聚驅(qū)后油藏微觀剩余油水驅(qū)啟動方式及優(yōu)化挖潛
——以雙河油田為例

張小靜，段秋紅，申乃敏，盧 俊，張連峰

（中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450048）

河南油田目前有聚合物驅(qū)（聚驅(qū)）后轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)區(qū)塊22 個，地質(zhì)儲量7 554.65×104t。聚驅(qū)后油藏綜合含水高、采出程度高，剩余油分布更加零散復雜[1]，如何進一步提高采收率是個普遍難題。近年來，勝利油田針對聚驅(qū)后油藏開展非均相復合驅(qū)取得了一定效果，但河南油田非均相復合驅(qū)技術(shù)剛剛起步，所以，今后很長一段時間內(nèi)，聚驅(qū)后的儲量開采仍將以水驅(qū)開發(fā)為主。因此，探索聚驅(qū)后剩余油進一步水驅(qū)啟動方式和機理，是水驅(qū)改善聚驅(qū)后油藏開發(fā)效果的關(guān)鍵。本文利用微觀光刻仿真模型，以雙河油田聚驅(qū)后的重點層系核三段V 油組上層系和Ⅲ油組油藏為例，開展室內(nèi)驅(qū)油實驗，研究聚驅(qū)后不同形態(tài)微觀剩余油水驅(qū)啟動方式和機理，為聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)進一步提高采收率提供重要技術(shù)支撐。

1 聚驅(qū)后微觀剩余油分布特征

利用紫外熒光圖像分析技術(shù)對雙河油田聚驅(qū)后的3 口取心井H5-116 井、檢8 井、檢9 井55 塊含油薄片（含油薄片厚度0.03 mm，大小2 cm×2 cm，每個樣品采集6～10 個視域點）進行掃描分析，按照不同熒光發(fā)光部分的原油發(fā)光面積占整個薄片視域的相對百分比，得到不同類型微觀剩余油的含油率，將微觀剩余油按形態(tài)分為三大類八小類[2-3]。結(jié)果表明:聚驅(qū)后的半束縛態(tài)剩余油含量最多，占總剩余油含量的57.4%，其中，膜狀最多，其次是角隅/盲端狀；束縛態(tài)剩余油含量較高，占總剩余油含量的28.2%；自由態(tài)剩余油含量相對較少[4-6]，占總剩余油含量的14.4%（表1）。自由態(tài)剩余油主要依靠水驅(qū)和聚驅(qū)進一步動用，半束縛態(tài)剩余油主要依靠化學驅(qū)降低界面張力、克服毛管力和黏彈性以提高驅(qū)油效率，束縛態(tài)剩余油在目前經(jīng)濟技術(shù)手段下難以動用。

表1 聚驅(qū)后微觀剩余油定量分析統(tǒng)計

2 聚驅(qū)后微觀剩余油水驅(qū)啟動方式和機理

含油薄片紫外熒光掃描觀察的是靜態(tài)微觀剩余油形態(tài)及含量，而微觀剩余油的動態(tài)形成過程及水驅(qū)對不同形態(tài)微觀剩余油的驅(qū)替效果，一般采用微觀光刻仿真模型進行研究。

2.1 實驗材料與方法

2.1.1 微觀光刻仿真模型

根據(jù)聚驅(qū)后儲層微觀孔喉特性，選取檢9 井三種典型滲透率（300×10-3，600×10-3，900×10-3μm2）巖心鑄體薄片制作實際孔隙-骨架微觀可視光刻模型，經(jīng)過潤濕性處理，在油藏條件下（溫度80.3 ℃、壓力16.9 MPa）開展驅(qū)油實驗，模型尺寸為40 mm×40 mm，共制作高滲模型（900×10-3μm2）和中滲模型（300×10-3，600×10-3μm2）的“2 口”仿真微觀模型各兩塊和“3 口”仿真微觀模型各一塊（圖1），即總計9 塊微觀仿真模型。模型的中軸線兩端分別打一小孔，作為注入井A 和采出井B、C。

