潜山裂缝性油藏水驱后提高采收率三维物理模拟*

葛丽珍 王 敬 朱志强 刘慧卿 程大勇 孟庆帮

(1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459； 2.中国石油大学(北京)油气资源与工程国家重点实验室 北京 102249)

潜山裂缝性油藏是我国主要油藏类型之一，广泛分布于华北、胜利、辽河、渤海等地区，该类油藏储量大、产能高，对我国石油工业意义较大[1-6]。与常规孔隙性油藏、孔隙-裂缝性双重介质油藏相比，该类油藏裂缝较为发育，基质主要由大量微裂缝和少量溶蚀孔隙构成[7-8]，宏观裂缝空间分布非均质性强、空间结构复杂、裂缝发育不规则、基质渗透率低等特征使得油藏开发面临巨大挑战[9-12]。水驱已广泛应用于该类油藏，但是注水采收率较低，水淹现象较为严重，水淹时基质中存在大量剩余油，因此，为了保持高产稳产，迫切需要有效提高采收率的方法[10]。

由于裂缝性油藏的复杂性和取心难度大等问题，一直以来缺乏较为有代表性的物理模拟方法。应用小尺度模型或等效裂缝模型得到的实验结果通常严重失真，为了更为有效地模拟裂缝性油藏注水开发，Liu等[13]建立了孔隙-裂缝性双重介质油藏大尺度物理模型，并开展了水驱实验；童凯军 等[14]基于相似准则建立了潜山裂缝性三维大尺度物理实验模型，并开展了水驱规律研究；林仁义 等[15]利用长岩心开展了裂缝性变质岩油藏注天然气实验。但目前有关潜山裂缝性油藏提高采收率三维大尺度物理模拟方面的研究较少，并且大尺度模型通常耐压较低，降低了裂缝性油藏模拟结果的可靠性。为了研究潜山裂缝性油藏提高采收率方法，提出较为可靠的方案，本文以渤海JZ25-1S潜山裂缝性油藏及其注采井网为物理原型，选取与油藏岩石润湿性、物性接近的微裂缝-溶蚀孔隙露头作为岩样，根据相似原理建立三维大尺度裂缝性油藏高压物理模型，在水驱开发的基础上开展非混相气驱、凝胶颗粒驱、表面活性剂驱实验研究，并分析不同方法提高采收率作用机理，以期为潜山裂缝性油藏水驱后提高采收率提供理论指导。

1 实验方案设计

1.1 实验模型与参数

利用量纲分析法和方程分析法相结合建立裂缝性油藏相似准则，由于潜山裂缝性油藏基质渗透率非常低，所以基于双孔单渗数学模型推导了满足该类裂缝性油藏实验要求的具有几何相似、运动相似及动力相似的三维物理模拟相似准则群[14,16](表1)。

表1 潜山裂缝性油藏水驱模拟实验相似准则群及物理意义

实验模型设计时选用边长为5 cm的立方体岩样，构建尺寸为25 cm×25 cm×25 cm的三维物理模型，高压实验装置耐压25 MPa，如图1所示。实验压力和实验温度均与油藏条件下相同(油藏温度为75 ℃，油藏平均压力为18 MPa)。基于上述相似准则群及矿场参数计算确定的模型和实验参数如表2所示。

对于JZ25-1S潜山裂缝性油藏，在原始地层压力下基质系统孔隙度在2%～9%，渗透率在0.3～5.0 mD，而裂缝系统平均孔隙度为2.1%，渗透率在100～2 000 mD；在本模型中，岩块代表基质，基质中含大量的网状微裂缝和少量的溶蚀微孔，孔隙度分布在4%～7%，渗透率在0.1～1.0 mD。岩块间的裂缝代表宏观裂缝，宏观裂缝渗透率、孔隙体积可以通过调整围压的方式进行控制，体现出油藏应力敏感特性。渗透率测试结果显示，在原始地层压力下，模型裂缝系统渗透率在1 300 mD左右，与油藏裂缝系统渗透率接近，说明该模型可以较为准确地模拟此类油藏的开发动态。该模型中注采井网采用水平井顶底交错立体注采井网，具体注采井位如图2所示。

图1 三维大尺度裂缝性油藏高压物理模型

模型参数物理意义油藏原型物理模型比例因子Lx/m油藏长度200 0.25 800Ly/m油藏宽度200 0.25 800Lz/m油藏厚度2000.25800d/m井距1800.20900rw/m井径0.20.002100t/s驱替时间864003.8222618q/(mL·min-1)注采速度6944491.1631313μo/(mPa·s)75 ℃原油黏度3.33.31T/℃地层温度75751p/MPa地层压力18 18 1

注：比例因子=油藏原型值/物理模型值。

图2 模型中注采井位置

1.2 实验方案

周期注水是目前潜山裂缝性油藏应用较多的注水方式，因此开展了不同基质-裂缝储容比条件下间歇式周期注水和脉冲式周期注水(异步注水)及水驱后提高采收率实验。对于JZ25-1S潜山裂缝性油藏，在开发过程中主要存在油藏顶部剩余油富集、裂缝系统非均质性较强、基质系统渗吸作用较弱等3个方面的问题，因此水驱后选取非混相气驱、凝胶颗粒驱和表面活性剂驱来提高采收率,具体实验方案如下。

