次生大孔道地層精細(xì)調(diào)堵可視化模擬研究

趙修太 付敏杰 王增寶 任 熵 陳東明

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010）

次生大孔道地層精細(xì)調(diào)堵可視化模擬研究

趙修太1付敏杰1王增寶1任 熵1陳東明2

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010）

長時(shí)間高強(qiáng)度注水開發(fā)導(dǎo)致疏松砂巖油藏形成次生大孔道，注入水無效循環(huán)，嚴(yán)重影響原油采收率。為此，研究了不同條件下堵劑的封堵規(guī)律，開展了精細(xì)調(diào)堵可視化模擬實(shí)驗(yàn)研究。研究結(jié)果表明：理論上，等劑量堵劑封堵深度越大波及系數(shù)越高，應(yīng)致力于研發(fā)低成本深部調(diào)驅(qū)體系；剩余油分布對調(diào)堵作業(yè)效果具有重要影響，若剩余油集中在油井附近，則應(yīng)進(jìn)行深部堵水；而剩余油富集在水井附近，則應(yīng)適當(dāng)進(jìn)行近井調(diào)剖；堵劑投放量存在一個(gè)經(jīng)濟(jì)限度，實(shí)驗(yàn)條件下封堵段塞長度為井距的10%左右時(shí)，封堵時(shí)效果最佳，且二次調(diào)堵效果優(yōu)于一次調(diào)堵；對于彎曲大孔道地層，應(yīng)盡可能在彎曲后段的遠(yuǎn)井地帶進(jìn)行封堵，以充分發(fā)揮大孔道高導(dǎo)流能力和井口附近高壓力降的協(xié)同作用機(jī)理。

次生大孔道；精細(xì)調(diào)堵；可視化模擬；平板模型；封堵規(guī)律

疏松砂巖油藏經(jīng)過長時(shí)間高速注水開發(fā)后，部分高滲透層局部逐漸形成次生大孔道［1］。文獻(xiàn)［1-3］表明，次生大孔道的滲透率比相鄰層或部位滲透率高5～20倍，孔喉半徑比開發(fā)初期擴(kuò)大2倍以上；雖然厚度僅為注水層厚度的1%～8%，吸水量卻高達(dá)90%，致使注入水無效循環(huán)，嚴(yán)重影響了開發(fā)效果。因此，針對次生大孔道油藏開展精細(xì)調(diào)堵研究對提高原油采收率具有重要意義。

經(jīng)過幾十年的發(fā)展，目前堵劑體系已相對完善，但精細(xì)調(diào)堵工藝方面仍有較大的發(fā)展空間［4-5］。李克華［6］等提出堵劑失效的主要原因是注入水的繞流，研究不同條件下的調(diào)堵規(guī)律對礦場生產(chǎn)具有很強(qiáng)的指導(dǎo)意義。筆者利用可視化平板填砂模型對次生大孔道地層的調(diào)剖堵水過程進(jìn)行模擬，分別考察了堵劑投放位置、剩余油分布、投放量及大孔道彎曲等影響因素，并對不同條件下的封堵規(guī)律進(jìn)行了探索。

1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

平板模型：尺寸為120 mm×120 mm×10 mm，由粒徑為60～80目的石英砂用環(huán)氧樹脂在特定玻璃板上膠結(jié)制得；模型對角設(shè)置直徑為1 mm的槽以模擬油藏次生大孔道，并在兩端設(shè)立注入井和采出井［7-8］。同時(shí)，為控制剩余油的分布，用鉆頭在模型特定位置鉆6個(gè)可即時(shí)封堵的孔，具體如圖1中所示。實(shí)驗(yàn)用模擬油為體積比為1:1的機(jī)油與柴油，并用蘇丹紅染色；注入水為自來水；堵劑為礦場常用無機(jī)鉻堵劑體系。

