底水油藏侧向调驱提高采收率工艺优化

张潇 李亮 方吉超 郭娜 马淑芬 由庆

1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院；2.中国石油大学(华东)石油工程学院；3.中国石化石油勘探开发研究院；4.中国地质大学(北京)能源学院

底水油藏是指油水层界面被水平分割的一类油藏，其油水界面远大于油藏垂直界面。这种油藏通常具有较厚的油层，且油水接触面较大［1-2］。通常情况下，油藏底水面积远大于油层面积，天然能量充足，有利于油藏开采开发。然而底水能量充足也会导致底水较易渗入油层，形成窜流通道，油井含水迅速上升，缩短油井无水采油期，降低油井寿命［3-5］。另外，由于大量连通通道的存在，导致二次采油阶段水驱波及效率降低，油层动用程度小，采收率效果差［6］。为了减缓底水油藏油井含水上升，减小井底压力变化幅度，国内外普遍使用水平井对底水油藏进行开发［7-10］。

尽管水平井可以减缓底水锥进的速率，但其注入水的波及效率仍然较低。1962年，Barne等［11］首次提出了油水的黏度差异是导致水驱油效果不理想的原因之一，并探究通过加入化学剂以提高注入水的黏度来提高注水开发过程中注入水的波及效率。1964年，Pye 等［12］提出将聚合物溶液注入地层以减小水驱过程中的不利流动。通过注入化学段塞对油藏高渗区的水流优势通道进行封堵，提高注入水的波及效率，解决底水锥进速度快导致生产井含水率高的难题［13-17］。

塔河油田碎屑岩油藏也面临底水上升过快的问题，在已开发的13 个区块中有8个为底水油藏区块，底水脊进造成水平井水淹严重，剩余油主要分布于井周低渗段以及井间部位。前期主要采用油井堵水方式控制底水，挖掘井周剩余油潜力，但随着堵水轮次的增加堵水效果急剧变差，急需经济高效的提高采收率新方法。因此，提出了一种水平井侧向调驱提高采收率新技术，解决底水油藏井间剩余油开发的难题。侧向调驱是专门针对水平井开发的底水油藏，注入黏弹性流体扩大井间波及体积的调驱方法。设计了可视化三维底水物理模型，优化了施工参数，明确了侧向调驱的优势，为塔河油田碎屑岩底水油藏进一步提高采收率提供技术支持。

1 底水油藏物理模拟实验方法

1.1 实验材料

侧向调驱体系：交联聚合物，配方为0.5%LF聚合物+1.0%SD-107交联剂，室温下30 d 黏度可维持在50 mPa · s，强度与流动性满足工艺要求，且浓度较低，能够合理控制经济成本。

油：选择室温黏度2.0 mPa · s的煤油模拟目标原油，与地下原油黏度(1.7~2.2 mPa · s)一致，采用刚果红染色剂(C32H22N6Na2O6S2)染色，便于观察。

水：根据油田产出水的具体组成成分，配制矿化度为50 000 mg/L 的模拟水，使用亮兰染色剂(C37H34N2Na2O9S3)染色。

砂：油层和水层分别采用120目和100目石英砂填制，石英砂为海安石油设备公司(中国江苏)生产的白刚玉砂。

1.2 底水油藏三维物理模型设计与填制

根据相似性准则及国内外相似模型研究成果［18-20］，设计了底水油藏可视化物理模拟装置，其尺寸为长700 mm×高300 mm×宽50 mm，模型整体采用钢结构，正面采用刚化玻璃，抗压0.5 MPa，可观测油水界面变化、底水上升形态及剩余油分布情况。模型左右两侧面距离顶部中间处，每隔50 mm设计一个可开关的井位植入口，方便设计井位，左右侧面各5个植入口，共计10个；模型底部距离边部中间处，每隔70 mm 设计一个可开关的底水入口，方便调节底水能量，共计9个；模型背面内部距离顶底部、左右侧面均25 mm 的中心区域内均匀植入饱和度电子探头，14/行×6/列共计84个监测点，可绘制饱和度分布云图，定量分析饱和度随时间和增产措施变化。模型实物如图1所示。

图1三维可视化模型实物图Fig.1 Picture of three-dimensional visual model

水平井采用切缝圆管，水平井长度为50 mm，直径3 mm，割缝宽度0.5 mm，缝长10 mm，每周4条缝，水平方向缝间隔5 mm，水平井外侧采用200目填砂网进行防砂。水平井布置在油藏上部，距油藏顶部50 mm。

