裂缝性礁灰岩油藏驱替机理研究及应用

2021-12-27张晓林王亚会汤小龙

石油化工应用 2021年11期

张晓林，王亚会，徐伟，汤小龙

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518054）

L 油田位于南海珠江口盆地，为巨厚生物礁灰岩底水油藏，探明石油地质储量超亿方，经过20 多年强底水驱开发，目前油田综合含水率达90%，但采出程度仅12%，剩余潜力巨大。岩心分析、成像测井及地震反演资料均显示，储层发育天然裂缝，裂缝倾角以中-高角度为主，为断层伴生缝；基质物性较好，平均孔隙度22%，平均渗透率560 mD，以高孔-中渗为主。复杂的储层条件及强底水驱作用下，油水渗流及分布规律复杂，严重制约了挖潜增产。高含水老井间加密井实钻储层物性好、油饱高，但开井即高含水，产量递减快，开发效果不理想。针对这一复杂问题，论文通过岩心薄片微观水驱油实验和全直径岩心驱替实验深入研究了裂缝性礁灰岩油藏水驱机理[1-3]，并提出了有效的挖潜技术思路，对改善该类型油藏开发效果具有重要指导意义。

1 岩心薄片微观驱替实验研究

1.1 实验器材和步骤

实验主要设备有显微镜、电脑、岩心薄片夹持器、相关数据采集软件等。采用反射式显微放大测试方式观测真实岩心薄片中油水微观分布和渗流特征。利用计算机自动采集水驱油过程的动态图像。

选择L 油田领眼井P1 纵向不同层段密闭取心岩样进行薄片截取，以模拟相对致密型、致密裂缝型、孔隙孔洞型、孔洞裂缝型4 类不同储层[4，5]，薄片尺寸为1 cm×1 cm×0.3 cm。岩心薄片参数（见表1）。

表1 密闭取心井P1 岩心薄片参数表

实验流程如下：（1）截取岩心薄片，将其安装在岩片载体上并装入透明可视的密封胶套中，最后放入夹持器内，调整岩心薄片的位置使其对准可视观测窗；

（2）抽真空，施加围压，饱和无色地层水，直至图像长时间不再变化；

（3）用染红的透明油作为模拟油（地层温度下黏度为63.8 mPa·s）驱替地层水，直至图像长时间不再变化，建立束缚水饱和度场和原始油饱和度场；

（4）用甲基蓝染色的地层水去驱替模拟油，直至图像不再变化；

（5）对实时观测的实验全过程图像进行筛选、处理和分析。

1.2 实验结果和机理分析

实验1：相对致密型薄片水驱实验。对比饱和油和驱替结束时图像，左侧小范围变蓝，中部少量大孔隙变蓝，水相沿注入端均匀推进，但岩心渗透率低，整体水驱波及范围小，大部分区域基质未动用，剩余油分布连续（见图1）。

图1 相对致密型薄片驱替过程

实验2：致密裂缝型薄片水驱实验。与实验1 驱替结果相比，实验2 薄片中发育裂缝，图像左下角发育裂缝及大孔洞区变为深蓝色，左上角基本未动用，水相主要沿裂缝及大孔洞窜进，波及范围仍较小，大部分区域基质未动用，剩余油分布连续（见图2）。

图2 致密裂缝型薄片驱替过程

实验3：孔隙孔洞型薄片水驱实验。与实验2 相比，实验3 薄片中基质物性较好，波及范围明显增大，波及区域基质动用程度高，未波及区域仍富含原油且连续分布（见图3）。

图3 孔隙孔洞型薄片驱替过程

实验4：孔洞裂缝型薄片水驱实验。与实验3 相比，实验4 模型发育裂缝，水驱波及范围较大，裂缝发育区剩余油不连续地分布在基质中（见图4）。

图4 孔洞裂缝型薄片驱替过程

综合以上实验结果分析认为，（1）在裂缝不发育区，如果基质相对致密、渗流能力弱，基质为主要储油空间，水驱前缘均匀推进，但波及范围小；（2）在裂缝不发育区，如果基质物性较好、渗流能力强，基质既是储油空间，也是渗流通道，水驱波及范围明显增大，基质动用程度提高；（3）在裂缝发育区，裂缝成为水窜通道，基质渗流容易受阻，高倍水驱后基质中仍富集剩余油[6-9]。高含水条件下基质孔隙中剩余油能否被采出？本文通过全直径岩心驱替实验开展了进一步研究。

2 全直径岩心驱替实验研究

2.1 实验器材和步骤

实验主要设备有多功能岩心驱替实验装置及地层油配样器，驱替实验装置包括三轴全直径长岩心夹持器、注入泵系统、回压调节器、控温系统、油气分离器等，将全直径岩心夹持器安装在三角支架上，可接近90°旋转，以模拟垂向底水驱替。

实验全直径岩心取自密闭取心井P1 纵向不同储层段，共计4 块。测定每块全直径岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率后，按渗透率大小分成2 组进行组合拼接，得到2 块全直径组合长岩心。实验用油为复配地层原油，采用井口取样死油样品，按地层压力12.4 MPa、地层温度52.2 ℃、原始溶解气油比5.2 m3/m3配制得到活油（见表2）。

