功能性水驱不同试验阶段见效特征分析
2022-08-30王化宁王登莲
崔 鹏，张 禹，王化宁，王登莲
（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）
1 开发现状及机理分析
1.1 开发概况
靖安油田五里湾长6 油藏是长庆油田采油三厂开发的一个大型超低渗透整装油藏，自1996 年开始投入开发，目前已实施高效开发25 年。目前进入中高含水期，综合含水70.1%，采出程度24.79%，受开发阶段及累计采出程度较高的影响，正处于含水快速上升、驱油效率快速下降的阶段（见图1）。
图1 五里湾长6 油藏开发指标对比图
1.2 功能水实施进程
试验部位位于五里湾长6 油藏南部8 井组：实验区域面积3.89 km2，地质储量309×104t，开发层位为长612、长621分层开发，对应29 口油井，8 口水井。
目前实施进度：试验开始于2018 年9 月15 日，按配注0.1%浓度注入，截止目前已实施14 个月，累计注入离子调整剂371 351 kg，平均单井注入37.1 t。第二阶段注气于2020 年10 月正式实施，目前试验4 井组，累计注气180×104m3。
1.3 功能性水驱机理
功能性水驱技术主要通过调整注入水离子提高原油从岩石表面脱附能力和加入微纳米气泡扩大地层深部水驱，发挥协同作用，提高油井产量和大幅提高水驱采收率。主要技术包括离子匹配水驱技术和气液微分散驱油技术[1-3]。
2 不同注入阶段的见效特征和影响因素
2.1 单注离子剂阶段
五里湾长6 油藏功能性水驱单一离子调整剂6 井组于2018 年9 月注入，相对于常规注水调整，调剖调驱等手段[4]，单注离子剂注入见效周期较长，为5 个月，见效井有效期为9～12 个月，见效比例25.0%，以控水增油为主，含盐表现先上升后下降。从第一阶段动态响应可以推测，随着离子剂的注入，地层中盐离子浓度不断增高，达到一定浓度后开始进行置换反应，剥离岩石表面原油，月度递减由2.49%下降到-0.72%，月含水上升幅度由0.45%下降到0.13%，由于对表面剩余油的驱动能力有限，导致见效幅度小、见效期有限，有效期仅9 个月（见图2）[5-7]。
图2 离子剂注入见效井含盐对比
从注入端来看，注入离子剂前后，从吸水指示曲线（见图3）来看，深部水驱变化不明显，说明离子剂的注入对整体水驱没有改善作用。
图3 离子剂注入前后吸水指示曲线对比
2.2 微泡注入阶段
对比注入前后压力可以看出（见图4），4 口注气井组平均注入压力由13.9 MPa 上升到17.2 MPa；5 口注液井组注入压力由12.9 MPa 上升到13.4 MPa，注气井组升压幅度（20.9%）远高于注液井组升压幅度（3.9%），说明对深部地层也有一定的封堵作用。
图4 功能性水驱不同注入体系注入压力对比
以W09 井组为例对水驱方向变化特征进行分析（见表1），2020 年9 月注气前水驱优势方向为A30、A31 和A07，注气后根据2021 年7 月示踪剂测试结果可以看出，主要的水线推进方向为A03、A08 和A31，3口井注入水占比高达97.8%，说明微泡注入可改变原有驱替优势方向，注气后对井组水驱方向在前期优势方向的基础上有一定的改变，说明微泡注入对深部地层孔喉有一定的封堵作用，可以起到部分调驱的效果。
表1 W09 井组注入水分配表
2.3 典型井组见效特征分析
本次以W09 井组为例，将气液混注整体分为三个阶段，有两次明显见效过程和一次失效过程。
第一阶段为注气快速见效，表现为含水下降，伴随明显的注气压力下降；说明第一次见效主要是气驱后，由于气的加入减小了驱动过程中的渗流阻力，能进入更小的孔喉，快速提高波及范围，驱动了中心井A07原始通道附近的剩余油。
第二次见效表现为A30、A31 和A07 的液量缓慢上升，说明长时间气液同注后，深部调驱效果开始显现，达成新的优势驱替方向，后续伴随有缓慢的压力下降过程，推测可能为新的优势驱替方向已经开始出现高渗通道。
第三次失效表现为功能水注气装置发泡板破裂后，微泡产生量明显减少，导致地层调驱失效，注入水沿着前期的高渗通道快速突进至采出端，导致前期的主要见效井A30、A31 和A07 含水快速上升，周围其他油井液量出现缓慢下降，无效注采循环明显增加。
3 总结与认识
（1）功能性水驱第一阶段注入离子剂，主要效果为驱动原来优势水驱方向上的剩余油，见效特征表现为液量微升，含水明显下降；但对于水驱没有改善作用，无法驱动纵向上和平面上的弱势水驱方向的剩余油，地层盐离子反应失效后，采出端含水会快速上升。
（2）第二阶段的微泡注入同时具有扩大波及体积和调剖调驱两大特征，对近井地带和深部水驱均有明显的改善作用，能够促进周围油井见效。
（3）由于注气后渗流阻力大大减小，容易导致注入水单向突进，采出端含水上升风险大，是否能保证微泡在地层中的量是功能性水驱注入效果的关键。
