海上双重介质油藏三次采油提高采收率实验研究

王欣然 ，杨丽娜 ，王艳霞 ，郭秩瑛 ，祝晓林

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

0 引言

潜山裂缝油藏作为双重介质及储集空间的特殊类型油藏，具有宏观裂缝空间分布非均质性强、裂缝发育不规则、空间结构复杂以及基质渗透率低等特征，从而使得该油藏开发面临巨大挑战。采用人工注水的开发方法，能够有效保持储层压力，避免因压力降低使裂缝闭合而导致储层物性严重下降［1-9］。开发实践表明，采用常规注水方法后，注入水易沿裂缝通道窜进，使得水驱整体驱油效率较低，高含水期时基质中仍存在大量剩余油［10-13］。研究指出，相比常规注水，通过实施脉冲注水、周期注水及异步注水等优化注水方法能够有效提高采收率［14-18］，但对这种特殊类型油藏优化注水后三次采油提高采收率方法鲜有研究，尤其对于井网稀、井距大、井控储量高的海上双重介质油藏研究较少。海上A油田是典型的潜山裂缝双重介质油藏，历经常规注水及优化注水阶段，目前已实施多轮次优化注水，控水效果逐渐变差，即将进入高含水开发末期。不同于常规油藏提高采收率方法［19-21］，作为国内海上第1个投入开发的双重介质油藏，优化注水后提高采收率方法尚无现成的经验可以借鉴。为使油田在整个开发周期内均取得较好的开发效果，开展了水驱后三次采油提高采收率实验研究，从而为油田后续开发策略提供技术借鉴。

1 油田简介

A油田位于辽西低凸起中北段，目前已投产13 a，是目前国内海上已投产的原油储量规模最大的双重介质油藏，主力产层为太古宇变质岩潜山，油藏类型为块状弱底水裂缝型油藏，岩性以浅灰色片麻岩及其形成的碎裂岩为主。A油田油藏裂缝发育且非均质性强，具有典型的双孔单渗储集特征。测井解释储层平均总孔隙度为6.8%，其中：裂缝系统平均孔隙度为1.1%，渗透率为 260×10-3～900×10-3μm2； 基质系统平均孔隙度为5.7%，渗透率多小于1×10-3μm2。基质系统石油地质储量约占总石油地质储量的75%。

2 实验

2.1 实验材料

为使模拟实验与矿场实际情况接近，实验设置压力为18 MPa，温度为70℃。实验用油选择矿场井口原油，在设置条件下黏度为2 mPa·s；实验用水则根据现场注入水离子构成复配而成，总矿化度为3 620 mg/L；实验驱替用气为氮气，在设置条件下黏度为0.02 mPa·s；驱替用凝胶为Cr3+聚合物凝胶颗粒，粒径为9.2～13.5 μm，水化后凝胶颗粒体积膨胀倍数为4～5（相比初始状态），凝胶颗粒悬浮液在设置条件下黏度为13.0 mPa·s；表面活性剂为α-烯烃磺酸盐，油水界面张力可达0.1 mN/m，在设置条件下黏度为 0.5 mPa·s；根据A油田储层岩石物性，驱替用人造岩心选择微裂缝大量发育的浅啡网纹花岗岩。岩心孔隙度为4%～7%，渗透率为 0.3×10-3～1.0×10-3μm2，与矿场实际情况接近。设计三维岩心模型，尺寸为25 cm×25 cm×25 cm。为了便于研究，将双重介质系统简化为由互相垂直的裂缝系统和被裂缝系统所切割开的岩块组成。为了描述模型裂缝分布差异，三维岩心模型分别按方案要求由尺寸为 5 cm×5 cm×5 cm 及 10 cm×10 cm×10 cm 的岩块组成。在岩心模型中按照设计井网布置注水井、注气井、采油井。

2.2 实验方案设计

结合油田实际注采井网，并考虑油藏裂缝发育、储量分布及岩心制作难度等实际情况，共制作了4组不同裂缝分布及布井方式的三维岩心模型。其中：岩心裂缝分布情况主要分为裂缝均匀分布和裂缝不均匀分布2类，岩心模型中裂缝宽度为0.8～1.1 mm；岩心模型布井方式主要分为顶部注气、顶部采油、底部注水和顶部注气、中部采油、底部注水2类（见图1）。实验中采用的注气井、注水井和采油井井型均为水平井。具体实验方案设计见表1，实验加压18 MPa，实验温度为70℃。