圖1 可視化驅(qū)替裝置示意圖

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

實(shí)驗(yàn)在室溫（20 ℃）條件下進(jìn)行，注入速率為0.1 mL/min，具體流程［9］如下：模型抽真空——飽和水（計(jì)算孔隙度）——飽和油（計(jì)算含油飽和度）——水驅(qū)至含水率大于98%——計(jì)算水驅(qū)采收率——注堵劑，候凝成膠——后續(xù)水驅(qū)——計(jì)算提高采收率程度。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 堵劑投放位置對波及系數(shù)的影響

不同堵劑封堵位置對波及系數(shù)的改善及剩余油的有效動(dòng)用程度影響較大。為研究堵劑封堵位置對波及系數(shù)的影響，實(shí)驗(yàn)將等劑量的堵劑分別投放至大孔道距注水井0.25L、0.50L和0.75L處（注：L為注采井距），進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，觀察波及系數(shù)的提高情況，如圖2所示。

圖2 不同堵劑投放位置對波及系數(shù)的影響

綜合水驅(qū)前模型的初始含水、含油飽和度，通過圖像分析軟件對封堵后的驅(qū)替結(jié)果進(jìn)行分析，計(jì)算得到不同堵劑投放位置下對應(yīng)的采收率，見表1。

表1 不同堵劑投放位置對采收率的影響

綜合圖2和表1數(shù)據(jù)可以直觀地看出，隨著等劑量堵劑注入深度的增加，堵劑提高后續(xù)水驅(qū)波及系數(shù)的程度增大；當(dāng)堵劑處于油水井中間位置時(shí)，水驅(qū)采收率達(dá)到理論最佳值。這是因?yàn)樵谟退浇嬖谳^大的油水壓力降，對地層油沖刷作用較大；堵劑置于油水井中間位置的低壓力降區(qū)域，可較好地改變注入水的流向，使其繞流形成更大的波及區(qū)域。

但是，在礦場作業(yè)過程中，隨著堵劑封堵深度的增加，堵劑用量及成本也近線性增加。綜合考慮各方面因素，調(diào)剖和堵水作業(yè)都應(yīng)存在一個(gè)最佳處理半徑［10］，有研究表明當(dāng)處理半徑為井距的0.18～0.24倍時(shí)增產(chǎn)效果最好［11］。

2.2 剩余油分布對波及系數(shù)的影響

剩余油分布對調(diào)剖堵水作業(yè)的成功與否有著重要的影響［12］，只有剩余油被有效動(dòng)用，調(diào)剖堵水作業(yè)才能起到提高波及系數(shù)的作用。為研究不同剩余油分布條件下，堵劑投放位置對采收率的影響；實(shí)驗(yàn)分“剩余油靠近油井”和“剩余油靠近水井”兩種情況進(jìn)行了研究。

2.2.1 剩余油靠近油井 由于水井附近地層經(jīng)過長時(shí)間高壓注水沖刷，剩余油含量一般較少，實(shí)驗(yàn)假定剩余油多分布在油藏中部至油井段地層，并分別在剩余油前緣、中部和后緣分別進(jìn)行封堵，研究其對波及系數(shù)的影響。結(jié)果如圖3所示。

圖3 剩余油靠近油井時(shí)的封堵效果

由圖3可以看出，當(dāng)剩余油分布集中在油井附近時(shí)，封堵近井地帶，起始段注入水仍然主要沿大孔道突進(jìn)；在油井附近遇到堵劑時(shí)，由于壓力降落快而迅速繞流，注入水近井匯聚突破，提高波及系數(shù)有限，大片原油未被動(dòng)用。增大堵劑的注入深度，后續(xù)水驅(qū)更早遇到堵劑，繞流產(chǎn)生的波及面積增大。當(dāng)封堵位置位于堵劑后緣時(shí)，波及區(qū)域呈“傘狀”鋪展，除邊際油以外，剩余油得到最大限度的動(dòng)用，提高采收率的效果明顯。