表2 密闭取心井P1 全直径岩心参数表

实验流程如下：（1）建立束缚水饱和度场。将岩心抽真空后，先饱和地层水，再在地层温度下用死油驱替岩心，并提压至地层压力，静置3 d 以上。

（2）建立原始含油饱和度场。用配制好的活油驱替岩心，每隔一定时间在出口端记录油量和气量，计算出口端气油比，至出口端气油比达到原始溶解气油比且稳定后停止驱替。

（3）地层水驱油过程。从岩心入口端恒压注入地层水进行驱替，同时控制出口端回压，每注入0.1 HCPV地层水时记录相应的时间、压力和流量数据，至出口端不出油时停止驱替。

（4）焖井后地层水驱油过程。流程（3）结束后，恒压静置1 d，之后继续保持恒压向岩心内注入地层水进行驱替，至出口端不出油时停止驱替。再次恒压静置1 d后持续驱替至出口端不出油，期间记录相应实验数据。

（5）降低回压提液驱油过程。流程（4）结束后，保持注入压力不变并降低回压1～2 MPa，增大驱替压差，恒压注入地层水进行驱替并记录实验数据，至出口端不出油时停止。然后再次降回压1～2 MPa，持续驱替至出口端不出油时停止。

（6）后期高倍水驱油过程。在流程（5）基础上，恢复至地层压力，持续恒压注入地层水，研究长时间水洗的最终驱油效率及提高采收率效果。

（7）处理实验数据，计算各阶段驱油效率，分析驱替机理。

2.2 实验结果和机理分析

两组岩心的驱替实验结果基本一致（见表3 和图5）。

图5 全直径岩心组合不同阶段驱替效率对比

表3 全直径岩心不同驱替阶段实验结果

（1）驱替初期注入水沿裂缝及大孔道窜进，出口端快速见水，仅注入0.474～0.614 HCPV 时含水率上升至94%，此时出口端不出油，裂缝及大孔道已水淹，该阶段驱替效率19.2%～21.8%，产出油主要来自裂缝和基质大孔道。

（2）焖井阶段基质孔隙中部分原油可通过渗吸作用进入裂缝而被驱出，降回压后增大了驱替压差、增强了基质与裂缝间的物质交换能力，因此焖井后驱替和降回压驱替两个阶段可进一步提高驱替效率，两个阶段注入地层水体积合计增加了1～2 倍，驱替效率提高4.4%～5.1%。

（3）多倍水驱过程中基质孔隙中原油在长期水洗作用下以“水包油”形式被驱出，该阶段注入地层水体积增加了8～12 倍，进一步提高驱替效率10.8%～15.3%。

岩心薄片微观水驱油实验及全直径岩心驱替实验结果表明，裂缝性礁灰岩油藏在强水驱作用下，裂缝导流能力强，易形成水窜优势通道、快速水淹，抑制了基质渗流，基质剩余油富集；通过焖井、增大驱替压差、长期水洗作用，可进一步动用基质孔隙中部分原油，提高原油采收率。

3 应用及效果

3.1 挖潜策略提出

为落实强底水驱开发模式下剩余油分布规律，2013-2014 年于高含水老井L1、L2 和L3 井间区域先后实施了2 口领眼井P1 和P2。3 口老井水平段均位于上部B1 层，领眼井钻探时正常生产，L1 井日产油69 m3，含水率97.1%，累积产油92.9×104m3；L2 井日产油31 m3，含水率89.9%，累积产油42.9×104m3；L3 井日产油21 m3，含水率98.5%，累积产油50.8×104m3。P1井距L1 井80 m，P2 井距L2 井130 m。两口井均钻遇了原始油水界面，测井显示储层基本未动用，岩描显示饱含原油，进一步证实了水驱波及范围有限，基质动用程度低，井间剩余油富集。但P1 井于2014 年6 月转生产井试采下部B3 层，投产初期日产油仅37 m3，采油指数8.9 m3/（d·MPa），初始含水率高达90%，开井即高含水，产量递减快，2016 年关停前累积产油仅1.6×104m3，开发效果不理想（见表4）。

表4 老井开发指标汇总表

为何加密井实钻显示井间储层剩余油富集，但开井即高含水？结合驱替实验结果分析认为，“裂缝水窜，网状水淹”是造成这一现象的主要因素。测井显示油饱高且密闭取心观察到浸染严重，表明基质动用程度低；老井含水率均已达到90%以上，其近井地带裂缝均已水淹；加密井启井后，在压差作用下老井水锥沿着裂缝网络快速窜流进入加密井井底，导致加密井控制区域内基质中原油难以有效动用，挖潜效果不理想。

为改善挖潜效果，借鉴L 油田已有ICD 控水实验经验[10]，提出了井间加密辅助裂缝充填控水增油的技术思路。即在ICD 完井基础上，通过高分子颗粒填充井眼环空，抑制环空轴向窜流，均衡产液剖面[11，12]；同时通过高压泵入，天然裂缝在压力作用下张开，颗粒随携砂液进入裂缝，填充井区裂缝网络，降低裂缝导流能力，延缓水窜和油井含水上升速度，实现控水增油（见图6）。

图6 裂缝充填控水增油技术示意图

3.2 矿场应用效果

该技术已于2018-2020 年在L 油田3 口加密水平井L3H3、L3H4、L4H5 成功应用。投产初期含水率较邻井下降幅度达34.6%～76.3%，含水上升速度得到有效控制；目前3 口井累积产油7.1×104m3～18.8×104m3，预测净增技术可采储量达6.1×104m3～15.5×104m3，控水增油成效显著。这一技术在L 油田的成功应用，为裂缝性礁灰岩强水驱开采提高采收率指明了方向（见图7）。