圖1 仿真微觀模型示意圖

2.1.2 材料與設備

實驗室微觀驅(qū)替系統(tǒng)主要由驅(qū)替微量泵、體式顯微鏡、電腦和數(shù)據(jù)采集軟件、微觀光刻模型等組成（圖2）。其中，德國蔡司變焦體視顯微鏡選用物鏡0.3X、1.0X、1.5X；美國ISCO 泵流速為0.000 01～22.000 00 mL/min；川大西圖微觀模擬驅(qū)替動態(tài)圖像分析系統(tǒng)軟件CIAS-SCU-Q。

圖2 微觀驅(qū)油實驗設備

2.1.3 實驗步驟

（1）模擬油藏溫度和壓力（80.3 ℃、16.9 MPa），建立束縛水飽和度，然后以0.005 mL/min 流速水驅(qū)油至含水達95%，待壓差基本穩(wěn)定時，結(jié)束水驅(qū)。

（2）轉(zhuǎn)聚驅(qū)0.8 PV，再轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)0.6 PV。

（3）利用不同注水方式進行后續(xù)水驅(qū)2.0 PV。

（4）拍攝整體和局部放大圖像，并進行分析，采用面積法對不同形態(tài)剩余油進行量化。

2.1.4 實驗方案

開展水驅(qū)→聚驅(qū)→后續(xù)水驅(qū)驅(qū)油實驗，研究聚驅(qū)后不同水驅(qū)開發(fā)方式，即周期注水、改變壓力梯度、液流轉(zhuǎn)向?qū)Σ墒章实挠绊懀鞔_不同類型微觀剩余油的啟動順序、方式。具體實驗方法如下:

（1）周期注水。采用“2 口”微觀模型進行周期注水驅(qū)油實驗。后續(xù)水驅(qū)采用交替注采的周期注水方式注入2.0 PV:采油井B 采油，注水井A 停注→注水井A 壓力降至原注入壓力50%時，注水井A 注水，采油井B 停采→注入壓力上升至原注入壓力的150%時，采油井B 采油，注水井A 停注；周期重復至后續(xù)水驅(qū)2.0 PV 結(jié)束。記錄并計算采收率數(shù)據(jù)及剩余油分布數(shù)據(jù)。

（2）改變壓力梯度。同樣采用“2 口”微觀模型進行改變壓力梯度水驅(qū)油實驗。對聚驅(qū)后的微觀模型，以回壓值為地層壓力值，通過改變水驅(qū)速度（0.005，0.010，0.015 mL/min）獲取不同壓力梯度值，完成水驅(qū)壓力梯度變化開發(fā)方式實驗。記錄并計算其采收率數(shù)據(jù)及剩余油分布數(shù)據(jù)。

（3）液流轉(zhuǎn)向。采用“3 口”微觀模型進行液流轉(zhuǎn)向水驅(qū)油實驗。對聚驅(qū)后的微觀模型，將B 口關(guān)閉，繼續(xù)從A 口注水，但從C 口采油，水驅(qū)2.0 PV 結(jié)束。記錄并計算其采收率數(shù)據(jù)及剩余油分布數(shù)據(jù)。

2.2 實驗結(jié)果分析

2.2.1 微觀光刻仿真模型與熒光薄片分析對比

微觀光刻仿真模型水驅(qū)后剩余油呈膜狀、孤島狀、簇狀等展布類型，與熒光薄片分析微觀剩余油展布類型基本吻合。微觀光刻仿真模型水驅(qū)后聚驅(qū)剩余油與靜態(tài)熒光薄片分析微觀剩余油展布類型的對應關(guān)系是:膜狀-膜狀、孤島狀-斑狀、簇狀-簇狀、盲端狀-角隅狀/盲端狀[6]。

