不連續隔夾層底水油藏水平井水淹特征及氮氣抑水機理

王 泊

(中國石化河南油田分公司，河南 南陽 473400)

0 引 言

大多數油藏中均存在著邊底水，其中，底水油藏的開發涉及到2個主要問題，一是生產過程中如何有效地減緩底水的推進速度，延長生產井的無水采油期，改善開發效果[1-2]；二是在發生水淹后如何有效地抑制水淹程度發育，延長生產井的生產期限，實現抑水增油[3-7]。為了有效抑制底水油藏的水淹狀況并改善開發效果，國內外應用了氣體及泡沫堵水[8-12]、弱凝膠堵水[13]、固體顆粒類堵水[14-15]等多種措施，但關于不連續隔夾層油藏水平井的水淹特征及治理措施鮮有報道[3，7，13]。

GC油田為一單斜構造，油藏傾角為11～16 °，主要油層HⅢ段發育4個砂層組，埋深為168～430 m，單油層厚度不超過10 m，平均孔隙度為34%，平均滲透率為2.11 D，屬于高孔高滲疏松砂巖油藏。原始含油飽和度為60%～80%，原始地層壓力為1.2～3.6 MPa，原始地層溫度約為30 ℃。GC油田南區50 ℃地面脫氣原油密度為0.901～0.963 g/cm3，油層溫度下脫氣原油黏度為50～12 000 mPa·s，大部分為普通稠油，僅有少量特稠油。各砂層組間存在較為穩定的泥巖隔夾層，隔夾層厚度主要分布在0.2～5.4 m，平均為2.6 m；但隔夾層厚度小于1 m的井區主力油組下部存在水層，且該井區生產過程中出現快速水淹問題，說明該油藏中的油層與水層間存在不連續隔夾層。針對該類型油藏，篩選適宜的開發方式與探索水淹治理措施具有重要的實用價值。因此，結合GC油田油藏特點，利用二維可視化物理模擬裝置開展了相關實驗研究。

1 實驗方法

1.1 實驗條件

實驗用油為46號白油，動力黏度約為40 mPa·s。實驗用水為根據GC油田地層水分析資料而配置的水樣，其地層水類型屬于重碳酸氫鈉型，礦化度為9 051 mg/L。注水井與沿程管線安裝了電加熱裝置，實驗過程中該裝置的加熱溫度與恒溫箱的溫度保持一致，使進入到油藏中的地層水、氮氣等流體保持與模型內部的溫度相同。

1.2 氣水滲流規律實驗

實驗流程主要由4個部分組成：注入系統、填砂管模型、數據紀錄系統和油氣水計量系統。填砂管模型的長度為60 cm，直徑為3.8 cm。實驗用油樣為GC油田的地面脫氣原油，地面脫氣原油黏度為1 080 mPa·s；實驗用氣體為純度為99%的工業氮氣；單管填砂后孔隙度為35.0%，滲透率為2.16 D，含油飽和度為70%，實驗溫度為30 ℃。

實驗步驟主要包括：①原油脫水脫砂；②制作填砂管模型，其絕對滲透率約為2.00 D；③整個實驗系統安裝與試壓，保證實驗流程不漏；④填砂管飽和地層水，測定填砂管的孔隙度和滲透率；⑤填砂管飽和原油，建立束縛水條件；⑥用蒸汽進行驅油實驗，直至達到殘余油狀態；⑦地層水和氮氣以一定比例注入填砂管中，測定填砂管兩端的壓差變化規律，分析殘余油條件下氣水兩相的滲流特征。

1.3 二維可視化實驗

二維可視化物理模擬裝置主要由注入系統、模型主體、產出系統、采集系統及輔助系統等5個部分組成。其中，注入系統包括平流泵、氮氣瓶及氣體質量流量控制儀、中間容器等裝置；模型主體包括二維可視化模型和恒溫箱；產出系統主要是由量筒和控制閥門組成；采集系統主要包括高清攝像機、壓力傳感器、數據采集箱和計算機；輔助系統主要包括干燥箱、黏度計及天平等。二維可視化模型見圖1。模型可視內腔長度與寬度均為20 cm，內填40目的玻璃微珠，內腔厚度約為2 mm，耐壓達到3 MPa。