实验1：研究间歇式周期注水后非混相气驱、凝胶颗粒驱、表面活性剂驱提高采收率特征。以1.1 mL/min的速度水驱至高含水期转间歇式周期注水，注水10 min，焖井5 min；多个周期后转氮气驱，关闭底部生产井，利用上部两口井分别进行注采，注气速度10 mL/min；30 min后转凝胶颗粒驱，而后转表面活性剂驱，驱替至高含水后焖井数小时转后续水驱。

实验2：研究脉冲式周期注水后非混相气驱、凝胶颗粒驱、表面活性剂驱提高采收率特征。以1.1 mL/min的速度水驱至高含水期转脉冲式周期注水，分别升压至1、3、5、7 MPa；然后转氮气驱，关闭底部生产井，上部生产井转注，中部预留井作为生产井，注气速度10 mL/min；之后过程同实验1。

1.3 实验条件及流程

图3 裂缝性油藏水驱与提高采收率实验流程

潜山裂缝性油藏三维物理模拟实验系统主要包括注入系统、模型系统和计量系统等3个部分(图3)。其中，注入系统包括平流泵、气瓶、中间容器等，为了确保凝胶颗粒的悬浮特性，凝胶颗粒驱采用可搅拌中间容器；模型系统主要包括裂缝介质岩样及其夹持装置、恒温箱、围压泵等，岩样模型具有充足的预留井位，可满足井位调整需要，围压泵一方面夹持裂缝模型，另一方面可在一定范围内控制裂缝中储量比例；计量系统主要包括量筒，用于计量驱替过程中的产液情况。

实验用油为JZ25-1S油藏现场脱气原油，75 ℃下原油黏度约为0.3 mPa·s;实验用水为蒸馏水;实验用气为氮气，75 ℃下黏度为0.018 mPa·s;实验用表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)，质量浓度为0.5%的溶液表面张力为32.1 mN/m，油水界面张力可达0.1 mN/m，75 ℃下黏度为0.46 mPa·s。

三维驱替实验中，实验温度设定为油藏温度75 ℃，围压设置在7～15 MPa;悬浮液由初始粒径为100～140 μm的凝胶颗粒配置而成，悬浮液浓度为5 g/L，75 ℃下黏度为13 mPa·s;表面活性剂溶液质量浓度为0.5%。

2 实验结果

2.1 间歇式周期注水转提高采收率实验

实验中模型围压为7 MPa，基质含油417 mL，裂缝含油233 mL，模型含油总量650 mL，基质裂缝储容比为1.8∶1.0，由于围压较低，宏观裂缝渗透率相对较高，同时由于岩块并非完全规则，裂缝系统存在一定的非均质性。间歇式周期注水转提高采收率实验含水率及采收率变化规律如图4所示，各阶段采油量及采收率见表3。由图4及表3可以看出，水驱无水采油量约为85 mL，无水采收率为13%，直至实施间歇式周期注水，阶段累计注水0.85 PV，累积采油量187.7 mL，阶段采收率达到28%。周期注水5个轮次，每个轮次含水率均有小幅降低，但效果不明显，阶段累积注水量0.25 PV，阶段采油量5.5 mL，阶段采收率仅为0.85%，水驱总采油量193.2 mL，采收率为29.7%。由于静态渗吸作用较慢，出油量较少，周期注水结束后累积采油量低于裂缝含油量，因此初步推断水驱阶段采油量主要来源于宏观裂缝。

图4 间歇式周期注水+提高采收率含水率及采收率变化规律

参数常规注水期间歇注水期气驱凝胶驱一期表活剂驱二期表活剂驱产油量/mL187.75.501.5016.1011.0010.50采收率/%28.00.850.232.481.691.61

在周期注水之后开展非混相气驱，上部两口井一注一采，阶段累积注气量0.05 PV，气驱采油量仅为1.5 mL。气驱结束后恢复原有的注采结构开展凝胶颗粒驱实验，结果显示颗粒驱初期含水率小幅下降，一段时间后含水率下降至70%左右，阶段累积注入量0.6 PV，凝胶颗粒驱阶段采油量16.1 mL，阶段采收率2.48%。颗粒驱结束后转表面活性剂驱，表面活性剂驱第一阶段注入量0.65 PV，出油量11 mL，主要发挥表面活性剂洗油作用，颗粒驱后表面活性剂更均匀进入油藏；清洗裂缝表面的剩余油，进入高含水期后焖井10 h发挥表面活性剂促进自发渗吸的作用，再后续水驱出油量10.5mL，表面活性剂驱阶段采收率3.31%。