對其提高采收率程度進(jìn)行分析統(tǒng)計(jì)，得到表2結(jié)果。

表2 剩余油靠近油井時(shí)對采收率的影響

表2數(shù)據(jù)說明：對于剩余油富集在油井附近的情況，開展堵水作業(yè)時(shí)，僅封堵近井地帶作用效果非常有限，由于油井附近高的壓力降，注入水會(huì)在短時(shí)間內(nèi)迅速突破或繞流，致使作業(yè)提高采收率程度較低；而增大作業(yè)半徑可以使采收率大幅增加。因此，對于剩余油集中在生產(chǎn)井附近的油藏，應(yīng)適當(dāng)提高堵水作業(yè)半徑，以更大程度動(dòng)用剩余油。

2.2.2 剩余油靠近水井 對于部分油井轉(zhuǎn)注井或其他因素導(dǎo)致剩余油富集在注水井附近的情況，同樣模擬不同堵劑放置位置，進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，剩余油動(dòng)用及二次運(yùn)移情況如圖4所示。

圖4 剩余油靠近水井時(shí)的封堵效果

由圖4可以看出，對于剩余油分布集中在水井附近的情況，封堵后進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，原油整體動(dòng)用程度均較高；但是，適當(dāng)封堵近井地帶（封堵后緣）有利于充分發(fā)揮深部大孔道對原油的高導(dǎo)流能力，動(dòng)用原油主要沿大孔道采出，油藏整體流動(dòng)阻力較小。相反，如果進(jìn)行深部調(diào)剖（封堵前緣），反而會(huì)將動(dòng)用原油推向原本沒有油的中后部邊際區(qū)域（圖片上部和右部），不利于原油的最終采出，綜合采收率較低。因此，剩余油靠近水井，應(yīng)綜合考慮深部大孔道對原油的導(dǎo)流能力，調(diào)剖深度不宜過大。

2.3 投放量及封堵次數(shù)對波及系數(shù)的影響

雖然堵劑的投放量越大越有利于波及系數(shù)的提高，但為了獲取最大經(jīng)濟(jì)效益，堵劑投放量存在一個(gè)限度［13］。實(shí)驗(yàn)設(shè)置堵劑封堵長度分別為注采井距的5%、10%、15%和20%，進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，觀察其提高采收率程度，結(jié)果如表3所示。對于實(shí)驗(yàn)用次生大孔道模型，當(dāng)封堵段塞長度小于注采井距的10%時(shí)，提高堵劑注入量，采收率增幅較大；當(dāng)超過10%后，繼續(xù)增大段塞長度，作用效果趨于減緩。同時(shí)，實(shí)驗(yàn)還通過可視化平板模型模擬了等劑量堵劑一次多點(diǎn)投放與二次多點(diǎn)投放對波及系數(shù)的影響［14］。結(jié)果表明，有針對性地進(jìn)行逐次調(diào)剖更利于波及系數(shù)的提高。

表3 不同堵劑段塞長度對應(yīng)的原油采收率

2.4 彎曲大孔道多波及系數(shù)的影響

鑒于實(shí)際地層大孔道多為彎曲大孔道，實(shí)驗(yàn)建立彎曲大孔道模型（見圖5），并在幾個(gè)典型位置進(jìn)行封堵，模擬不同堵劑投放位置對原油采收率的影響，結(jié)果如圖6所示。

圖5 彎曲大孔道可視化模型示意圖

圖6 不同封堵位置對彎曲大孔道地層波及系數(shù)的影響

綜合對比圖6各圖可以發(fā)現(xiàn)：如圖6a，對于彎曲大孔道地層，在彎曲前段靠近水井部位進(jìn)行封堵，注入水會(huì)產(chǎn)生早期繞流，致使彎曲后部大孔道附近的大片油區(qū)未能動(dòng)用，遠(yuǎn)離注水井的邊際油動(dòng)用效果也有限，整體效果較差；而對于圖6b，適當(dāng)封堵彎曲大孔道后部，注水井附近高的壓力降與堵劑深部封堵產(chǎn)生的繞流作用產(chǎn)生了較好的協(xié)同效應(yīng)，大孔道附近和邊際油（右下角）動(dòng)用效果良好，波及系數(shù)大大提高；圖6c封堵大孔道末端近油井段，早期注入水仍然主要沿大孔道及低滲流阻力區(qū)突進(jìn)，整體封堵效果一般。

