井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水實驗

錢 真，毛志強，鄭 偉，黃遠軍，陳立峰，曾慧勇，李 崗，宋 嬡

（1.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；2.中國石油化工集團公司碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，烏魯木齊 830011；3.油氣鉆采工程湖北省重點實驗室，武漢 430100；4.長江大學油氣鉆完井技術國家工程研究中心，武漢 430100；5.中海油研究總院，北京 100028）

0 引言

縫洞型油藏分布廣泛，井間單套結構屬于典型的縫洞型油藏，該類油藏的基質(zhì)巖性致密，主要儲集空間為裂縫和溶蝕孔洞［1-2］。在開發(fā)過程中，采油速度快，油層壓力下降，導致地層供液不足，為了維持較高的采收率，往往需通過注水補充地層能量［3-4］，但由于儲集體內(nèi)部及儲集體之間連通關系復雜，油藏非均質(zhì)性強［5-7］，注水開發(fā)易發(fā)生水竄，橫向上表現(xiàn)為舌進，縱向上表現(xiàn)為單層突進，致使油井暴性水淹，影響整體開采效果［8-9］。實踐已經(jīng)證明了調(diào)剖堵水是改善水驅(qū)效果的有效措施［10-12］，目前常用的堵水調(diào)流劑有水泥型、凝膠型、凍膠型、樹脂型和橡膠顆粒。水泥型調(diào)流劑堵水成本低、凝結快、耐溫抗鹽性好，在高滲油藏應用較為廣泛，但存在遇水易稀釋、堵水有效期短的問題［13-15］；凝膠型調(diào)流劑封堵強度高且適用于非選擇性堵水，但在高溫油藏條件下固化時間不易控制，容易造成調(diào)流劑還未到達封堵目的層就在井筒內(nèi)固化的現(xiàn)象［16-18］；凍膠型調(diào)流劑由高分子聚合物溶液在交聯(lián)劑作用下失去流動性而形成網(wǎng)狀結構，具有良好的熱穩(wěn)定性和耐沖刷性能，但受到井筒內(nèi)Ph 值和地層礦化度的影響易脫水［19-21］；樹脂型調(diào)流劑抗壓強度大，對裂縫、孔隙具有良好的封堵效果，但成本高、有毒性且不適用于高滲油藏；橡膠顆粒調(diào)流劑是由廢舊輪胎經(jīng)過切塊、粉碎等工藝加工而成，價格低廉、來源廣泛、綠色環(huán)保，可在地層條件下通過架橋-堆積-運移等方式形成暫堵帶，迫使后續(xù)注入水轉(zhuǎn)向中、低滲透層，從而提高了井間單套縫洞型油藏的波及系數(shù)，在地層條件下注入性好、封堵強度大，適用于縫洞型油藏堵水。然而，由于縫洞型油藏的地質(zhì)特征與砂巖油藏差異大，無法精細刻畫儲集體內(nèi)部結構、相對位置及連通關系，堵水實施難度大。

以塔河油田典型生產(chǎn)工區(qū)為模型基礎，設計可視化物理模型，進行井間單套縫洞型油藏的物理模擬實驗，通過實驗分析水驅(qū)機理，觀察不同封堵位置、不同注水速度以及不同的橡膠顆粒用量和粒徑的情況下，油水的流動規(guī)律及剩余油分布情況，以期優(yōu)化堵水施工技術參數(shù)、提高采收率。

1 實驗設計

1.1 實驗模型

以塔河油田某一生產(chǎn)區(qū)域的三維地震響應和生產(chǎn)動態(tài)確定的儲集體為模型基礎，將該區(qū)域的不同形態(tài)、尺寸的縫洞按比例縮小，制作井間單套縫洞型油藏模型。模型主要由橫向頂部通道，橫向中部通道，橫向底部通道，注水井和采油井構成（圖1）。模型便于拆卸，可以避免因調(diào)流后橡膠顆粒排出不完全而影響下一組實驗。

圖1 塔河油田典型井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗模型Fig.1 Simulation experimental model of rubber particle profile control and water plugging in a typical inter-well single fractured-vuggy reservoir in Tahe Oilfield

根據(jù)相似準則設計實驗參數(shù)和物理模型（表1），以保證物理模擬實驗與油田實際情況相符。設計模型長40 cm，寬30 cm，厚5 cm，裂縫開度為4～20 mm，溶洞直徑為2～4 cm，井筒寬度為10 mm，模型縫洞體積為175 mL。此外，模型耐溫80 ℃，耐壓2 MPa。