圖1 二維可視化物理模型內部結構示意圖

根據實際油藏主力油層的地質參數可知，油層單層厚度近10 m，隔夾層厚度約為2 m，油層滲透率約為2.00 D，孔隙度約為34%。因此，根據實際油藏與實驗模型的比例相等進行實驗設計。實驗模型頂部布置一口水平井，水平段長度為20 cm，對應油藏水平井長度為20 m(相當于實際水平段長度的1/10)；油層厚度為10 cm，對應實際油藏厚度為10 m；隔夾層厚度為2 cm，對應實際油藏隔夾層厚度為2 m；實驗模型中的隔夾層中間留有約為2 cm的裂口，用于模擬不連續隔夾層。實驗模型下部底水層厚度為8 cm。制作完成后的實驗模型的滲透率為2.01 D，孔隙度為0.38。

實驗步驟主要包括：①利用長度為30 cm，直徑為2.5 cm的填砂管測定40目玻璃微珠的水測滲透率；②用40目玻璃微珠填裝可視化平板模型，并將模型與其他設備相連；③將模型裝置嵌入恒溫箱內，加熱至70 ℃，以0.02 mL/min的流速飽和模擬油(染紅色)；而后降至30 ℃，并靜置24 h進行老化；④用恒流泵將地層水(染藍色)注入可視化模型，進行生產，觀察頂部水平井的水淹狀況和生產動態；⑤生產過程中，記錄水平井的產液、產水、產油情況，并用高清攝像機實時記錄流體分布狀態，至含水率為90%時，注入氮氣并觀察氣相分布特征；⑥結合水平井的生產動態及油層內宏觀與微觀的波及狀況，分析水平井的水淹特征及氮氣的抑水增油機理。

2 實驗結果與分析

2.1 氣水滲流特征實驗結果

圖2為殘余油條件下氣水相對滲透率曲線。由圖2可知，該曲線圖可分為3個部分。

(1) 氣相流動區域：①當水相飽和度很低時，水相滯留于顆粒的間隙內呈不連續狀態，或粘附于顆粒表面呈薄膜狀，此時水相不流動；②氣相為非潤濕相，占據孔隙的中間，流動能力隨含水飽和度的增加而降低。

(2) 氣相流動能力大幅降低區域：①隨水相飽和度增加，水相逐漸變得連續，流動能力增強，相對滲透率增加；②氣相流動能力隨含水飽和度的增加進一步降低。

(3) 氣相流動能力緩慢降低區域：①當氣相的飽和度值小于束縛氣飽和度時，氣相變得不連續而分散于水相中，部分滯留于孔隙內，失去流動性；②水相作為潤濕相，占據主要流動通道，流動能力大幅度增加。因此，在注氮氣抑水措施實施過程中，一方面，氮氣的注入使得油水兩相流動變為油氣水三相流動，使水相的流動阻力增加；另一方面，在水淹區域內氮氣變為連續水相中的分散氣相存在于多孔介質的喉道處，在賈敏效應作用下大幅度增加水相的流動阻力。

圖2 殘余油條件下氣水相對滲透率

2.2 二維可視化實驗結果

2.2.1 動態變化特征

圖3為底水油藏水平井的瞬時產量與含水率變化曲線，表1為二維可視化生產動態實驗結果。

圖3 瞬時產量及含水率隨時間變化

由圖3、表1可知：水平井生產過程中無水期約為8 min，對應驅替速度為0.29 mL/min時的最高瞬時產油量，無水期采收率為6.48%，含水率快速增加，說明發生了明顯水淹；而后含水率逐漸增加，驅替至約為72 min時含水率大于90.00%，對應采出程度為25.51%；然后以驅替速度為10 mL/min向模型內注入0.2倍孔隙體積的氮氣，水平井含水率由大于90.00%快速降至約為80.00%，產油量明顯增加，含水率基本維持在86.00%～90.00%；至實驗結束時，含水率大于92.00%，最終采出程度為31.42%。

2.2.2 宏觀驅油特征

生產過程中的水淹宏觀特征可視化圖像見圖4。由圖4可知，底水自夾層破裂處突破后向油層高部位的水平井推進，形成了輻射狀的水淹剖面，夾層裂口處的滲流面積小而滲流速度高，遠離底水區域的滲流面積大而滲流速度低(圖4a)，易于形成水相的分散狀態[16]；如圖4b所示，當水平井的含水率超過90.00%時，對應的采出程度僅為25.51%，在隔夾層裂口處的兩側剩余大量的剩余油，如果不采取抑水措施很難動用該處的剩余油。

