底水油藏側向調驅提高采收率工藝優化

張瀟 李亮 方吉超 郭娜 馬淑芬 由慶

1.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院；2.中國石油大學(華東)石油工程學院；3.中國石化石油勘探開發研究院；4.中國地質大學(北京)能源學院

底水油藏是指油水層界面被水平分割的一類油藏，其油水界面遠大于油藏垂直界面。這種油藏通常具有較厚的油層，且油水接觸面較大［1-2］。通常情況下，油藏底水面積遠大于油層面積，天然能量充足，有利于油藏開采開發。然而底水能量充足也會導致底水較易滲入油層，形成竄流通道，油井含水迅速上升，縮短油井無水采油期，降低油井壽命［3-5］。另外，由于大量連通通道的存在，導致二次采油階段水驅波及效率降低，油層動用程度小，采收率效果差［6］。為了減緩底水油藏油井含水上升，減小井底壓力變化幅度，國內外普遍使用水平井對底水油藏進行開發［7-10］。

盡管水平井可以減緩底水錐進的速率，但其注入水的波及效率仍然較低。1962年，Barne等［11］首次提出了油水的黏度差異是導致水驅油效果不理想的原因之一，并探究通過加入化學劑以提高注入水的黏度來提高注水開發過程中注入水的波及效率。1964年，Pye 等［12］提出將聚合物溶液注入地層以減小水驅過程中的不利流動。通過注入化學段塞對油藏高滲區的水流優勢通道進行封堵，提高注入水的波及效率，解決底水錐進速度快導致生產井含水率高的難題［13-17］。

塔河油田碎屑巖油藏也面臨底水上升過快的問題，在已開發的13 個區塊中有8個為底水油藏區塊，底水脊進造成水平井水淹嚴重，剩余油主要分布于井周低滲段以及井間部位。前期主要采用油井堵水方式控制底水，挖掘井周剩余油潛力，但隨著堵水輪次的增加堵水效果急劇變差，急需經濟高效的提高采收率新方法。因此，提出了一種水平井側向調驅提高采收率新技術，解決底水油藏井間剩余油開發的難題。側向調驅是專門針對水平井開發的底水油藏，注入黏彈性流體擴大井間波及體積的調驅方法。設計了可視化三維底水物理模型，優化了施工參數，明確了側向調驅的優勢，為塔河油田碎屑巖底水油藏進一步提高采收率提供技術支持。

1 底水油藏物理模擬實驗方法

1.1 實驗材料

側向調驅體系：交聯聚合物，配方為0.5%LF聚合物+1.0%SD-107交聯劑，室溫下30 d 黏度可維持在50 mPa · s，強度與流動性滿足工藝要求，且濃度較低，能夠合理控制經濟成本。

油：選擇室溫黏度2.0 mPa · s的煤油模擬目標原油，與地下原油黏度(1.7~2.2 mPa · s)一致，采用剛果紅染色劑(C32H22N6Na2O6S2)染色，便于觀察。

水：根據油田產出水的具體組成成分，配制礦化度為50 000 mg/L 的模擬水，使用亮蘭染色劑(C37H34N2Na2O9S3)染色。

砂：油層和水層分別采用120目和100目石英砂填制，石英砂為海安石油設備公司(中國江蘇)生產的白剛玉砂。

1.2 底水油藏三維物理模型設計與填制

根據相似性準則及國內外相似模型研究成果［18-20］，設計了底水油藏可視化物理模擬裝置，其尺寸為長700 mm×高300 mm×寬50 mm，模型整體采用鋼結構，正面采用剛化玻璃，抗壓0.5 MPa，可觀測油水界面變化、底水上升形態及剩余油分布情況。模型左右兩側面距離頂部中間處，每隔50 mm設計一個可開關的井位植入口，方便設計井位，左右側面各5個植入口，共計10個；模型底部距離邊部中間處，每隔70 mm 設計一個可開關的底水入口，方便調節底水能量，共計9個；模型背面內部距離頂底部、左右側面均25 mm 的中心區域內均勻植入飽和度電子探頭，14/行×6/列共計84個監測點，可繪制飽和度分布云圖，定量分析飽和度隨時間和增產措施變化。模型實物如圖1所示。

圖1三維可視化模型實物圖Fig.1 Picture of three-dimensional visual model

水平井采用切縫圓管，水平井長度為50 mm，直徑3 mm，割縫寬度0.5 mm，縫長10 mm，每周4條縫，水平方向縫間隔5 mm，水平井外側采用200目填砂網進行防砂。水平井布置在油藏上部，距油藏頂部50 mm。

