次生大孔道地层精细调堵可视化模拟研究

赵修太 付敏杰 王增宝 任 熵 陈东明

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010）

次生大孔道地层精细调堵可视化模拟研究

赵修太1付敏杰1王增宝1任 熵1陈东明2

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010）

长时间高强度注水开发导致疏松砂岩油藏形成次生大孔道，注入水无效循环，严重影响原油采收率。为此，研究了不同条件下堵剂的封堵规律，开展了精细调堵可视化模拟实验研究。研究结果表明：理论上，等剂量堵剂封堵深度越大波及系数越高，应致力于研发低成本深部调驱体系；剩余油分布对调堵作业效果具有重要影响，若剩余油集中在油井附近，则应进行深部堵水；而剩余油富集在水井附近，则应适当进行近井调剖；堵剂投放量存在一个经济限度，实验条件下封堵段塞长度为井距的10%左右时，封堵时效果最佳，且二次调堵效果优于一次调堵；对于弯曲大孔道地层，应尽可能在弯曲后段的远井地带进行封堵，以充分发挥大孔道高导流能力和井口附近高压力降的协同作用机理。

次生大孔道；精细调堵；可视化模拟；平板模型；封堵规律

疏松砂岩油藏经过长时间高速注水开发后，部分高渗透层局部逐渐形成次生大孔道［1］。文献［1-3］表明，次生大孔道的渗透率比相邻层或部位渗透率高5～20倍，孔喉半径比开发初期扩大2倍以上；虽然厚度仅为注水层厚度的1%～8%，吸水量却高达90%，致使注入水无效循环，严重影响了开发效果。因此，针对次生大孔道油藏开展精细调堵研究对提高原油采收率具有重要意义。

经过几十年的发展，目前堵剂体系已相对完善，但精细调堵工艺方面仍有较大的发展空间［4-5］。李克华［6］等提出堵剂失效的主要原因是注入水的绕流，研究不同条件下的调堵规律对矿场生产具有很强的指导意义。笔者利用可视化平板填砂模型对次生大孔道地层的调剖堵水过程进行模拟，分别考察了堵剂投放位置、剩余油分布、投放量及大孔道弯曲等影响因素，并对不同条件下的封堵规律进行了探索。

1 实验准备

1.1 实验材料

平板模型：尺寸为120 mm×120 mm×10 mm，由粒径为60～80目的石英砂用环氧树脂在特定玻璃板上胶结制得；模型对角设置直径为1 mm的槽以模拟油藏次生大孔道，并在两端设立注入井和采出井［7-8］。同时，为控制剩余油的分布，用钻头在模型特定位置钻6个可即时封堵的孔，具体如图1中所示。实验用模拟油为体积比为1:1的机油与柴油，并用苏丹红染色；注入水为自来水；堵剂为矿场常用无机铬堵剂体系。

图1 可视化驱替装置示意图

1.2 实验方法

实验在室温（20 ℃）条件下进行，注入速率为0.1 mL/min，具体流程［9］如下：模型抽真空——饱和水（计算孔隙度）——饱和油（计算含油饱和度）——水驱至含水率大于98%——计算水驱采收率——注堵剂，候凝成胶——后续水驱——计算提高采收率程度。

2 实验结果及分析

2.1 堵剂投放位置对波及系数的影响

不同堵剂封堵位置对波及系数的改善及剩余油的有效动用程度影响较大。为研究堵剂封堵位置对波及系数的影响，实验将等剂量的堵剂分别投放至大孔道距注水井0.25L、0.50L和0.75L处（注：L为注采井距），进行后续水驱，观察波及系数的提高情况，如图2所示。

图2 不同堵剂投放位置对波及系数的影响

综合水驱前模型的初始含水、含油饱和度，通过图像分析软件对封堵后的驱替结果进行分析，计算得到不同堵剂投放位置下对应的采收率，见表1。

表1 不同堵剂投放位置对采收率的影响

综合图2和表1数据可以直观地看出，随着等剂量堵剂注入深度的增加，堵剂提高后续水驱波及系数的程度增大；当堵剂处于油水井中间位置时，水驱采收率达到理论最佳值。这是因为在油水井附近，存在较大的油水压力降，对地层油冲刷作用较大；堵剂置于油水井中间位置的低压力降区域，可较好地改变注入水的流向，使其绕流形成更大的波及区域。

但是，在矿场作业过程中，随着堵剂封堵深度的增加，堵剂用量及成本也近线性增加。综合考虑各方面因素，调剖和堵水作业都应存在一个最佳处理半径［10］，有研究表明当处理半径为井距的0.18～0.24倍时增产效果最好［11］。

2.2 剩余油分布对波及系数的影响

剩余油分布对调剖堵水作业的成功与否有着重要的影响［12］，只有剩余油被有效动用，调剖堵水作业才能起到提高波及系数的作用。为研究不同剩余油分布条件下，堵剂投放位置对采收率的影响；实验分“剩余油靠近油井”和“剩余油靠近水井”两种情况进行了研究。