2.2.2 結(jié)果分析

（1）液流轉(zhuǎn)向。液流轉(zhuǎn)向?qū)B透率為900×10-3μm2的高滲模型的水驅(qū)開發(fā)效果最好，可提高采收率2.79%；其次為滲透率為600×10-3μm2的中滲模型，提高采收率為2.23%；滲透率為300×10-3μm2的中滲模型提高采收率幅度最小，為1.75%。可見滲透率越高，微觀非均質(zhì)差異越大，聚驅(qū)后其液流轉(zhuǎn)向效果越好（圖3）。對于滲透率為600×10-3μm2的中滲模型，液流轉(zhuǎn)向后主要啟動盲端狀剩余油；對于滲透率為900×10-3μm2的高滲模型，液流轉(zhuǎn)向后注入水進入水驅(qū)和聚驅(qū)未波及的孔隙將簇狀剩余油驅(qū)替出來，但由于孔隙半徑較大，孔隙中容易形成孤島狀剩余油，造成孤島狀剩余油含量增加，由6.42%上升到9.08%，所以液流轉(zhuǎn)向主要啟動“簇狀”剩余油（表2）。

圖3 液流轉(zhuǎn)向水驅(qū)后簇狀剩余油動用過程

表2 不同滲透率模型液流轉(zhuǎn)向后微觀剩余油含量和提高采收率統(tǒng)計

（2）改變壓力梯度。改變壓力梯度對中滲模型驅(qū)油效果較好（圖4），采收率分別提高了2.18%、1.33%，但不同的滲透率模型所動用的微觀剩余油形態(tài)不同，滲透率為300×10-3μm2的中滲模型主要動用“簇狀”剩余油，滲透率為600×10-3μm2的中滲模型主要動用“盲端狀”剩余油；滲透率為900×10-3μm2的高滲模型采收率僅提高0.33%（表3）。隨著壓力梯度的增加，注入水逐步進入非主滲流通道，開始利用孔隙壁面的親水性，沿管壁滲流剝蝕“簇狀”剩余油，并隨著注入時間增長，壓力梯度增高，更多非主流滲流通道中的“簇狀”殘余油被波及而驅(qū)替出來；同時水驅(qū)推動主流線聚驅(qū)殘液，進一步波及“盲端狀”剩余油，將“盲端狀”剩余油拖拽出來。改變壓力梯度主要啟動中滲模型“簇狀”剩余油和“盲端狀”剩余油，以及少量高滲模型“盲端狀”剩余油。

（3）周期注水。不同滲透率微觀模型水驅(qū)-聚驅(qū)-后續(xù)水驅(qū)采用周期注水開發(fā)方式的驅(qū)油效果差異不大（表4），表明聚驅(qū)后采用周期注水提高采收率效果不明顯。

圖4 改變壓力梯度后非主流滲流通道盲端狀剩余油動用過程

表3 不同滲透率模型改變驅(qū)替壓力梯度后微觀剩余油含量和提高采收率統(tǒng)計

表4 不同滲透率模型周期注水后微觀剩余油含量和提高采收率統(tǒng)計

3 聚驅(qū)后剩余油水驅(qū)優(yōu)化挖潛方法

3.1 井網(wǎng)抽稀實現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向

根據(jù)聚驅(qū)后雙河油田核三段V 油組上層系地質(zhì)特征建立單層典型數(shù)值模型，模型孔隙度為19.6%、滲透率為563×10-3μm2、有效厚度為3.0 m，開展井距為300 m 的五點法井網(wǎng)水驅(qū)至含水95%→聚驅(qū)0.8 PV→后續(xù)水驅(qū)0.5 PV 的數(shù)值模擬，研究井網(wǎng)抽稀前后（井距由原來的300 m 增至420 m）剩余油及流線的分布特征（圖5）。結(jié)果顯示:井網(wǎng)抽稀后采收率由48%提高到52%，抽稀后井網(wǎng)流線重新分布，原壓力平衡區(qū)（圖5 中A 區(qū)、B 區(qū)）流線由稀少變得密集，含油飽和度由38%下降至36%，說明抽稀井網(wǎng)后剩余油得到了較好動用[7-9]。