模擬底水油藏的填砂過程：底水層填制，室溫條件下，先將模型下半部分充滿鹽水，然后把砂緩慢倒入模型中并攪拌。當砂層高度達到模型的一半時，開始震動使砂沉降，然后再填砂再震動直到砂高150 mm。以相同程序填制油層。該模型底水層和油層的孔隙度范圍為38.1%~43.8%，油層滲透率在(0.9~1.0)μm2之間，水層的滲透率在(1.5~2.0)μm2之間，水層和油層的滲透率比值約1.50。

青少年處于人生觀、價值觀形成的關鍵期，休閑與青少年健康成長密切相關。青少年休閑活動受到諸如技能缺乏、自信心不足、沒興趣、成為模范心理等［14，41-43］個人內在制約的影響。由于青少年時期是不成熟向成熟過度的階段，人際間制約如缺乏同伴、父母的態度、項目領隊和其他長輩的態度［40-43］對青少年休閑活動的影響十分顯著。而結構性制約因素主要有學習任務、缺少時間、缺乏有組織的活動項目或機會等［14，31，43］。

1.3 底水油藏側向驅實驗方法

整個實驗過程分為4個階段：底水驅，側向驅，注入交聯聚合物和后續側向驅，實驗裝置流程圖如圖2所示。

實驗具體實驗步驟如下。

(1)底水驅階段：根據圖2連接實驗裝置，以2.0 mL/min 的速度通過模型底部9個底水入口進行底水驅替，打開模型左右兩側上部第一個井位植入口，設置對應的水平井作為生產井。當其中一個生產井的含水率達到98%時，該井關閉，另一口井繼續工作至含水率也達到98%，停止底水驅。

(2)側向驅階段：將模型左側生產井變為注入井進行側向驅，待右側生產井含水率達到98%，停止側向驅。

圖2側向調驅實驗裝置Fig.2 The experimental device of lateral flooding control

(3)注入交聯聚合物階段：從左側注入井向儲層注入0.3 PV 制備好的交聯聚合物，注入后，關井60 h，直到交聯聚合物的黏度上升至平臺期。

(4)后續側向驅階段：后續側向水驅至生產井含水率再次達到98%，停止實驗。

2 底水油藏側向調驅參數優化

2.1 注入量優化

交聯聚合物的注入量對側向驅采收率及經濟效益有極大影響。改變交聯聚合物的注入量(0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV)，以總體采收率、采收率增值及單位體積交聯聚合物采收率增值為評價指標，優化交聯聚合物注入量，實驗結果如圖3~圖6所示，其中A 為底水能量驅、B為側向驅、C為注交聯聚合物、D為后續側向驅。

圖3注交聯聚合物0.4 PV 時含水率、累積采收率變化曲線Fig.3 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.4 PV

圖4注交聯聚合物0.3 PV 時含水率、累積采收率變化曲線Fig.4 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.3 PV

圖5注交聯聚合物0.2 PV 時含水率、累積采收率變化曲線Fig.5 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.2 PV

圖6注入量條件下各階段采收率及采收率增值Fig.6 Recovery factor and incremental recovery factor in each stage at different injection volumes

對比交聯聚合物在注入量不同的情況下總采收率、采收率增值及各階段的采收率情況發現，在交聯聚合物注入量為0.3 PV、0.4 PV 時，總體采收率、采收率增值及各階段采收率均相差不大，均能夠有效封堵底水層中水流優勢通道，使后續驅油劑在油層中側向波及，提高原油采收率。當交聯聚合物注入量為0.2 PV 時，總采收率、采收率增值均較注入0.3 PV、0.4 PV 時小得多，注入的體積不足以有效封堵水層優勢通道，導致后續驅油劑繼續沿優勢通道突入水層，提高采收率效果差。為了更直觀比較不同注入體積下交聯聚合物提高采收率效益，采用單位體積注入量對比采收率增值。將0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV時采收率增值換都算成1.0 PV 時采收率增值，分別為56.75%、133.93%、99.35%。可以明顯看出，注入0.3 PV 交聯聚合物時效益最高，故優選交聯聚合物最佳注入量為0.3 PV。

2.2 注入時機優化

交聯聚合物的注入時機影響側向調驅增產效果。通過改變注入時機(含水率為50%、70%、90%、98%)，對比分析不同注入時機對側向調驅采收率和采收率增值的影響規律，實驗結果如圖7所示。

圖7不同注入時機各階段采收率及采收率增值Fig.7 Recovery factor and incremental recovery factor in each stage for different injection timings

實驗結果表明，注入時機越早，水脊發育時間越短，水脊體內優勢通道發育越緩慢，交聯聚合物沿優勢通道進入底水層的趨勢越小，儲層的物質基礎和原油分布較為集中，越有利于進行側向調驅，使交聯聚合物易在油水界面處展布，提高交聯聚合物抑制底水脊進的能力，有效擴大側向水驅波及效果，大幅度提高總體采收率和采收率增值。因此，側向調驅注入時機越早越好。