2.2.1 剩余油靠近油井 由于水井附近地层经过长时间高压注水冲刷，剩余油含量一般较少，实验假定剩余油多分布在油藏中部至油井段地层，并分别在剩余油前缘、中部和后缘分别进行封堵，研究其对波及系数的影响。结果如图3所示。

图3 剩余油靠近油井时的封堵效果

由图3可以看出，当剩余油分布集中在油井附近时，封堵近井地带，起始段注入水仍然主要沿大孔道突进；在油井附近遇到堵剂时，由于压力降落快而迅速绕流，注入水近井汇聚突破，提高波及系数有限，大片原油未被动用。增大堵剂的注入深度，后续水驱更早遇到堵剂，绕流产生的波及面积增大。当封堵位置位于堵剂后缘时，波及区域呈“伞状”铺展，除边际油以外，剩余油得到最大限度的动用，提高采收率的效果明显。

对其提高采收率程度进行分析统计，得到表2结果。

表2 剩余油靠近油井时对采收率的影响

表2数据说明：对于剩余油富集在油井附近的情况，开展堵水作业时，仅封堵近井地带作用效果非常有限，由于油井附近高的压力降，注入水会在短时间内迅速突破或绕流，致使作业提高采收率程度较低；而增大作业半径可以使采收率大幅增加。因此，对于剩余油集中在生产井附近的油藏，应适当提高堵水作业半径，以更大程度动用剩余油。

2.2.2 剩余油靠近水井 对于部分油井转注井或其他因素导致剩余油富集在注水井附近的情况，同样模拟不同堵剂放置位置，进行后续水驱，剩余油动用及二次运移情况如图4所示。

图4 剩余油靠近水井时的封堵效果

由图4可以看出，对于剩余油分布集中在水井附近的情况，封堵后进行后续水驱，原油整体动用程度均较高；但是，适当封堵近井地带（封堵后缘）有利于充分发挥深部大孔道对原油的高导流能力，动用原油主要沿大孔道采出，油藏整体流动阻力较小。相反，如果进行深部调剖（封堵前缘），反而会将动用原油推向原本没有油的中后部边际区域（图片上部和右部），不利于原油的最终采出，综合采收率较低。因此，剩余油靠近水井，应综合考虑深部大孔道对原油的导流能力，调剖深度不宜过大。

2.3 投放量及封堵次数对波及系数的影响

虽然堵剂的投放量越大越有利于波及系数的提高，但为了获取最大经济效益，堵剂投放量存在一个限度［13］。实验设置堵剂封堵长度分别为注采井距的5%、10%、15%和20%，进行后续水驱，观察其提高采收率程度，结果如表3所示。对于实验用次生大孔道模型，当封堵段塞长度小于注采井距的10%时，提高堵剂注入量，采收率增幅较大；当超过10%后，继续增大段塞长度，作用效果趋于减缓。同时，实验还通过可视化平板模型模拟了等剂量堵剂一次多点投放与二次多点投放对波及系数的影响［14］。结果表明，有针对性地进行逐次调剖更利于波及系数的提高。

表3 不同堵剂段塞长度对应的原油采收率

2.4 弯曲大孔道多波及系数的影响

鉴于实际地层大孔道多为弯曲大孔道，实验建立弯曲大孔道模型（见图5），并在几个典型位置进行封堵，模拟不同堵剂投放位置对原油采收率的影响，结果如图6所示。

图5 弯曲大孔道可视化模型示意图

图6 不同封堵位置对弯曲大孔道地层波及系数的影响

综合对比图6各图可以发现：如图6a，对于弯曲大孔道地层，在弯曲前段靠近水井部位进行封堵，注入水会产生早期绕流，致使弯曲后部大孔道附近的大片油区未能动用，远离注水井的边际油动用效果也有限，整体效果较差；而对于图6b，适当封堵弯曲大孔道后部，注水井附近高的压力降与堵剂深部封堵产生的绕流作用产生了较好的协同效应，大孔道附近和边际油（右下角）动用效果良好，波及系数大大提高；图6c封堵大孔道末端近油井段，早期注入水仍然主要沿大孔道及低渗流阻力区突进，整体封堵效果一般。

3 结论及认识

（1）可视化平板填砂模型驱替实验作为一种精细调堵的研究方法，与传统方法相比，具有更直观、形象等特点，对了解堵剂提高波及系数的规律研究具有重要意义。

（2）理论研究表明，对于次生大孔道地层，堵剂投放深度距离井眼越远，波及效果越好。因此，低成本深部调驱体系将是未来调剖堵水体系研究的重点。

（3）调剖堵水作业的关键在于找准剩余油的分布。如果剩余油集中在油井附近，应适当进行深部堵水；若剩余油富集在水井周围，则需适当控制调剖半径，以充分发挥大孔道对原油的高导流能力。

