水平井开发底水稠油油藏氮气泡沫和冻胶控水三维物理模拟试验

王春智，李兆敏，李松岩，李宾飞，叶金桥

（中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580）

水平井开发底水稠油油藏氮气泡沫和冻胶控水三维物理模拟试验

王春智，李兆敏，李松岩，李宾飞，叶金桥

（中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580）

针对水平井开发底水稠油油藏时发生底水突破产生底水“脊进”的问题，设计三维物理模拟装置，研究底水驱动油藏中的底水脊进及水平井中产生的水淹现象，对均质底水油藏分别进行注氮气泡沫和注冻胶压水锥的两组试验，油藏发生底水突破后，向油藏中注入封堵剂，通过分别注入3个段塞体积为0.1Vp的氮气泡沫和冻胶堵剂，对已经发生底水突破的油藏进行封堵与压水，对比分析泡沫、冻胶等堵剂的控水效果。结果表明，含水率在进行氮气泡沫和冻胶封堵的初期分别降低了48%和24%，最终采出程度分别提高了27%和51%，底水脊进得到了有效压制。

水平井；氮气泡沫；冻胶；底水稠油油藏；底水脊进

底水油藏与底水接触充分，油水接触关系与其他油藏不同［1］。水平井开发底水油藏有很多优势：水平井段较长，与油藏充分接触，接触面积比直井大得多，这样就有大量的原油能够同时入井。由于水平井的生产压差较小，与直井相比，水平井虽然可以有效延缓水（气）锥的出现，但并不能从根本上避免水（气）锥的出现。随着开采的进行，虽然底水可以补充部分亏空的地层能量，保证开发过程的连续性，但一旦出现底水锥进会导致油井提前见水，水平井含水率上升过快，产油量急剧下降，直至水平井生产模型在水平面方向上布置了两口位置平行的水平井，分别模拟水平井生产和油藏底水，内部填充按照一定配比的石英砂模拟油藏。水平井采用射孔完井方式，水平井置于模型壁面中间处，出口处设置2 MPa回压。冻胶与起泡剂溶液分别置于不同的中间容器中，并掺入相同的曙红染色剂，以便打开模型后观察堵剂在油藏中的分布。在水驱之后分别进行两组控水试验，都是通过生产井由平流泵分别将选择性堵剂打入模型中，其中氮气泡沫所用起泡剂溶液和氮气以1∶2的气液比经过泡沫发生器起泡后再注入模型。

表1 模型和原型参数Table 1 Parameters of model and prototype

1.2 试验方法

根据实际油藏条件和试验要求，采用实际油藏中的原油作为本次试验的模拟用油，测得60℃黏度为373 mPa·s。三维物理模型的主体采用石英砂密封压实结构模拟多孔介质的孔喉，石英砂粒径为124～178 μm。为达到精确模拟实际储层的原油饱和度的目的，模型填充过程中采用控制比例的地层水、地层油两相流体均匀饱和多孔介质，具体实现方法为：采用ISCO型柱塞泵将配置好的地层流体以恒定流量注入三维物理模型中，当柱塞泵注入端与模型出口的压差稳定并且出口端流量稳定后，继续注入地层流体8 h，使地层油在模型内部的多孔介质中分布均匀且充分饱和充分。由于模拟的地层属于高渗层，可采用稳态测试法，根据Darcy渗流定律获取渗透率等参数，具体可参照石油天然气行业标准（SY/T 5345-1999）。充填后两个模型参数如表2所示。

表2 底水油藏三维物理填砂模型参数Table 2 3-D physical sand-filled model parameters

第一组试验以2 mL/min的速度模拟底水驱动开采，前期依靠底水油藏自身能量进行驱油，底水突破脊进后，采出液含水率大幅上升，此时向水平井中注入一个段塞的冻胶，然后进行后续水驱。后续水驱进行每0.5Vp后注入第二个段塞的冻胶，共进行3次冻胶段塞注入，每个段塞体积为0.1Vp，焖井后重新开井生产，待生产结束后打开模型观察模型内部油水分布情况。第二组试验与第一组试验步骤基本相同，先进行2 mL/min的模拟底水驱动生产井，在底水突破后每进行0.5Vp后续水驱再向模型中注入氮气泡沫段塞，每个段塞体积为0.1Vp，生产结束后打开模型观察模型内部油水分布和堵剂分布情况。

图2 底水驱动2VP后冻胶控水驱替效果Fig.2 Effect of water control by injection gel after 2VPbottom water driving

2 试验结果分析

2.1 采油特征

图2为底水驱动2VP后冻胶控水驱替效果。由图2可以看到，在进行了2VP底水驱动后，采出液含水率达到了98%，此时进行了第一次冻胶控水，含水率立即大幅下降了24%，然后又进行了0.5VP后续水驱，该阶段开始时含水率又上升到了77%，产油量得到了提升。之后又进行了两次0.5VP的后续水驱，每次水驱前注入同样段塞体积的冻胶堵剂进行控水，可以看到在第二次后续水驱时，注入的冻胶对与水平井生产时产生的“水脊”的控制效果已经减弱，含水率与产油量变化均不明显。第三次后续水驱进行后的控水效果已经不明显，已不能控制底水“脊进”对水平井生产的影响。最终的采出程度达到了42%，相比纯底水驱动提高了27%。

