(shí)彈性返排結(jié)束后采出程度為6.00%，石油磺酸鹽為壓驅(qū)劑時(shí)彈性返排結(jié)束后采出程度可達(dá) 8.21%，較前者提升 36.83%。同時(shí)石油磺酸鹽為壓驅(qū)劑時(shí)返排前期含水率下降速度較快，返排后期含水率上升速度較緩。分析產(chǎn)生差異的原因認(rèn)為：①水和石油磺酸鹽驅(qū)油機(jī)理不盡相同，水作為壓驅(qū)劑主要依靠注入前緣推進(jìn)驅(qū)替油相，將波及區(qū)域內(nèi)零散分布的剩余油匯集采出；石油磺酸鹽作為壓驅(qū)劑可以充分發(fā)揮其降低界面張力、改變巖石孔道壁面潤(rùn)濕性等優(yōu)勢(shì)[16-17]，可有效剝離巖石壁面附著的原油，將零散剩余油匯集采出。②注水雖然可以有效補(bǔ)充地層能量，但也可以在巖心中形成主流通道引發(fā)指進(jìn)現(xiàn)象，水相前緣突破后，波及體積難以大幅增加，進(jìn)而影響驅(qū)油效果；注入化學(xué)劑在補(bǔ)充地層能量的同時(shí)，還具有降黏、降低界面張力、改變潤(rùn)濕性等性能，可將沿程波及區(qū)域中水驅(qū)難以動(dòng)用剩余油有效驅(qū)替并匯集，進(jìn)一步擴(kuò)大波及范圍，進(jìn)而延緩含水率上升，提高最終采收率。

圖4 不同壓驅(qū)劑返排過(guò)程中采出程度變化

圖5 不同壓驅(qū)劑返排過(guò)程中含水率變化

圖6為不同地層壓力虧空系數(shù)條件下返排過(guò)程中采出程度的變化情況，分析可知：地層壓力虧空系數(shù)越小，最終采出程度越高。取每?jī)山M平行方案實(shí)驗(yàn)結(jié)果的平均值作為分析對(duì)象，地層壓力虧空系數(shù)為 0.8時(shí)，最終采出程度比其值為1.0時(shí)提高約1.3個(gè)百分點(diǎn)，幅度約為15.5%；地層壓力虧空系數(shù)為0.6時(shí)，最終采出程度比其值為1.0時(shí)提高約3.6個(gè)百分點(diǎn)，幅度約為44.4%?？梢?jiàn)地層壓力虧空系數(shù)越低，壓驅(qū)劑彈性返排驅(qū)油效果越明顯，最終采出程度提升幅度越大。地層壓力虧空系數(shù)表征了目標(biāo)儲(chǔ)集層能量虧空程度，其值越低，表明壓驅(qū)施工前儲(chǔ)集層能量越低，建立有效驅(qū)替系統(tǒng)難度越大，零散剩余油越難富集采出。反向壓驅(qū)技術(shù)一方面將壓驅(qū)劑高壓泵注進(jìn)入目標(biāo)層位，在壓開(kāi)裂縫的同時(shí)，隨著裂縫的擴(kuò)展，壓驅(qū)劑沿程滲流進(jìn)入裂縫上下地層，在裂縫與地層凈壓差的作用下，壓驅(qū)劑被有效輸送至深部地層，驅(qū)動(dòng)零散剩余油向遠(yuǎn)端高滲透區(qū)域富集。另一方面，壓驅(qū)劑的注入在有效補(bǔ)充地層能量虧空的同時(shí)還可有效降低化學(xué)劑在滲流運(yùn)移過(guò)程中的吸附、滯留損耗，最大程度地保留了化學(xué)劑的驅(qū)油能力，故反向壓驅(qū)技術(shù)具有更好的驅(qū)油效果。

圖6 不同地層壓力虧空系數(shù)條件下壓驅(qū)劑返排過(guò)程中采出程度變化

3.3 不同驅(qū)替方案采收率評(píng)價(jià)

