縱向雙層縫洞油藏橡膠顆粒調流適應性

毛志強，張 雯，吳春洲，陳立峰，陳亞東，李 崗，曾慧勇，劉 靚

（1.長江大學石油工程學院，武漢 430100；2.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院，烏魯木齊 830011；3.中海油田服務股份有限公司，天津 300450）

0 引言

縫洞型油藏分布較廣，縱向雙層結構屬于典型的縫洞型油藏［1-3］。油藏開發遇到的主要問題之一是油井含水率不斷上升，甚至有些油井在短期內會出現暴性水淹［4-8］。油田大面積出水導致產油率大幅下降，必須采取降水增油措施以減緩油井見水后含水率的上升速度。然而，油田實施關井壓錐、間開等措施效果較差［9-11］。因此在滿足油藏生產要求的前提下，調流技術是降水增油的有效措施。其中，調流劑的選擇是一大關鍵［12］。目前，常見的水泥類調流劑成本低，凝結快，但遇水后易被稀釋，導致調流劑注入地層后迅速稀釋沉降，穩定性差，封堵強度較小，難以形成有效封堵［13-15］；樹脂凝膠類調流劑封堵強度高，穩定性好，但其操作流程復雜，成本較高且難以降解，一旦形成誤堵，會增加開采難度和成本［16-18］；水膨體顆粒調流劑能選擇性進入大孔道，且能通過破碎作用進入深部地層，有較好的深部調剖性能，但該調流劑注入性差，膨脹速度過快導致在注入過程中即發生膨脹，最終導致封堵率大幅下降［19-21］。橡膠顆粒調流劑具有價格便宜、注入性好、通過能力強、穩定性好的特性，同時可在油藏地層條件下通過運移—堆積—架橋等方式形成暫堵帶，從而降低油井含水率，提高油井產量［22-23］。橡膠顆粒調流劑主要由廢舊輪胎經過切塊、粉碎、篩分等工藝加工得到［24-25］。本次研究利用一種新型橡膠顆粒調流劑并借助有機玻璃刻蝕模型微觀驅替實驗，進行了縱向雙層縫洞油藏的水驅規律和橡膠顆粒注入參數優化研究，并根據縱向雙層縫洞油藏儲層特征提出了配套調流工藝，大幅提高了縱向雙層縫洞油藏的采收率。

1 實驗

1.1 模型設計與加工

新疆油區縫洞型油藏分布較多，但很多縫洞型油藏為縱向雙層結構。本次研究根據實際油藏大小并在遵循相似性的原則下按比例（1∶500）縮小后得到縱向雙層縫洞油藏模型設計圖（圖1），然后在有機玻璃下進行刻蝕得到縱向雙層縫洞油藏模型實物圖（圖2）。該模型縫洞長400 mm，寬300 mm，縫洞最大刻深為4.66 mm，井筒寬度為10 mm，縫洞總體積為139 cm3。

圖1 縱向雙層縫洞油藏模擬實驗流程1.油；2.塔河模擬水；3，4.平流泵；5，6，9.數字顯示壓力表；7，10.流量計；8.水箱；11.出口端；12.縫洞組合裝置；13.驅替混合液容器；14.氣瓶；15.減壓閥；16.縱向雙層縫洞油藏模型設計Fig.1 Flow chart of simulation experiment of longitudinal double-layer fractured-vuggy reservoir

圖2 縱向雙層縫洞油藏模型實物圖Fig.2 Physical diagram of longitudinal double-layer fractured-vuggy reservoir model

1.2 模型連接

連接模型、壓力表、中間容器罐和平流泵后，形成縱向雙層縫洞油藏調流實驗流程圖（圖1），利用該驅替裝置分析其水驅規律和調流規律。

1.3 封堵材料

本次實驗采用的橡膠顆粒由廢舊輪胎經過一系列工藝加工而成，該橡膠顆粒可在地層水中長期穩定，密度為1.2～1.3 g/cm3，且大于地層水。由于橡膠顆粒富有彈性且通過能力強，可以在縫洞油藏產出段底部附近形成有效堆積、架橋而形成暫堵帶，導致水體流動方向由大通道轉向小通道，從而增加了波及系數和洗油效率。同時定義顆粒粒徑0～1 mm為小粒徑橡膠顆粒，顆粒粒徑2～4 mm為大粒徑橡膠顆粒（圖3）。