图3为底水驱动2VP后泡沫控水驱替效果。由图3可以看到，在第一次进行氮气泡沫控水后，含水率立即大幅下降了48%，同时采出程度也得到了明显提高，而后进行的两次氮气泡沫的控水效果依然十分明显，每一次注入氮气泡沫后，进行0.5VP后续水驱，水平井生产时的含水率与产油均能得到明显的抑制与提升，说明氮气泡沫能够有效地抑制底水的“水脊”。

图3 底水驱动2VP后泡沫控水驱替效果Fig.3 Effect of water control by injection nitrogen foam after 2VPbottom water driving

通过图2和图3进行冻胶控水和氮气泡沫控水后得到的采油特征关系曲线可以看出，在进行了2VP的底水驱动开采之后其含水率都已经达到了98%左右，由图2（a）、图3（a）可以发现，在底水驱动的条件下，水平井开采的含水率上升曲线斜率趋势较缓，说明在开采过中模型内部的底水均匀推进，而见水之后含水率上升速度很快，同时产油量递减严重。

2.2 模型内部现象

驱替试验结束之后，打开三维模型后可以观察到部分冻胶集中在注入端近井地带，并且顶层原油较多，表明冻胶封堵了大部分高渗孔道之后部分原油被驱替至模型顶层，无法被驱入水平井中。进行氮气泡沫控水的第二组模型在打开后发现其模型顶部依然有部分氮气存在，同时模型顶部的原油较少，原因是氮气泡沫不但有封堵大孔道的作用，而且当氮气泡沫遇到原油使其破裂时，部分氮气在重力超覆作用下在模型顶部形成“气顶层”，这个“气顶层”抑制了由于底水驱动时产生的油水界面上升，即抑制了水淹起到了提升采收率的作用。

图4为驱替结束后模型内部含油饱和度分布。

图4 驱替结束后三维物理模型内部含油饱和度分布Fig.4 Distribution of oil saturation in 3-D physical model after displacement

由图4可以看出，在经过底水驱动后的均质模型中，注入水沿注水井向生产井均匀推进，跟端原油饱和度降低的范围最大，由跟端向趾端黏度递增。形状为水平井跟端饱和度最高、沿程逐渐减小的喇叭形。从机制上分析，底水脊进过程中水平井垂向的底部会汇聚形成不同梯度的势，其必然影响油水界面层的结构，水锥为油水界面层的高位点，因此水锥的位移与井势的梯度值密不可分，并且受油水密度差带来的重力及垂向压力的变化影响。油井生产过程中，随着地层油含量的减少，油水界面不断上升，水锥会逐渐靠近生产井，导致水淹形成。

经过调剖后的模型中，靠近水平井跟端区域的含油率也明显低于水平井趾端区域，在井的跟端端部位存在含油率最低的区域，说明经过多次调剖后该区域原油采出率较高，在水平井的趾端吸液指数较高。在靠近水平井趾端的部位剩余油饱和度较高，说明在水平井的趾端其吸液效果较差，调剖方法须进一步调整。

3 结 论

（1）利用相似准则设计和制作了与能够模拟油藏原型条件的三维物理模拟模型。经过氮气泡沫与冻胶调剖后，生产井含水率在初期明显下降，随着注入段塞轮次的增多含水率升高，效果变得逐渐不明显。

（2）泡沫和冻胶对地层渗透率差异和相对渗透率差异具有选择性，诱导堵剂大量进入导致底水窜流发生的油藏优势渗流通道，即出水层，使驱替液转向储层剩余油含量较高的部位，为原油建立高效流动通道，提高了波及系数。

（3）泡沫和冻胶可以隔开油层和底水层，压制水锥。氮气在水中与油中的溶解性较差，泡沫破裂后，重力分异引起气体上浮，氮气聚集在模型顶部形成次生气顶，气顶中气体的膨胀驱动生产井上部储层中的原油流向水平井，从而启动储层上部的剩余油，相比冻胶控水更能增加水平井开采效率，提高对储层内原油的动用程度。

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（编辑 李志芬）

Experimental study on water control and oil recovery in bottom water driving reservoirs using plugging agents

WANG Chunzhi，LI Zhaomin，LI Songyan，LI Binfei，YE Jinqiao
（School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Qingdao 266580，China）

For using horizontal wells in a heavy oil reservoir with bottom water，the bottom water breakthrough can pose a difficult problem for oil production.In this study，laboratory experiments were conducted using a three dimensional physical model to simulate oil production driven by bottom water with horizontal wells.During the experiments，when the bottom water started breakthrough，plugging agents were injected through the horizontal well.The performances of N2foam and gels were tested for water control.A similar injection scheme was followed for the plugging agents，in which three slugs with a volume of 0.1 VPper slug were injected.The experimental results demonstrate that，after the treatments using N2foam and the blocking gel in the early stage of water breakthrough，the water cut can be decreased by 48%and 24%，respectively，while the corresponding oil recovery increased by 27%and 51%for each plugging agent.

horizontal wells；nitrogen foam；gel；bottom water reservoirs；bottom water breakthrough

TE 349

A

王春智，李兆敏，李松岩，等.水平井开发底水稠油油藏氮气泡沫和冻胶控水三维物理模拟试验［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2015，39（6）：118-123.

WANG Chunzhi，LI Zhaomin，LI Songyan，et al.Experimental study on water control and oil recovery in bottom water driving reservoirs using plugging agents［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2015，39（6）：118-123.

1673-5005（2015）06-0118-06

10.3969/j.issn.1673-5005.2015.06.016

2015-05-25

国家自然科学基金项目（51274228）

王春智（1985-），男，博士研究生，研究方向为稠油开采理论与技术。E-mail：wcz_healme@163.com。