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）可視化平板填砂模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)作為一種精細(xì)調(diào)堵的研究方法，與傳統(tǒng)方法相比，具有更直觀、形象等特點(diǎn)，對了解堵劑提高波及系數(shù)的規(guī)律研究具有重要意義。

（2）理論研究表明，對于次生大孔道地層，堵劑投放深度距離井眼越遠(yuǎn)，波及效果越好。因此，低成本深部調(diào)驅(qū)體系將是未來調(diào)剖堵水體系研究的重點(diǎn)。

（3）調(diào)剖堵水作業(yè)的關(guān)鍵在于找準(zhǔn)剩余油的分布。如果剩余油集中在油井附近，應(yīng)適當(dāng)進(jìn)行深部堵水；若剩余油富集在水井周圍，則需適當(dāng)控制調(diào)剖半徑，以充分發(fā)揮大孔道對原油的高導(dǎo)流能力。

（4）對存在大孔道的地層，堵劑投放量存在一個(gè)經(jīng)濟(jì)限度。對實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ投裕?dāng)堵劑段塞長度為井距的10%左右時(shí)，綜合效果較好，且多處調(diào)剖效果更好。

（5）彎曲大孔道地層調(diào)堵，堵劑位置應(yīng)盡量設(shè)置在遠(yuǎn)離井口的彎曲后段，有利于充分發(fā)揮高壓力降產(chǎn)生的強(qiáng)沖刷與堵劑深部封堵產(chǎn)生的繞流作用，協(xié)同作用效果較好。

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（修改稿收到日期 2013-08-20）

Visualized simulation of fine profile control and water plugging in reservoirs with secondary porous channels

ZHAO Xiutai1, FU Minjie1, WANG Zengbao1, REN Shang1, CHEN Dongming2（1. College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum（East China）,Qingdao266580,China;2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Liaohe Oilfield Corporation,CNPC,Panjin124010,China）

Secondary porous channels are formed due to the long time forced water-flooding in unconsolidated sandstone reservoirs, which lead to the invalid circle of injected water and low oil recovery. Research on regular patterns of profile control and water plugging has great significance for field production. With the visualized simulation experiments, process of the improvement of sweep efficiency could be much more intuitive and concrete. The results showed that: sweep efficiency would be higher with the deeper location in theory, which needed the support of plugging agents with high flow capacity and low price; Results of the plugging operations depend on the distribution of remaining oil, plugging agents should be put deeper, if remaining oil was near production well; while this distance should not be so long with remaining oil near injection well; An economic limit was existed for the injection volume of plugging agents, which is about 10 percent under the condition of experiments, and injection twice showed a much better results. For reservoirs with bending channels, areas after the corner and far away from the wells were proved to be a good place to locate the plugging agents,which could make a full use of the high conductivity of porous channels and high pressure drop near wells.

secondary porous channels; fine profile control and water plugging; visualized simulation; platelike models; regulations.

趙修太，付敏杰，王增寶，等.次生大孔道地層精細(xì)調(diào)堵可視化模擬研究 ［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：84-87.

TE358

：A

1000–7393（2013） 01–0084–04

國家科技重大專項(xiàng)“中西部地區(qū)碎屑巖儲(chǔ)層預(yù)測、保護(hù)與改造技術(shù)”（編號：2011ZX05002-005）。

趙修太，1958年生。1982年畢業(yè)于華東石油學(xué)院有機(jī)化工專業(yè)，1999年獲華中理工大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)碩士學(xué)位，主要從事油田化學(xué)及精細(xì)化工方面的教學(xué)及研究，教授。通訊作者：付敏杰，1988年生。油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀碩士研究生。電話：15315019838。E-mail：fmj_upc@163.com。

〔編輯 付麗霞〕