2.2 脉冲式周期注水转提高采收率实验

实验中围压为14 MPa，基质含油467 mL，裂缝含油166 mL，模型含油总量633 mL，基质裂缝储容比为2.8∶1。宏观裂缝同样存在非均质性，并且围压较高，小裂缝渗透率非常低。采用水平井顶底交错立体注采井网，中部预留一口井用作气驱的生产井。脉冲式周期注水转提高采收率实验含水率及采收率变化规律如图5所示，各阶段采油量及采收率见表4。由图5及表4可以看出，水驱无水采油量为65 mL，无水采收率为10%，直至实施异步注水，阶段累积注水量0.5 PV，累积产油量100 mL，阶段采收率为15.8%；之后转异步注水，异步注水4轮次采油量30.2 mL，阶段采收率4.77%，水驱总采油量130.2 mL，采收率为20.57%。与间歇式周期注水转提高采收率实验相比，由于宏观裂缝含油量比例较低，所以水驱阶段采收率较低，进一步表明水驱阶段采收率主要决定于宏观裂缝储量比例。对比间歇式周期注水和脉冲式周期注水，后者开发效果远好于前者，与矿场实际效果一致[17-18]。

图5 异步注水+提高采收率含水率及采收率变化规律

参 数常规注水脉冲注水气驱凝胶驱一期表活剂驱二期表活剂驱产油量/mL10030.21622.5179.5采收率/%15.84.772.533.552.691.50

异步注水后转氮气气驱，阶段累积注气量0.15 PV，采油量16 mL，远高于顶部注采条件下的采收率，可见气驱采收率决定于生产井垂向位置，位置越低采收率越高；气驱结束后转凝胶颗粒驱，阶段注入量为0.5 PV，采油量为22.5 mL，采收率3.55%，高于间歇式周期注水转提高采收率实验；表面活性剂驱第一阶段注入量0.4 PV，采油量17 mL，焖井后水驱采油量9.5 mL，阶段采收率4.19%，最终采收率30.80%，水驱后提高采收率10.23个百分点。

2.3 两组实验对比分析

对比两组实验结果可以发现，宏观裂缝储量越高，无水采油期越长，初期含水上升越慢，水驱采收率和最终采收率越高；水驱采收率主要来源于宏观裂缝，依靠渗吸采油的基质贡献较少；围压高的情况下，部分裂缝闭合程度高，非均质性变强，水驱采收率较低，后期提高采收率幅度更大；脉冲式周期注水比间歇式周期注水效果更好，由于脉冲式周期注水能够形成较高的压力波动，在脉冲式周期注水注入阶段生产井停止生产，油藏压力持续升高，注入水波及范围增大；但在脉冲式周期注水生产阶段注水井停止注水，生产井排液量增大，裂缝系统压力快速下降，基质与裂缝之间的压力差增大，基质中的原油排出。因此，对于宏观裂缝储量较高的油藏，后期提高采收率以强化水驱为主，推荐凝胶颗粒驱和表面活性剂驱；而对于宏观裂缝储量较低的油藏，由于该类油藏本身的非均质性更强，改善水驱(脉冲式周期注水)能明显提高水驱效果，目前有很多油田均采取了周期注水策略来提高采收率[17-18]，如JZ25-1S潜山高含水区已实施的脉冲式周期注水，单井取得了增油量20～40 m3/d(含水下降60%)的效果，该类油藏高含水后期仍有采取气驱、凝胶颗粒驱及表面活性剂驱的潜力。

3 结论

1) 潜山裂缝性油藏水驱采收率主要来自于宏观裂缝贡献，宏观裂缝系统储量比例越大，水驱阶段采收率和最终采收率越高；与间歇式周期注水相比，脉冲式周期注水可以增加波及范围，促进油水交渗流动，从而获得更好的开发效果。

2) 非混相气驱主要依靠气液密度差异发挥重力驱替作用，转顶部注气条件下生产井位置较低时阶段采收率较高，所以裂缝性油藏水平井交错立体注采井网可以尝试水驱转顶部注气开发方式，但应考虑水驱阶段油藏中下部的水淹状况慎重选择生产井位置。

3) 凝胶颗粒驱可以改善宏观裂缝的非均质性，扩大注入水的波及范围，并且为后续表面活性剂驱创造条件，凝胶颗粒驱提高原油采收率可达2～4个百分点。

4) 表面活性剂驱一方面可以通过清洗宏观裂缝表面的剩余油提高采收率，另一方面焖井一段时间后可以通过强化基质渗吸效应提高采收率，上述2种效应提高采收率可达3～5个百分点。

符号注释

Cf—压缩系数，MPa-1；

d—井距，m；

D—渗吸系数；

g—重力加速度，m/s2；

K—渗透率，mD；

L—水平井长度，m；

Lx、Ly、Lz—油藏x、y、z方向长度，m；

p—油藏压力，MPa；

pi—原始地层压力，MPa；

q—注采量，m3/s；

rw—井筒半径，cm；

R—基岩最终渗吸采收率，%；

t—驱替时间，s；

η—相似准数；

μo—油相黏度，mPa·s；

μw—水相黏度，mPa·s；

ρo—原油密度，kg/m3；

ρw—水密度，kg/m3；

σ—系数；

φf0—裂缝孔隙度，%。