圖7為不同驅(qū)替方案采出程度變化曲線(xiàn)。圖8為通過(guò)電阻率值反算各測(cè)試點(diǎn)含油飽和度[18-19]后繪制的100巖心含油飽和度場(chǎng)。由圖可知：①3-1號(hào)實(shí)驗(yàn)為常規(guī)水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，在注入量約為1.0倍孔隙體積時(shí)停止產(chǎn)油。因較高滲巖心滲流阻力低，注入水易于進(jìn)入，所以較低滲巖心幾乎失去吸液能力，波及范圍有限，水驅(qū)前緣靠近注入端，只動(dòng)用了注入端附近少量原油（見(jiàn)圖8a），故采出程度較低，僅為33.3%。②3-2號(hào)實(shí)驗(yàn)在滲透率較低的巖心中預(yù)制裂縫，用以模擬常規(guī)壓裂造縫水驅(qū)，水驅(qū)過(guò)程中裂縫滲流阻力較低，注入水可貫通整個(gè)裂縫通道，同時(shí)裂縫附近區(qū)域水驅(qū)波及效率提高（見(jiàn)圖8b），停止產(chǎn)油時(shí)的注入量略有提升，約為1.25倍孔隙體積，采出程度提高至38.3%。③3-3號(hào)實(shí)驗(yàn)以水作為壓驅(qū)劑，相對(duì)于裂縫而言，較高滲巖心滲流能力不再突出，高壓回注水沿裂縫進(jìn)入較低滲巖心，采出端附近壓力回升，同時(shí)回注水沿裂縫向巖心深部滲流，滲流距離進(jìn)一步增大，水相波及區(qū)域顯著增加（見(jiàn)圖8c），注入量提升至2.0倍孔隙體積，驅(qū)油效果改善，采出程度提高至47.0%。④3-4號(hào)實(shí)驗(yàn)以石油磺酸鹽作為壓驅(qū)劑，注入量進(jìn)一步提升至2.5倍孔隙體積，采出程度提高至50.2%；石油磺酸鹽驅(qū)油過(guò)程中主流通道范圍明顯擴(kuò)大，較低滲巖心驅(qū)油效率顯著升高（見(jiàn)圖8d）；同時(shí)，由于石油磺酸鹽洗油能力強(qiáng)，沿裂縫滲流進(jìn)入巖心深部，波及區(qū)域進(jìn)一步向外擴(kuò)展，具有地層增能和化學(xué)驅(qū)提高采收率雙重效果。⑤3-5號(hào)實(shí)驗(yàn)同樣以石油磺酸鹽作為壓驅(qū)劑，但在壓驅(qū)后進(jìn)行了24 h燜井，注入量提升為2.6倍孔隙體積，采出程度繼續(xù)提高至51.8%；燜井過(guò)程中石油磺酸鹽與巖心中的油水兩相充分接觸，在降低界面張力、改變潤(rùn)濕性等多因素作用下，流體交換更充分，促使遠(yuǎn)離主流通道的剩余油流向主流通道采出（見(jiàn)圖8e、圖8f）。

圖7 不同驅(qū)替方案采出程度變化曲線(xiàn)

圖8 不同開(kāi)采方式剩余油飽和度場(chǎng)

3.4 壓驅(qū)技術(shù)不同階段提高采收率貢獻(xiàn)