表1 二維可視化生產動態實驗結果

圖4 水平井水淹過程的宏觀可視化圖像

注氣過程中的氣相擴展宏觀特征可視化圖像見圖5。由圖5可知：注氣后，氮氣優先進入滲流阻力小的水淹區域；由于上部滲流面積大，氮氣的流動速度慢，有利于氮氣的重力分異作用而推水下移(圖5a)；當氮氣接近底部夾層裂口處時，滲流面積減小，氮氣流動速度增加，有利于氣水向兩側移動而動用側面剩余油；當氮氣進入底水層后，流動速度進一步增加，有利于造成氣水的分散狀態而增強氮氣抑水的作用(圖5b)。圖5中黃色箭頭代表注入氮氣的運移方向。

圖5 水淹后水平井的注氣過程宏觀可視化圖像

圖6為底水油藏注氮氣抑水后再生產時油藏中的油水分布狀態照片。當生產井的含水率降至80%時，大量氮氣以連續相形式存在于油層中上部水淹范圍內，同時油層中下部的水淹范圍內氮氣多以分散相形式存在(圖6a)。當含水率再次超過90%時，大量底水仍沿著原水淹范圍向水平井推進，但是在水淹范圍內分布著以分散相形式存在的氮氣，使向上運移的底水有向兩側剩余油存在的區域運移的趨勢(圖6b)，從而擴大底水的波及范圍，達到提高采收率的目的。因此，油層范圍內分散狀態的氣相仍然存在，起到了進一步抑制底水向上運移的作用，使原油的動用范圍明顯增加，氮氣的注入起到了抑水增油的效果；但是分散相形式存在的氮氣容易發生聚并而失去阻礙效應，利用泡沫的強封堵能力進一步增強氮氣的抑水效果是后續的研究方向。

圖6 注氣后再生產過程宏觀可視化圖像

2.2.3 微觀流體分布

圖7為油層與底水層孔隙內分散氣相的可視化圖像。由圖7可知，氮氣注入過程中，形成氣相的分散狀態，使得油層內的油水兩相流動變為油氣水三相流動，起到增加水相滲流阻力而抑制水淹的作用(圖7a)。同時，分布范圍較大的氣體大段塞在運移過程中不斷發生截斷效應而形成氣體小段塞，部分氣體小段塞在賈敏效應作用下基本不發生運移而堵塞小孔道[8，11]。部分截斷的氣體小段塞在油藏中又會聚并為氣體大段塞，使得氣相占據范圍增大；注入的氮氣依賴不斷地破裂、運移、聚并，從而實現對水淹的抑制作用(圖7b)。

圖7 油層與底水層中不同流體分布的微觀可視化圖像

3 現場試驗

為了評價氮氣抑水增油的效果，選擇GC油田的一口水平井開展了氮氣抑水試驗。該井的水平段長為192.8 m，其所在區域自上而下有2個油層和1個水層，縱向上大部分井段距離底水層較遠，但隔夾層在A靶點附近逐漸消失，導致水平井短期內達到高含水狀態。目前，該井實施了2次氮氣抑水措施。措施前，平均日產液為45 m3/d，日產油僅為0.5 t/d，含水率高達99%。第1次措施注入氮氣2×104m3，悶井24 h后生產，日產液量降至10 m3/d，而日產油達到4.5 t/d，含水率降至55%；第2次措施注入氮氣2×104m3，悶井24 h后生產，日產液量為15 m3/d，日產油達到6.0 t/d，含水率為60%。該水平井實施注氮氣措施后取得了明顯的抑水增油效果，為不連續隔夾層底水油藏的有效開發與治理措施設計提供了重要的實踐指導作用，但由于氮氣抑水作用有效期較短，后續可考慮采用注泡沫的方式進行抑水增油措施進行實施[12]。

4 結論及建議

(1) 氮氣在水淹層運移過程中，使得原本油水兩相流動變為油氣水三相流動，增加水相流動阻力；同時，水淹區域內氮氣以分散氣相存在時，在賈敏效應作用下能大幅度增加水相的流動阻力。

(2) 底水自夾層破裂處突破后向油藏高部位的生產井推進，由于夾層破裂處的滲流面積小而使得滲流速度高，遠離夾層裂口處所在區域的滲流面積大而使得滲流速度低，因而易于形成輻射狀的水淹剖面。

(3) 注入氮氣后，其優先進入滲流阻力小的水淹區域，利用氮氣的重力分異作用而推水下移，處于分散狀態的氮氣增加了水相的滲流阻力；同時，注入的氮氣不斷地分散、運移、聚并，從而實現對水淹的抑制作用。油層范圍內分散的氣相使原油的動用范圍明顯增加，起到了擴大原油動用范圍而增產原油的效果，但由于氮氣抑水作用有效期較短，后續可考慮采用注泡沫的方式對不連續隔夾層底水油藏進行抑水增油措施的實施。