（4）对存在大孔道的地层，堵剂投放量存在一个经济限度。对实验模型而言，当堵剂段塞长度为井距的10%左右时，综合效果较好，且多处调剖效果更好。

（5）弯曲大孔道地层调堵，堵剂位置应尽量设置在远离井口的弯曲后段，有利于充分发挥高压力降产生的强冲刷与堵剂深部封堵产生的绕流作用，协同作用效果较好。

［1］ 钟大康，朱筱敏，吴胜和，等.注水开发油藏高含水期大孔道发育特征及控制因素［J］. 石油勘探与开发，2007，34（2）：207-211.

［2］ 崔传智，杨勇，曹刚，等.疏松砂岩油藏大孔道中高速非达西渗流对产能的影响分析［J］. 石油天然气学报，2009，39（3）：122-125，19.

［3］ 王学忠.孤东油田高含水期井间大孔道特征研究［J］.中国西部油气地质，2006，2（1）：101-103.

［4］ 周阳.调剖堵水优化设计［D］.大庆：大庆石油学院，2010.

［5］ 陈东明.调剖堵水剂定点投放技术研究［D］.东营：中国石油大学，2010.

［6］ 李克华，焦翠，赵福麟.用平板模型研究凝胶堵剂的封堵作用［J］.石油勘探与开发，1998，25（1）：60-61.

［7］ 徐婷，张学洪，李秀生，等.注水开发油田二次孔道最佳封堵时机和最佳封堵位置的室内实验研究［J］.油田化学， 2010，18（1）：34-37.

［8］ 任熵，赵福麟.用于驱油的可视化物理模拟驱替平面模型：中国，01261327.4 ［P］. 2012-7-17.

［9］ 王雷，何先华，卢祥国.污水聚合物溶液驱油效果实验［J］.大庆石油学院学报，2007，31（1）：38-39.

［10］ 戴彩丽，赵福麟，李宜坤，等.油井深部堵水合理深度的实验研究［J］.油田化学，2006，23（3）：223-225.

［11］ 罗建新，张烈辉，徐浩，等.一种确定化学调剖处理半径的新方法［J］. 石油钻采工艺，2007，29（3）：69-70.

［12］ 王丽霞.厚油层高含水剩余油分布规律及堵水技术政策研究［D］.东营：中国石油大学，2009.

［13］ 钱钦，尚朝辉，于发珍，等.水驱油田调剖最佳封堵半径的确定［J］.石油天然气学报，2005，27（3）：368-369.

［14］ 李秀生，徐婷.注水开发油田二次孔道的封堵机理［J］.石油钻采工艺，2003，25（5）：61-62.

（修改稿收到日期 2013-08-20）

Visualized simulation of fine profile control and water plugging in reservoirs with secondary porous channels

ZHAO Xiutai1, FU Minjie1, WANG Zengbao1, REN Shang1, CHEN Dongming2（1. College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum（East China）,Qingdao266580,China;2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Liaohe Oilfield Corporation,CNPC,Panjin124010,China）

Secondary porous channels are formed due to the long time forced water-flooding in unconsolidated sandstone reservoirs, which lead to the invalid circle of injected water and low oil recovery. Research on regular patterns of profile control and water plugging has great significance for field production. With the visualized simulation experiments, process of the improvement of sweep efficiency could be much more intuitive and concrete. The results showed that: sweep efficiency would be higher with the deeper location in theory, which needed the support of plugging agents with high flow capacity and low price; Results of the plugging operations depend on the distribution of remaining oil, plugging agents should be put deeper, if remaining oil was near production well; while this distance should not be so long with remaining oil near injection well; An economic limit was existed for the injection volume of plugging agents, which is about 10 percent under the condition of experiments, and injection twice showed a much better results. For reservoirs with bending channels, areas after the corner and far away from the wells were proved to be a good place to locate the plugging agents,which could make a full use of the high conductivity of porous channels and high pressure drop near wells.

secondary porous channels; fine profile control and water plugging; visualized simulation; platelike models; regulations.

赵修太，付敏杰，王增宝，等.次生大孔道地层精细调堵可视化模拟研究 ［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：84-87.

TE358

：A

1000–7393（2013） 01–0084–04

国家科技重大专项“中西部地区碎屑岩储层预测、保护与改造技术”（编号：2011ZX05002-005）。

赵修太，1958年生。1982年毕业于华东石油学院有机化工专业，1999年获华中理工大学应用化学专业硕士学位，主要从事油田化学及精细化工方面的教学及研究，教授。通讯作者：付敏杰，1988年生。油气田开发工程专业在读硕士研究生。电话：15315019838。E-mail：fmj_upc@163.com。

〔编辑 付丽霞〕