模拟底水油藏的填砂过程：底水层填制，室温条件下，先将模型下半部分充满盐水，然后把砂缓慢倒入模型中并搅拌。当砂层高度达到模型的一半时，开始震动使砂沉降，然后再填砂再震动直到砂高150 mm。以相同程序填制油层。该模型底水层和油层的孔隙度范围为38.1%~43.8%，油层渗透率在(0.9~1.0)μm2之间，水层的渗透率在(1.5~2.0)μm2之间，水层和油层的渗透率比值约1.50。

青少年处于人生观、价值观形成的关键期，休闲与青少年健康成长密切相关。青少年休闲活动受到诸如技能缺乏、自信心不足、没兴趣、成为模范心理等［14，41-43］个人内在制约的影响。由于青少年时期是不成熟向成熟过度的阶段，人际间制约如缺乏同伴、父母的态度、项目领队和其他长辈的态度［40-43］对青少年休闲活动的影响十分显著。而结构性制约因素主要有学习任务、缺少时间、缺乏有组织的活动项目或机会等［14，31，43］。

1.3 底水油藏侧向驱实验方法

整个实验过程分为4个阶段：底水驱，侧向驱，注入交联聚合物和后续侧向驱，实验装置流程图如图2所示。

实验具体实验步骤如下。

(1)底水驱阶段：根据图2连接实验装置，以2.0 mL/min 的速度通过模型底部9个底水入口进行底水驱替，打开模型左右两侧上部第一个井位植入口，设置对应的水平井作为生产井。当其中一个生产井的含水率达到98%时，该井关闭，另一口井继续工作至含水率也达到98%，停止底水驱。

(2)侧向驱阶段：将模型左侧生产井变为注入井进行侧向驱，待右侧生产井含水率达到98%，停止侧向驱。

图2侧向调驱实验装置Fig.2 The experimental device of lateral flooding control

(3)注入交联聚合物阶段：从左侧注入井向储层注入0.3 PV 制备好的交联聚合物，注入后，关井60 h，直到交联聚合物的黏度上升至平台期。

(4)后续侧向驱阶段：后续侧向水驱至生产井含水率再次达到98%，停止实验。

2 底水油藏侧向调驱参数优化

2.1 注入量优化

交联聚合物的注入量对侧向驱采收率及经济效益有极大影响。改变交联聚合物的注入量(0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV)，以总体采收率、采收率增值及单位体积交联聚合物采收率增值为评价指标，优化交联聚合物注入量，实验结果如图3~图6所示，其中A 为底水能量驱、B为侧向驱、C为注交联聚合物、D为后续侧向驱。

图3注交联聚合物0.4 PV 时含水率、累积采收率变化曲线Fig.3 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.4 PV

图4注交联聚合物0.3 PV 时含水率、累积采收率变化曲线Fig.4 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.3 PV

图5注交联聚合物0.2 PV 时含水率、累积采收率变化曲线Fig.5 Change of water cut and cumulative recovery factor while the injection volume of crosslinked polymer is 0.2 PV

图6注入量条件下各阶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

对比交联聚合物在注入量不同的情况下总采收率、采收率增值及各阶段的采收率情况发现，在交联聚合物注入量为0.3 PV、0.4 PV 时，总体采收率、采收率增值及各阶段采收率均相差不大，均能够有效封堵底水层中水流优势通道，使后续驱油剂在油层中侧向波及，提高原油采收率。当交联聚合物注入量为0.2 PV 时，总采收率、采收率增值均较注入0.3 PV、0.4 PV 时小得多，注入的体积不足以有效封堵水层优势通道，导致后续驱油剂继续沿优势通道突入水层，提高采收率效果差。为了更直观比较不同注入体积下交联聚合物提高采收率效益，采用单位体积注入量对比采收率增值。将0.2 PV、0.3 PV、0.4 PV时采收率增值换都算成1.0 PV 时采收率增值，分别为56.75%、133.93%、99.35%。可以明显看出，注入0.3 PV 交联聚合物时效益最高，故优选交联聚合物最佳注入量为0.3 PV。

2.2 注入时机优化

交联聚合物的注入时机影响侧向调驱增产效果。通过改变注入时机(含水率为50%、70%、90%、98%)，对比分析不同注入时机对侧向调驱采收率和采收率增值的影响规律，实验结果如图7所示。