表1 裂缝岩心模型驱替方案设计

2.3 实验装置及步骤

实验装置主要分为3部分。其中：驱替泵、气瓶、气体流量控制器、中间容器及回压泵等组成驱替系统，岩心夹持器、人造岩心、围压泵和恒温箱组成模型系统，量筒为计量系统。

具体实验步骤为：1）采用1.0 mL/min流速对裂缝系统饱和原油，驱替体积达到3倍裂缝体积（裂缝体积取出口见油时的注入体积）之后流速提高至3.0 mL/min，再驱替3倍裂缝体积之后流速提高至5.0 mL/min，再驱替3倍裂缝体积，最后计量注入原油体积和排出原油体积，两者差值为裂缝饱和油量；2）裂缝系统饱和油完成之后，将三维模型放置在恒温箱内，温度维持在75℃，老化48 h；3）老化完成之后，以1.1 mL/min进行常规水驱，驱替过程计量出口端产水量及产油量；4）含水率上升至96%时，转为周期注水或异步注水；计量出口端产水量及产油量；5）含水率上升至98%时，转为后续化学驱（氮气驱、水气交替驱、凝胶颗粒驱、表面活性剂驱），计量出口端产水量及产油量。

3 实验结果分析

3.1 方案1

方案1中模型裂储比较高（1∶2），水驱及化学驱开发特征曲线见图2。该方案宏观裂缝中储量占比较高，故无水采收期较长（达84 min），常规水驱采收率高达29.0%；优化注水采取了周期注水方式，即采油井不关井，而注水井周期性关井，使得驱替过程中形成一定的压力波动，从而宏观裂缝中部分剩余油被动用，但采收率提高幅度较低，优化注水提高采收率0.5百分点。水驱阶段采收率为29.5%。

驱替方式转变为注氮气后，部分氮气溶解后，导致原油体积膨胀，把岩块基质中微小孔洞及连通好的微裂缝里的部分原油驱替出来。但因采油井与注气井均位于储层顶部，注入氮气无法有效发挥因气油密度差异产生的重力驱油，故氮气驱提高采收率仅0.4百分点。底部注水井驱替方式转变为凝胶颗粒驱后，预交联凝胶可吸附在孔隙表面，封堵渗透率较大的裂缝系统，提高渗透率较小系统的波及效率，进而降低含水率。预交联凝胶颗粒可显著降低含水率，最大下降至69%，阶段采收率提高2.2百分点。表面活性剂溶液一方面会降低毛细管力，增加基质中可动用原油储量，另一方面可大幅降低残余油饱和度，配合焖井一段时间，能够充分发挥表面活性剂增加接触角的作用，使得基质渗吸作用进一步增强。2个阶段表面活性剂驱提高采收率可达3.1百分点，表面活性剂对于提高基质系统的采收率具有重要作用。

3.2 方案2

方案2—4模型裂储比降低至1∶3，其中方案2水驱及化学驱开发特征曲线见图3。该方案宏观裂缝中储量占比较低，无水采收期短于方案1，为65 min。常规注水采收率仅为15.8%；优化注水采用异步注水策略，即采油井生产时注水井停注，注水井注水时采油井停产。在注水阶段，模型压力持续升高，注入水的波及范围也大幅增加，在采油阶段，因暂时中断了能量补充，裂缝系统压力快速下降，从而导致裂缝和基质系统的压差增加，使得基质中的原油被采出。优化注水效果较好，采收率提高4.8百分点。水驱阶段采收率为20.6%。

驱替方式转变为注氮气后，含水率下降明显，由98%下降至72%，采收率提高2.1百分点。这是因为采油井分布在模型中部，与注气井在纵向上形成了一定垂向高差，可以充分发挥驱动压差和重力作用，使得驱动方向改变，采出宏观裂缝里的剩余油，同时将基质中微裂缝及孔隙中的剩余油动用起来。底部注水井驱替方式转变为凝胶颗粒驱后，再次使含水率大幅下降至56%，说明注采井距越小，凝胶颗粒封堵水窜通道的优势越明显，阶段采收率提高3.7百分点。驱替方式转为表面活性剂驱后，界面张力降低，原油可以分散在活性水中，从而形成稳定的水包油乳状液，提高了洗油效率，焖井后采收率进一步提高，2个阶段表面活性剂驱提高采收率4.3百分点。

3.3 方案3

方案3中底部注水井处裂缝不发育，水驱及化学驱开发特征曲线见图4。与裂缝均匀分布模型相比，裂缝非均匀分布情况下的含水率上升较快。由于模型底部裂缝不发育，注水井端裂缝渗透率较低，因此周边储层的非均质性较弱，注入水能够通过水平段整体向储层中推进，有效地抑制了注水窜流现象，使得模型注水端驱替程度明显增加，含油饱和度大幅度降低，从而获得较长的中含水期，常规水驱采收率为16.2%。开发方式转变为异步注水后，采油井附近基质采出程度增加，采收率提高5.1百分点。水驱阶段采收率为21.3%。