圖3 不同粒徑橡膠顆粒Fig.3 Rubber particles with different particle sizes

2 結果與討論

2.1 水驅規律

實驗方法與步驟：首先將縱向雙層縫洞油藏飽和蘇丹Ⅲ染色的模擬油（石蠟增黏，黏度為325 mPa·s）向中間容器管注滿次甲基藍染色的模擬鹽水（密度為1.14 g/cm3）；然后以15 mL/min（注入線速度為11.46 m/h）的注入速度進行水驅，直至模擬井筒采出端含水率達到98%，水驅結束。期間記錄驅替前、后油水分布情況（圖4）和模擬井筒產出端采出的流體體積，得到注入時間與產水率和采收率變化曲線（圖5）。

圖4 不同注入時間下驅替前、后油水分布Fig.4 Comparison of oil and water distribution before and after displacement under different injection time

圖5 不同注水時間下產水率和采收率變化Fig.5 Variation curves of water production rate and recovery ratio under different injection time

由圖4 可看出，縱向雙層縫洞油藏經注入水驅替結束后，孔道和溶洞內均存在一定量的剩余油。對比驅替前、后油水分布情況可以發現，剩余油主要有3 類：①封閉溶洞內剩余油，指在連通性較差的孔道或溶洞內，水體無法波及區域的剩余油；②繞流油，指水體沿最低阻力方向流動，在溶洞出口與孔道附近連接處的剩余油，同時也受油水密度差與油水黏度差的影響；③閣樓油，指由于重力分異作用，導致水體無法達到溶洞頂部進行油水置換而形成的剩余油。

由圖5 可看出：①注水時間在0～200 s 內，采收率隨著注水量的增大成線性增加，產水率始終為0。②注水時間在200～300 s 內，采收率增加幅度略微降低，產水率大幅度增加，表明注入水達到模擬井筒產出端，優勢通道開始形成。③注水時間在300 s 后，優勢通道已經形成，產水率接近100%，采收率趨于穩定，最終采收率為45.36%。

2.2 最佳注入量

考慮油田實際生產成本，且要達到最大經濟效益。需要探究橡膠顆粒的注入量對調流效果的影響，以得到最佳注入量。設定3 組不同橡膠顆粒注入量進行實驗優化。

實驗條件：25 ℃，注入速度為15 mL/min，轉注時機含水率為98%，采用濃度為5%的大粒徑顆粒（2～4 mm）調流，其中注入介質為等密度鹽水，橡膠顆粒注入量為變量，分別為0.01 PV，0.02 PV，0.0 4 PV。不同注入量橡膠顆粒的驅替實驗結果見圖6、圖7。

圖6 不同注入量橡膠顆粒下驅替前、后油水分布Fig.6 Comparison of oil and water distribution before and after displacement with different injection volume of rubber particles

圖7 不同注入量橡膠顆粒下驅替壓力和采收率變化曲線Fig.7 Variation curves of displacement pressure and recovery ratio with different injection volume of rubber particles

由圖6 可看出：①當橡膠顆粒注入量為0.01 PV時，由于顆粒注入量較少，形成的封堵較為松散。因此在注入水驅替過程中，注入水易突破暫堵帶從產出段底部通道滲流，導致上層通道內剩余油采出程度較低，調流效果較差，最終剩余油主要以閣樓油的形式存在。②當橡膠顆粒注入量為0.02 PV 時，隨著顆粒注入量的增加，顆粒對產出段底部通道的封堵強度明顯增強，導致水體流動方向由大通道轉向小通道。因此上層通道中的剩余油被采出，水體先從上層橫向孔道中通過，隨著驅替時間的推移，由于重力分異作用，優勢通道變為注入水從溶洞通過達到產出端，最終剩余油主要以繞流油的形式存在。③當橡膠顆粒注入量為0.04 PV 時，雖然封堵強度大，能有效封堵產出段底部，但總體上剩余油采出程度與橡膠顆粒注入量為0.02 PV 相比變化較小。

由圖7 可以看出：①當橡膠顆粒注入量為0.01 PV時，驅替壓力在1 300 s 處開始增加，但總體變化很小。表明橡膠顆粒通過架橋、堆積等方式在產出段底部附近形成暫堵帶，但封堵強度較小，油水前緣突破后滲流阻力降低。最終突破壓力為0.098 MPa，采收率為59.40%，采收率增幅為14.04%。②當橡膠顆粒注入量為0.02 PV時，驅替壓力較大，表明封堵強度較高，能夠有效封堵產出段底部。因此增大了波及系數，提高了上層通道內剩余油采出程度。最終突破壓力為0.212 MPa，采收率為63.63%，采收率增幅為18.27%；③當橡膠顆粒注入量為0.04 PV時，橡膠顆粒能夠有效封堵產出段底部，上層通道內剩余油采出程度增加，但增加幅度較小，最終突破壓力為0.333 MPa，采收率為63.80%，采收率增幅為18.44%。綜上所述，隨著橡膠顆粒注入量的增加，突破壓力和采收率也隨橡膠顆粒注入量的增加而增大，而且還可以有效封堵下層通道產出段底部。由于縱向雙層縫洞油藏由上層小通道和下層大通道構成，因此極大地增加了縱向雙層縫洞油藏的波及系數，從而提高了上層通道內剩余油采出程度。但當橡膠顆粒注入量為0.04 PV 時，采收率增加幅度較小。考慮到經濟效益，橡膠顆粒注入量為0.02 PV 時為最佳注入量。