2.3 注采方式優化

通過應用水平井和直井對底水油藏開發進行對比研究，優化布井方式。實驗過程中改變三維模型內的生產井與注入井的形態，分別模擬直井與水平井，以比較不同注采方式對采收率的影響。水平井注/水平井采方式，采用打開左右兩側面第一個井位植入口，直接插入水平井模型，距油層頂部5 mm。直井注/直井采方式，采用豎直割縫管模擬直井，割縫管長與水平井長相等，距離模型左右兩側面各50 mm，頂端貼近油層頂部。實驗結果如圖8所示。

圖8不同注采方式下各階段采收率及采收率增值Fig.8 Recovery factor and incremental recovery factor in each stage in different injection-production modes

實驗結果表明，水平井注采方式下的后續側向驅的采收率和采收率增值均高于直井。水平井注/水平井采方式有利于后續側向驅，交聯聚合物易在油水界面處展布形成隔板，抑制驅油劑沿水流優勢通道向水層突入，迫使驅油劑在水層中側向波及，提高原油采收率。直井注/直井采方式進行側向調驅效果較差，交聯聚合物主要分布在油層注入端，部分交聯聚合物被頂替進入底水層，阻礙后續水驅側向波及，后續水驅易突破交聯聚合物富集區域，并沿底水層突入采出井，導致含水率迅速上升，采收率低。因此，水平井注/水平井采方式側向調驅更有利。

2.4 油層/水層厚度比優化

通過改變油水層的厚度比值，以采收率為評價指標，對比不同油層/水層厚度比下的最終采收率和采收率增值，分析油層/水層厚度比對側向調驅總體采收率的影響，實驗結果如圖9所示。

圖9不同油水層厚度比條件下各階段采收率及采收率增值Fig.9 Recovery factor and incremental recovery factor in each stage at different oil/water layer thickness ratios

實驗結果表明，側向調驅各階段采收率隨油/水層厚度比的上升而提高。油層/水層厚度比為0.5時，總體采收率為35.73%，采收率增值為26.86%；油/水層厚度比為1.0時，總體采收率為51.85%，采收率增值為40.16%；油/水層厚度比為2.0時，總體采收率為64.04%，采收率增值為49.67%。因此，側向調驅適用于油/水層厚度比較大的底水油藏。

3 側向調驅提高采收率機理

側向調驅主要分為底水驅、側向驅、注交聯聚合物、后續側向驅共4個階段，以注入交聯聚合物0.4 PV 為例揭示側向調驅提高采收率機理，Sw為含水飽和度，So為含油飽和度，實驗結果如圖10所示。

底水上升：底水驅0.1 PV 后，底水層左右兩側分別形成明顯水脊，繼續水驅至0.8 PV，水脊突破油水界面，驅油劑僅波及模型兩側水脊頂部區域，兩側底水對于油層整體而言作用半徑較小，油層動用程度低。

側向水驅：左側油井轉注后，左側區域飽和度場變動面積增大，水驅半徑有一定增大，但水驅易形成水竄通道，導致入口端突入底水層、出口端底脊進油層，形成注入水的無效循環，整體動用程度有限，油層大部分區域含水飽和度未變動。

注交聯聚合物：交聯聚合物最初沿水竄通道突入水層，隨水層流動阻力增大側向波及油層，油藏模型含油飽和度持續下降，驅油劑作用半徑不斷增大。

后續側向驅：由于交聯聚合物體系成膠后，水層流動阻力進一步增大，后續注水轉向明顯，側向動用程度大幅度提高，油層波及面積增大，采收率明顯提高。

4 結論

(1)設計了底水油藏可視化物理模型，建立了底水油藏縱向三維模型填制方法，搭建了底水油藏可視化物理模擬側向驅替實驗系統。

(2)優化了側向調驅交聯聚合物最佳注入量為0.3 PV，側向調驅時注入時機越早越好，水平井注/水平井采方式、油/水層厚度比大有利于側向調驅。在理想注入方案及油藏條件下，側向驅最終采收率為64.04%，采收率增值為49.67%，提高采收率效果顯著。

(3)側向調驅時交聯聚合物沿油水層界面鋪展，抑制底水水脊的形成，控制注入水與底水、底水與生產井間的竄流溝通，促使注入水在油層內均勻推進，達到提高采收率的目的。

圖10側向驅實驗結果實物圖及飽和度場分布Fig.10 The experimental result of lateral flooding control and the distribution diagram of saturation field