方案3水驱后，提高采收率策略首先为水气交替驱，相比于单一注氮气易在较高注入压力下进入低渗层而影响驱油效率，水气交替驱可形成多段的氮气段塞、泡沫段塞及水段塞。在氮气段塞后注入水段塞，由于水段塞的屏蔽作用，可控制氮气段塞的稳定性，从而削弱氮气窜流现象，提高驱油效果。水气交替驱阶段，含水率最高下降至76%，阶段采收率提高5.2百分点。在凝胶颗粒驱阶段，因宏观裂缝中的原油在水气交替驱后剩余较少，而凝胶颗粒主要驱替宏观裂缝中的剩余油，因此增油效果一般，阶段采收率提高2.1百分点。开发方式转为表面活性剂驱后，因在驱替及焖井过程中能够提高基质系统的采出程度，阶段采收率提高3.5百分点。

3.4 方案4

方案4中模型中部采油井处裂缝不发育，水驱及化学驱开发特征曲线见图5。由于注水井所处的底部裂缝发育，注入水沿着高渗透率裂缝向上窜进。由于采油井处裂缝渗透率较低，在注采压差的作用下，当注入水沿着压力降落方向渗流至采油井端时，渗流阻力逐渐增加，从而迫使后续注入水开始波及非主流线区域。但由于采油井部署在裂缝渗透率较低处，因此生产能力受到限制，无法发挥整个模型的采油潜力，常规水驱采收率为15.5%。开发方式转变为异步注水后，因采油井附近宏观裂缝较少，基质的泄油面积也相应较少，因此优化注水增油效果一般，采收率提高2.9百分点。水驱阶段采收率为18.4%。

驱替方式转变为水气交替驱后，由于宏观裂缝中剩余可采储量较少，而水气交替驱对基质系统提高采收率作用有限，阶段采收率提高2.0百分点。转为凝胶颗粒驱后，剩余可采储量进一步减少，阶段提高采收率仅为1.2百分点。后续表面活性剂驱过程中，因注水井处裂缝较为发育，表面活性剂能够提高注水井处基质出油，并驱替至采油井处，配合焖井，阶段采收率提高2.5百分点。

3.5 结果对比分析

从以上4组实验结果可以看出，对于裂缝分布情况接近的模型，裂储比是影响无水采收期的主要因素，裂储比越大，无水采收期越长，常规水驱采收率越高。相比于周期注水的优化注水方式，采取异步注水策略能够在模型中引起更高的压力波动，使得裂缝系统和基质系统压差增加，基质中部分原油被采出，因此异步注水效果更好。

注气井和采油井的位置关系决定了氮气驱提高采收率的效果，顶部注气、中部采油能够更好地发挥重力驱油效果；气水交替驱形成水气交替段塞，能够更好地控制氮气段塞前缘的稳定性，驱油效果优于单一氮气驱；凝胶颗粒驱能够吸附在宏观裂缝表面，动用小裂缝及基质系统，从而扩大注入水波及体积；表面活性剂驱能够降低油水界面张力，并促进基质系统的渗吸作用，驱替后配合焖井一段时间，可进一步提高采收率。当模型注水井处裂缝不发育、采油井处裂缝发育时，化学驱效果较好。

4 结论

1）双重介质油藏水驱后，仍具有较大的提高采收率空间，但对于不同裂储比、不同注采井网以及裂缝非均质性油藏，化学驱提高采收率差异较大。其中在顶部注气、中部采油的情况下，氮气驱效果明显，采收率提高2.1百分点。A油田实际开发使用水平井底注顶采立体井网，建议针对裂储比较低的井区，将高部位采油井转为注气井，以加强氮气驱效果。

2）水气交替驱过程能够控制氮气段塞前缘的稳定性，防止气窜加剧，采收率提高2.0～5.2百分点。对于注水井处裂缝发育的情况，水气交替驱提高采收率效果有限，建议对宏观裂缝发育较差的注水井，化学驱初期实施水气交替驱。

3）凝胶颗粒驱能够有效封堵窜流严重的宏观裂缝，起到边调边驱的作用，进一步扩大驱替相的波及范围，采收率提高1.2～3.7百分点。

4）表面活性剂驱可以降低油水界面张力，进而降低残余油饱和度，配合焖井一段时间，使得基质系统的渗吸效果得到增强。对于非均质性不同的双重介质油藏，表面活性剂驱均能明显改善开发效果，采收率提高2.5～4.3百分点，是适应性最好的提高采收率方法。