如圖9所示，在水驅(qū)、表面活性劑壓驅(qū)、燜井等共同作用下，平板巖心組最終采收率為51.8%，壓驅(qū)結(jié)束時(shí)采出程度為50.2%，燜井作用提高采出程度1.6個(gè)百分點(diǎn)。高壓注入石油磺酸鹽反向壓驅(qū)較常規(guī)水驅(qū)提高采出程度16.9個(gè)百分點(diǎn)，這是表面活性劑提高洗油效率、地層增能和水力壓裂共同作用的結(jié)果：高壓注入石油磺酸鹽反向壓驅(qū)較高壓注水反向壓驅(qū)可提高采出程度3.2個(gè)百分點(diǎn)，即表面活性劑驅(qū)洗貢獻(xiàn)率18.9%；注水反向壓驅(qū)與常規(guī)壓裂水驅(qū)的主要區(qū)別在于提高巖心內(nèi)的壓力，注水反向壓驅(qū)較常規(guī)壓裂水驅(qū)提高采出程度8.7個(gè)百分點(diǎn)，即地層增能貢獻(xiàn)率為51.5%；常規(guī)壓裂水驅(qū)較常規(guī)注水驅(qū)替提高采出程度5.0個(gè)百分點(diǎn)，即壓裂貢獻(xiàn)率29.6%?？梢?jiàn)地層增能貢獻(xiàn)率最高，是壓驅(qū)技術(shù)提高采收率的主要控制因素。

圖9 壓驅(qū)技術(shù)不同階段對(duì)采收率貢獻(xiàn)程度

4 壓驅(qū)技術(shù)礦場(chǎng)應(yīng)用

大慶油田薩中開(kāi)發(fā)區(qū)目前挖潛對(duì)象開(kāi)始逐步轉(zhuǎn)為中低滲透率儲(chǔ)集層。該區(qū)原油黏度大；局部井控程度差，動(dòng)用程度低；注采不完善，地層能量虧空嚴(yán)重，常規(guī)措施難以有效挖潛。為解決上述矛盾，自2018年初至2021年底，共對(duì)薩中開(kāi)發(fā)區(qū)80口中低滲透儲(chǔ)集層生產(chǎn)井實(shí)施壓驅(qū)增產(chǎn)措施。以北一區(qū)為例，實(shí)施壓驅(qū)措施8口井，地層壓力虧空系數(shù)平均0.78，壓驅(qū)措施前單井平均日產(chǎn)油 1.00 t，單井含水率平均 90.18%，壓驅(qū)過(guò)程中單井表面活性劑注入量為6 500～12 000 m3，燜井周期 30～70 d。壓驅(qū)措施后初期單井平均日產(chǎn)油7.76 t，單井含水率平均84.90%；有效期內(nèi)單井平均日產(chǎn)油 5.85 t，單井含水率平均 85.40%；平均單井有效生產(chǎn)周期226 d，平均單井累計(jì)增油1 123.63 t。與該區(qū)域常規(guī)水力壓裂平均單井累計(jì)增油449.45 t相比，提高了1.50倍，試驗(yàn)效果較為顯著。

5 結(jié)論

壓驅(qū)技術(shù)將化學(xué)劑直接輸送至中低滲透儲(chǔ)集層深部，可有效避免化學(xué)劑在近井地帶的黏度損失與黏附滯留，具有擴(kuò)大波及體積、提高洗油效率、補(bǔ)充地層能量并將零散分布的剩余油匯集采出的效果。

滲透率較高的儲(chǔ)集層，壓驅(qū)見(jiàn)效快，為降低成本，可直接采用高壓注水壓驅(qū)。滲透率較低的儲(chǔ)集層吸水困難，采用表面活性劑壓驅(qū)可有效降低儲(chǔ)集層滲流阻力，提高儲(chǔ)集層吸水能力與開(kāi)發(fā)效果。

地層能量虧空程度是影響壓驅(qū)劑有效波及范圍的主要因素，地層能量虧空越大，表面活性劑滲流距離越遠(yuǎn)，有效波及體積越大，采收率提高幅度越大；地層增能作用對(duì)提高采收率的貢獻(xiàn)最大，是壓驅(qū)技術(shù)提高采收率的關(guān)鍵。

符號(hào)注釋?zhuān)?/p>

p——目標(biāo)措施層位當(dāng)前地層壓力，MPa；pi——原始地層壓力，MPa；α——地層壓力虧空系數(shù)，無(wú)因次。