底水油藏高含水期剩余油挖潛可視化驅油實驗

馮 鑫, 廖浩奇, 李豐輝, 汪周華*, 王聚鋒

(1.中海石油(中國)有限公司曹妃甸作業公司， 塘沽 300459； 2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室， 成都 610500)

利用天然強底水能量進行開發的底水油藏，水體入侵油藏，使開采能量得到及時補充，但與此同時，由于油水流動性差異油藏產生底水錐進，導致油井見水早，形成暴行水淹，嚴重影響油井產能，剩余油富集[1-3]。準確表征大底水油層高含水后期剩余油分布特征，特別是其富集部位是高含水油田調整挖潛、提高采收率的基礎和關鍵[4]。陳歡慶等[5]指出，由于中國屬于陸相沉積地層，儲層非均質強烈，隨著油田開發工作的不斷進展，地下油水關系更加復雜，剩余油在地下的分布特征也復雜化，增大了剩余油表征難度。目前剩余油研究的主要技術為：油藏動態監測技術、油藏精細描述技術[6]、油藏模擬技術[7]。為了提高剩余油動用程度，目前主要采用兩大類方法：現場生產措施調控，包括合理注采速度控制、井網完善優化、優化射孔位置等[8-9]；其次，提高采收率技術應用，包括水平井技術[10-12]、驅替開采(頂部注氣、聚合物驅、氣體泡沫、蒸汽驅等)[13-18]。

近幾年來，實驗室物理模擬技術發展迅速。崔傳智等[19]，利用可視化動態仿真驅替裝置進行水驅油的物理模擬實驗，表征了油藏儲層非均質性及邊水發育等不同因素下的交替采油滲流特征。陳浪等[20]使用平板模型，模擬底水油藏直井水淹，直觀地描述了水錐形態，反映了直井的水淹動態和模式。楊海博[21]利用大尺寸模型進行水驅油模擬開發，探尋水驅波及規律和井網布井方式，得到的結果接近油藏開發的實際情況。滕起等[22]根據相似理論，利用平板模型水驅油物理模擬實驗，再現了油田生產過程，預測了剩余油分布，給出了明確的實驗室物理模擬的可行性方法。丁觀世等[23]利用天然露頭巖樣設計裂縫網絡模型和裂縫溶洞模型，考察了不同底水壓力梯度下各種模型見水特征，分析了不同模型中剩余油分布特征。路輝等[24]應用大型三維油藏物理模型，模擬底水油藏水平井的開發過程，得出驅替壓差和驅替速度的降低能使水脊形成、發展的速度變慢。

為了實現模擬過程的可視化，張繼紅等[25]采用金屬不銹鋼和藍寶石有機玻璃組成小尺度裝置模型，并用染色劑將實驗流體染色來實現可視化。王增寶等[26]設計了三維可視化填砂物理模型，模型是由高強度的亞克力有機玻璃黏結制成的帶蓋的三維腔體結構。鞏磊等[27]和趙修太等[28]在模擬實驗中，將模型放入透明裝置中并用蘇丹三將模擬油染色，從而實現模擬過程中的可視化。王雷等[29]將微觀二維物理模型裝入特制的高強度透明耐壓橡膠夾持器模具中密封，然后裝入可透視平板巖心夾持器中，從而達到模擬驅替過程中的可視化。當前實現模擬過程可視化的方法主要是利用透明裝置，但是透明裝置的制作成本較高且重復使用率不高，承壓能力有限，并不能清晰描述模擬巖板內部的滲流特征。

基于已有大模型實驗測試方法，創造性地將X射線安檢機改裝為實現模擬過程可視化的設備。該設備與驅替裝置分離，從而適用范圍廣和承壓能力較好，且X射線的穿透能力強，能夠較好地反映巖心內流動環境的變化。本文實驗根據相似理論，結合C油田實際情況，將其按一定比例縮小成平板模型。在底水驅階段結束后采用活性水、氣體和泡沫交替兩組介質對該模型進行驅油實驗，在較短時間內模擬實際油田幾十年的開采過程，從而達到預測開發效果的目的。在實驗過程中，通過X射線安檢機，能夠直觀觀察到流體滲流情況、底水錐進現象以及剩余油動用程度。

1 實驗設計

1.1 實驗儀器及設備

采用ANER安爾X-CT-K6550型掃描儀、驅替泵、計量系統按照實驗流程圖，如圖1所示，組裝驅替系統。

1.2 實驗流體

為了真實地模擬地層條件下的流體流動情況，實驗所用的模擬油是根據研究地區實際地層原油性質配置而成，黏度為在25 ℃下為30 mPa·s，模擬油是由碘代正丁烷、異辛酸鉛、白油按照質量比4∶6∶3混合而成。根據前期基礎實驗結果選擇質量濃度為1.0%的驅替用活性水，泡沫質量濃度為0.35%和純度為99%的氮氣。

1.3 實驗模型

館陶3口生產井氣測滲透率縱向上結果表現為正韻律特征、滲透率級差2～4倍，如圖2所示，5口探井縱向K韻律特征表現為正韻律特征、滲透率級差2～4倍，如圖3所示，11-1館陶平均滲透率為1 600 mD，可以確定下部儲層滲透率為1 600 mD，上部儲層滲透率為800 mD；參考井組A54H1與A43H，發現兩井井距350 m，位于上部儲層同深度，上部儲層厚度約13 m，水平井位于上部儲層中部，儲層總厚度約46.5 m；結合滲透率分布特征，上部儲層與下部儲層的比例為1∶3。根據幾何相似原理，實驗巖心物理模型，如圖4所示，尺寸設計為40 cm×30 cm×3 cm，模型上部儲層厚度為7 cm、滲透率為800 mD，下部儲層厚度23 cm、滲透率為1 600 mD，兩口直井(A井和B井)相距25 cm且都位于距頂部5 cm處，井直徑為5 mm。為了模擬底水油藏，在模型底部有一根底水篩管，篩管長40 cm，均勻分布了共60個孔徑為1 mm的小孔。實驗巖心的制備是由不同目數的石英砂、美縫膠和水混合均勻，配方如表1所示，在75 ℃結膠而成。