3.2 縮小井距增大壓力梯度

建立代表核三段V 油組上層系上傾尖滅區(qū)地質(zhì)特征的單層數(shù)值模型，模型孔隙度為16.1%、滲透率為250×10-3μm2、地層厚度為1.6 m，針對上傾尖滅區(qū)開展縮小井距增大壓力梯度提高采收率的研究。結(jié)果表明:隨著井距縮小、壓力梯度不斷增大、注入水波及面積逐漸增大，累計產(chǎn)油量增加，采收率提高明顯（表5）[10-11]。

4 典型井組現(xiàn)場實施效果

4.1 井網(wǎng)抽稀

針對核三段Ⅴ油組上層系聚驅(qū)后水淹嚴重，主力層主體區(qū)高耗水層帶發(fā)育的特征，通過抽稀井網(wǎng)，同時實施分采分注、液流轉(zhuǎn)向、封堵調(diào)控技術(shù)[12]。在主力層開展8 個井組井網(wǎng)試驗（圖6），關(guān)停強水淹區(qū)油井5 口、優(yōu)勢注水方向水井6 口，抽稀后井距由290 m 增至540 m，液流轉(zhuǎn)向率達到53%，實施后，井組日產(chǎn)液由832 m3下降到498 m3，日產(chǎn)油由 14.20 t 上升到 16.50 t，累計降低無效產(chǎn)液2.60×104t，降低無效注水1.9×104m3。

圖5 抽稀前后井網(wǎng)、注水流線及剩余油展布特征

表5 縮小井距增大壓力梯度提高采收率數(shù)據(jù)統(tǒng)計

圖6 井網(wǎng)抽稀前后井網(wǎng)展布

4.2 縮小井距

針對核三段Ⅲ油組聚驅(qū)后動用較差的中滲油層及非主流線區(qū)剩余油，利用過路井補孔縮小井距提高壓力梯度，進一步動用壓力平衡區(qū)內(nèi)的剩余油。采油井T314 井距離注聚井T308 井362 m，因物性較差，井距較遠，注聚難以受效，地層能量低，日產(chǎn)液1.0 m3，日產(chǎn)油0.80 t，含水16%。通過動靜態(tài)分析后，對距離注聚井T308 井280 m 處的T426 井補孔生產(chǎn)，井距縮小82 m，措施后T426 井日產(chǎn)液78.0 m3，日產(chǎn)油5.00 t，含水92.5%，增油效果顯著（圖7）。

圖7 T426 井區(qū)井位展布和開采曲線

井網(wǎng)抽稀液流轉(zhuǎn)向和縮小井距提高驅(qū)替壓力技術(shù)在雙河油田核三段Ⅴ油組上層系和Ⅲ油組油藏應用，研究區(qū)自然遞減大幅減緩，由16.53%減緩至7.07%，降幅達9.46%，降低無效產(chǎn)液201.3×104m3，降低無效注水176.4×104m3，階段增油3.62×104t，預計提高采收率1.45%。

5 結(jié)論

（1）室內(nèi)研究表明，聚驅(qū)后水驅(qū)仍能進一步提高采收率，但提高幅度有限。實驗結(jié)果表明，聚驅(qū)后提高微觀剩余油水驅(qū)效果的工藝技術(shù)，按采收率提高效果排序為:液流轉(zhuǎn)向＞增大驅(qū)替壓力梯度＞周期注水。

（2）聚驅(qū)后進一步水驅(qū)啟動的主要是簇狀和盲端狀剩余油。對于水驅(qū)和聚驅(qū)未波及的簇狀剩余油，可以通過液流轉(zhuǎn)向進一步動用；對于中滲油層，可通過增大驅(qū)替壓力梯度，提高簇狀和盲端狀剩余油的動用效果。