2.3 最佳粒徑

根據架橋理論［26］，當顆粒粒徑為孔喉直徑的1/7～1/2 時，橡膠顆粒調流效果最好。為探究不同粒徑橡膠顆粒對降水增油效果的影響，以得到最佳粒徑，設定了3 組不同粒徑的橡膠顆粒進行實驗優化。

實驗條件：橡膠顆粒注入量為0.02 PV，顆粒粒徑為變量，分別為小粒徑橡膠顆粒（0～1 mm）、大粒徑橡膠顆粒（2～4 mm）、混合粒徑橡膠顆粒（0～1 mm，2～4 mm），其他條件同2.2，不同粒徑橡膠顆粒下驅替實驗結果見圖8、圖9。

圖8 不同粒徑橡膠顆粒下驅替前、后油水分布Fig.8 Comparison of oil and water distribution before and after displacement with different sizes of rubber particles

圖9 不同粒徑橡膠顆粒下驅替壓力和采收率變化Fig.9 Variation curves of displacement pressure and recovery ratio with different sizes of rubber particles

由圖8 可以看出：①小粒徑橡膠顆粒調流時，由于顆粒粒徑小，不易在產出段底部架橋，形成封堵較為松散。隨著注入水的推進，顆粒易發生運移，因此上層通道內剩余油采出程度低，調流效果差。②大粒徑橡膠顆粒調流時，由于大粒徑顆粒具有良好的架橋能力，但封堵位置粒間孔隙較大，水體可以從產出段底部滲透，波及系數較低，調流效果較差。③混合粒徑橡膠顆粒調流時，由于混合粒徑顆粒不僅具有良好的架橋能力，而且也能有效封堵產出段底部，因此上層通道內剩余油的采出程度高，調流效果好。

由圖9 可以看出：①小粒徑橡膠顆粒調流時，由于顆粒粒徑小，易封堵，難架橋，最終突破壓力為0.291 MPa，采收率為62.27%，采收率增幅為16.91%。②大粒徑橡膠顆粒調流時，由于顆粒粒徑大，易架橋，難封堵，與小粒徑橡膠橡膠顆粒相比，調流后驅替壓力較低，最終突破壓力為0.212 MPa，采收率為63.63%，采收率增幅為18.27%。③混合粒徑橡膠顆粒調流時，由于混合粒徑橡膠顆粒既能架橋也易封堵，與大、小粒徑相比，調流后驅替壓力較高，最終突破壓力為0.225 MPa，采收率為64.14%，采收率增幅為18.78%。綜上所述，隨著注入水的不斷推進，大粒徑橡膠顆粒可以起到良好的架橋支撐作用，小粒徑橡膠顆粒可以堵塞大粒徑橡膠顆粒粒間孔隙而起到良好的封堵作用，因此使用混合粒徑橡膠顆粒調流的效果比大粒徑橡膠顆粒和小粒徑橡膠顆粒單獨調流時的效果更好，可以大幅度提高縱向雙層縫洞油藏的采收率，所以混合粒徑為最佳粒徑。

2.4 最佳注入速度

為避免調流施工壓力過高，需探究不同注入速度對提高采收率的影響，以得到最佳注入速度，設定了3 組不同注入速度進行實驗優化。

實驗條件：橡膠顆粒注入量為0.02 PV，使用混合粒徑顆粒（0～1 mm，2～4 mm）調流，注入速度為變量，分別為5 mL/min（注入線速度為3.82 m/h）、15 mL/min（注入線速度為11.46 m/h）和25 mL/min（注入線速度為19.1 m/h），其他條件同2.3，不同注入速度下驅替實驗結果見圖10、圖11。