圖2 生產井縱向滲透率

圖3 探測井縱向滲透率

圖4 巖心物理模型

表1 巖心配方

1.4 實驗步驟

(1)從底水入口端采用恒壓(2 MPa)的方式注入館陶砂體地層水進行驅替，每注入0.1 烴類孔隙體積(HCPV)記錄入口壓力、出口壓力、圍壓以及兩口生產井分別產出的油量、水量，并將實驗巖板送入X射線安檢機內進行掃描。計算A井和B井的含水率，當某口井的含水率達到99%以上時，關閉該口井繼續生產，直到A井和B井都關閉，水驅結束。

(2)在注入介質驅替階段，底水恒壓為2 MPa，選擇A井作為注入井，注入速度為5 mL/min。B井作為采出井，進行驅替并記錄數據，當B井的含水率達到100%時，實驗結束。研究共有兩組實驗，第一組為活性水驅，第二組為氣體泡沫驅。

2 實驗結果及分析

2.1 恒壓底水驅階段

兩組實驗巖心的初始含水飽和度都為34%。兩組模型底水驅油實驗進行至含水率為99%時的結果如圖5所示，可以看出兩者的含水率與累計注入HCPV，采收率與累計注入HCPV的關系曲線非常接近。活性水驅和氣體泡沫驅模型對應的無水采出程度分別為13.91%和14.01%，含水率為99%時對應的采出程度分別為42.03%和41.68%。模型的均質性較好，開采效果比較理想，兩組模型的巖心條件接近，對比性強。

圖5 恒壓底水驅油階段

2.2 注入介質驅替階段

活性水驅模型的驅油曲線如圖6所示。從含水率的變化來看，當模型注入活性水，含水率降至92.3%，隨著累加注入HCPV數的增加，含水率逐漸上升。在累計注入1.9 HCPV時，含水率達到99%，活性水驅階段的增加采收率僅為0.73%。

圖6 活性水驅油曲線

氣體和泡沫交替驅模型的驅油曲線如圖7所示。從含水率的變化來看，當模型交替注入氣體和泡沫時，含水率降至86.57%。隨著累計注入HCPV數的增加，含水率總體上逐漸上升。在累計注入2.5 HCPV時，含水率達到99%，氣體泡沫交替驅階段增加采收率為2.14%，比利用活性水驅提高的采收率高1.41%，因此氣體和泡沫交替驅的效果更好。

圖7 氣體和泡沫交替驅油曲線

兩組模型在實驗過程中利用X射線安檢機掃描出來的剩余油的分布情況如圖8和圖9所示，圖像中黃色代表含油飽和度最高，藍色代表含水飽和度最高。由于兩個模型的巖心條件接近，所以在底水驅階段，兩者的剩余油分布情況和水錐現象基本一致。底水驅階段，水體縱向上錐進，初期見水快，油水界面整體抬升速度快，但并沒有形成明顯水錐現象。水驅階段后期，在近井地帶周圍形成一個小型水錐。在活性水驅階段，活性水注入后主要沿著高含水帶滲流，平面驅替不顯著。活性水驅結束后，由X射線安檢機掃描出的圖像能夠直觀地看出，在油藏頂部和邊部有剩余油富集。在氣體泡沫交替驅階段，泡沫注入后，起到一定調剖作用。氮氣泡沫驅中后期階段，在重力分異和泡沫調剖的作用下，油藏上部聚集形成一個小型氣頂，將井間上部的剩余油往下驅替，形成頂部氣驅與平面水驅的特征，波及效率提高，從而提高井間剩余油的動用程度。

圖8 活性水驅過程圖

圖9 氣體泡沫交替驅過程圖

2.3 室內實驗巖心模型數模與物模的對比

室內實驗巖心模型數值模擬采用的流體參數與物理模型一致。數值模擬過程圖和物理實驗過程圖對比如圖10所示。根據數值模擬過程圖顯示，在底水驅油階段，底水水平向上推進，并無明顯的水錐現象出現，近井地帶附近在驅替末期出現小型水錐。在活性水驅階段，活性水沿水通道進入生產井，并未動用井間剩余油。數值模擬過程圖與物理實驗過程圖吻合，并且數模結果顯示水驅采收率41.98%和最終采收率42.18%，與物理實驗水驅采收率42.03%和最終采收率42.76%相當，證明室內實驗巖心模型數模與物模的相似性。

圖10 數模與物模過程圖對比

3 結論

利用X射線安檢機發明了一種可視化模擬油藏裝置，利用該裝置能直觀看到流體在模擬巖層中的流動和分布情況，可用于研究不同模型的波及規律，對指導實際油藏開發具有重要意義。

采用活性水和氣體泡沫分別對高含水期的剩余油進行驅替研究，注入氣體和泡沫驅提高采收率程度比注入活性水驅高。活性水沿高含水帶滲流，平面驅替不顯著；氣體泡沫在油藏上部形成氣頂，形成頂部氣驅和平面水驅從而增加波及效率，提高井間和頂部剩余油動用程度。

實際生產證明，對進入高含水開發階段的強底水油藏，進行注入氣體和泡沫交替驅的開發調整是成功的，大大提高了最終采收率。