图7不同注入时机各阶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

实验结果表明，注入时机越早，水脊发育时间越短，水脊体内优势通道发育越缓慢，交联聚合物沿优势通道进入底水层的趋势越小，储层的物质基础和原油分布较为集中，越有利于进行侧向调驱，使交联聚合物易在油水界面处展布，提高交联聚合物抑制底水脊进的能力，有效扩大侧向水驱波及效果，大幅度提高总体采收率和采收率增值。因此，侧向调驱注入时机越早越好。

2.3 注采方式优化

通过应用水平井和直井对底水油藏开发进行对比研究，优化布井方式。实验过程中改变三维模型内的生产井与注入井的形态，分别模拟直井与水平井，以比较不同注采方式对采收率的影响。水平井注/水平井采方式，采用打开左右两侧面第一个井位植入口，直接插入水平井模型，距油层顶部5 mm。直井注/直井采方式，采用竖直割缝管模拟直井，割缝管长与水平井长相等，距离模型左右两侧面各50 mm，顶端贴近油层顶部。实验结果如图8所示。

图8不同注采方式下各阶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

实验结果表明，水平井注采方式下的后续侧向驱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续侧向驱，交联聚合物易在油水界面处展布形成隔板，抑制驱油剂沿水流优势通道向水层突入，迫使驱油剂在水层中侧向波及，提高原油采收率。直井注/直井采方式进行侧向调驱效果较差，交联聚合物主要分布在油层注入端，部分交联聚合物被顶替进入底水层，阻碍后续水驱侧向波及，后续水驱易突破交联聚合物富集区域，并沿底水层突入采出井，导致含水率迅速上升，采收率低。因此，水平井注/水平井采方式侧向调驱更有利。

2.4 油层/水层厚度比优化

通过改变油水层的厚度比值，以采收率为评价指标，对比不同油层/水层厚度比下的最终采收率和采收率增值，分析油层/水层厚度比对侧向调驱总体采收率的影响，实验结果如图9所示。

图9不同油水层厚度比条件下各阶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

实验结果表明，侧向调驱各阶段采收率随油/水层厚度比的上升而提高。油层/水层厚度比为0.5时，总体采收率为35.73%，采收率增值为26.86%；油/水层厚度比为1.0时，总体采收率为51.85%，采收率增值为40.16%；油/水层厚度比为2.0时，总体采收率为64.04%，采收率增值为49.67%。因此，侧向调驱适用于油/水层厚度比较大的底水油藏。

3 侧向调驱提高采收率机理

侧向调驱主要分为底水驱、侧向驱、注交联聚合物、后续侧向驱共4个阶段，以注入交联聚合物0.4 PV 为例揭示侧向调驱提高采收率机理，Sw为含水饱和度，So为含油饱和度，实验结果如图10所示。

底水上升：底水驱0.1 PV 后，底水层左右两侧分别形成明显水脊，继续水驱至0.8 PV，水脊突破油水界面，驱油剂仅波及模型两侧水脊顶部区域，两侧底水对于油层整体而言作用半径较小，油层动用程度低。

侧向水驱：左侧油井转注后，左侧区域饱和度场变动面积增大，水驱半径有一定增大，但水驱易形成水窜通道，导致入口端突入底水层、出口端底脊进油层，形成注入水的无效循环，整体动用程度有限，油层大部分区域含水饱和度未变动。

注交联聚合物：交联聚合物最初沿水窜通道突入水层，随水层流动阻力增大侧向波及油层，油藏模型含油饱和度持续下降，驱油剂作用半径不断增大。

后续侧向驱：由于交联聚合物体系成胶后，水层流动阻力进一步增大，后续注水转向明显，侧向动用程度大幅度提高，油层波及面积增大，采收率明显提高。

4 结论

(1)设计了底水油藏可视化物理模型，建立了底水油藏纵向三维模型填制方法，搭建了底水油藏可视化物理模拟侧向驱替实验系统。

(2)优化了侧向调驱交联聚合物最佳注入量为0.3 PV，侧向调驱时注入时机越早越好，水平井注/水平井采方式、油/水层厚度比大有利于侧向调驱。在理想注入方案及油藏条件下，侧向驱最终采收率为64.04%，采收率增值为49.67%，提高采收率效果显著。

(3)侧向调驱时交联聚合物沿油水层界面铺展，抑制底水水脊的形成，控制注入水与底水、底水与生产井间的窜流沟通，促使注入水在油层内均匀推进，达到提高采收率的目的。

图10侧向驱实验结果实物图及饱和度场分布Fig.10 The experimental result of lateral flooding control and the distribution diagram of saturation field