由圖10 可看出：①注入速度為5 mL/min時，雖然混合粒徑顆粒具有良好的架橋能力和封堵能力，但由于注入速度小，注入水對上層通道內剩余油洗油效率低，因此上層通道內剩余油采出程度低，調流效果差。②注入速度為15 mL/min 時，隨著注入速度的增加，增大了驅替壓力，從而增強了洗油效率，因此上層通道內剩余油采出程度增加，最終剩余油主要以繞流油形式存在。③注入速度為25 mL/min時，隨著驅替速度進一步增加，洗油效率大幅度增強，提高了上層通道剩余油采出程度，調流效果較好。

圖10 不同注入速度下驅替前、后油水分布Fig.10 Comparison of oil and water distribution before and after displacement under different injection speeds

由圖11 可看出：①當注入速度為5 mL/min時，驅替壓力隨注水量的增加而小幅度增加，油水前緣突破后滲流阻力降低，驅替壓力逐漸降至平穩。最終突破壓力為0.198 MPa，采收率為61.33%，采收率增幅為15.97%。②當注入速度為15 mL/min時，與注入速度為5 mL/min 相比，提高了驅替壓力，因此增強了波及區域內的洗油效率。最終突破壓力為0.225 MPa，采收率為64.14%，采收率增幅為18.78%。③當注入速度為25 mL/min 時，調流后驅替速度進一步增大，洗油效率大幅度增加，最終突破壓力為0.241 MPa，最終采收率為66.17%，采收率增幅為20.81%。綜上所述，采用增大注入速度的調流方式，可以有效提高波及系數，增強波及區域內的洗油效果，從而有效提高縱向雙層縫洞油藏的采收率，所以注入速度為25 mL/min為最佳注入速度。

圖11 不同注入速度下驅替壓力和采收率變化Fig.11 Variation curves of displacement pressure and recovery ratio under different injection speeds

3 現場試驗

3.1 油井情況

TK50X 井調流潛力：①區域油氣較富集，鄰井累計產量高，能穩定連續生產，具有一定供液能力，剩余油豐富。②存在2 套儲集體，一套底水補充導致液面下降變緩，酸化溝通另一套儲集體，能量增強，油體能量變足，但周期積水導致停噴，底水突破后沿優勢通道上竄造成油井水淹，弱勢通道剩余油被屏蔽，剩余油潛力大。綜合分析認為，TK50X 井儲集體發育較好，天然裂縫發育形成水竄優勢通道，剩余油被壓制，具有調流潛力，因此現場試驗選取TK50X 井。

TK50X 井鉆井過程中在6 189.52～6 190.31 m井段放空漏失，完鉆井深6 375 m，完鉆層位為一間房組。2014 年1 月8 日常規完井投產，生產期間油壓快速下降，定容特征明顯，于2014 年5 月30 日停噴。自噴期間累計產液量8 799 t，累計產油量8 763 t，累計產水量36 t，之后含水率快速上升。2015 年9 月16日，注水不起壓，燜井期間，套壓上升至2 MPa，液面上升至井口，開井產油43.4 t 后含水100%，期間經過一次注氣工藝，但效果不佳。截止2019 年4 月22 日，投產后累計產液量72 099 t，累計產油量39 358 t，累計產水量32 741 t。

3.2 實施效果

2019 年5 月28 日對TK50X 井采用多級分段注水工藝進行調流，選取粒徑為0～1 mm 的小粒徑橡膠顆粒和2～4 mm 的大粒徑橡膠顆粒作為調流劑。施工期間最高施工泵壓2.24 MPa，最高套壓1.65 MPa。該井調流后恢復生產，截至2019 年10月1 日，累計增油500 t，含水率降至85%，取得了較好的降水增油效果。

4 結論

（1）縱向雙層縫洞油藏水驅過程中，在油水兩相流動時，固體介質對流體流動的阻力幾乎為零，由于重力分異作用，注入水會優先采出下層大通道中的模擬油。隨著注入水的不斷推進，注入水突破達到產出端后優勢通道形成，水體會沿最低阻力方向流動，導致波及系數較低，孔道和溶洞內均存在一定量的剩余油，經微觀驅替實驗可以得到縱向雙層縫洞油藏調流前的最終采收率為45.36%。

（2）橡膠顆粒調流后有利于水體流動方向由大通道轉向小通道，提高了縱向雙層縫洞油藏的波及系數和洗油效率。此外，最佳注入量為0.02 PV，最佳顆粒粒徑為0～1 mm 和2～4 mm，最佳注入速度為25 mL/min。研究結論應用于TK50X 井，累計增油500 t，含水率降至85%，取得了較好的降水增油效果，對以后縱向雙層縫洞油藏治理工作具有一定借鑒意義。