表1 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗相似參數(shù)設計Table 1 Design of similar parameters in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

實驗用水是根據(jù)現(xiàn)場實際注入水的離子組成配制的模擬地層水（表2），實驗用油為與實際地層原油黏度相同的模擬油。為了提高可視化效果，分別在模擬油和模擬水中加入蘇丹Ⅱ（紅色）和亞甲基藍（濃度低時呈灰色，濃度高時為藍色）。模擬調(diào)剖堵水采用的橡膠顆粒由廢舊的輪胎加工而成，根據(jù)1/3～1/7 架橋理論和油田現(xiàn)有的橡膠顆粒篩選出符合要求的顆粒粒徑（小于1 mm 和2～4 mm），同時選定混合顆粒中粒徑小于1 mm 的顆粒和粒徑為2～4 mm 的顆粒各占50%。

表2 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗地層水離子組成Table 2 Formation water ion composition in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

1.2 實驗流程

根據(jù)礦場實施過程設計實驗流程（圖2）。①連接實驗裝置并檢測氣密性。②將井間單套縫洞型油藏模型豎起，模擬成藏過程，對模型抽真空、飽和水，再用油驅(qū)水。③注水驅(qū)油。在溫度25 ℃，常壓情況下，以10 mL/min 的注水速度進行水驅(qū)，直到采油井產(chǎn)出液體含水率達到98%，停止實驗。④橡膠顆粒調(diào)剖堵水測試。通過預置不同封堵位置、顆粒的用量和粒徑以及注水速度，繼續(xù)進行水驅(qū)油，直到采油井產(chǎn)出液體含水率再次達到98%，停止實驗。實驗期間記錄油水分布情況、驅(qū)替壓力與采出程度隨注水時間的變化關系。

圖2 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗流程Fig.2 Simulation experiment process of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

2 實驗效果

2.1 水驅(qū)規(guī)律

設置溫度為25 ℃，常壓，注水速度為10 mL/min，注水驅(qū)替至采油井含水率達到98%。實驗結果顯示：①由于重力分異作用，注入水優(yōu)先驅(qū)替油藏橫向底部通道和橫向中部通道的原油，隨著注水時間的推移，優(yōu)勢通道形成，最終剩余油主要以閣樓油（由于油水密度差的影響，導致注入水無法波及而未能進行油水置換的剩余油）和少量繞流油（由于油水黏度差和密度差的影響，導致注入水可以波及但無法攜帶走的剩余油）的形式存在。閣樓油主要集中在橫向頂部通道，繞流油主要集中在橫向中部通道和橫向底部通道的高位，油水界面與橫向中部通道的高位縫齊平（圖3）。②當注水時長為0～300 s 時，采出程度隨注水時長增加呈線性增加，幾乎不產(chǎn)水，無水采油期采出程度為30.86%；注水時長為300～400 s 時，含水率急劇上升至85%，表明油水前緣開始到達采油井，油井已經(jīng)見水；注水時長超過400 s 后，采出程度幾乎不變，含水率達到98%，優(yōu)勢通道已經(jīng)完全形成，最終采出程度為43.83%（圖4）。

圖3 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中注水驅(qū)替前（a）、驅(qū)替中（b）和驅(qū)替后（c）的油水分布Fig.3 Oil-water distribution before（a），during（b）and after（c）water flooding in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

圖4 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中不同注水時長的采出程度和含水率的變化Fig.4 Changes of recovery rate and water content in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles at different water injection times in inter-well single fractured-vuggy reservoir

2.2 封堵位置

由井間單套縫洞型油藏的水驅(qū)規(guī)律可知，其優(yōu)勢通道主要為橫向底部通道和橫向中部通道。設置溫度為25 ℃，常壓，轉(zhuǎn)注時機含水率為98%，注水速度為10 mL/min，橡膠顆粒用量為0.04 PV，顆粒粒徑為2～4 mm，顆粒密度和模擬地層水密度一致，分別封堵橫向底部通道、橫向中部通道、同時封堵橫向底部通道和中部通道，在以上3 個不同的封堵狀態(tài)進行實驗并記錄實驗現(xiàn)象。

實驗結果顯示：①封堵橫向底部通道時，優(yōu)勢通道變?yōu)闄M向中部通道，該區(qū)域部分繞流油被采出，但注入水仍無法達到頂部通道，頂部通道中閣樓油未被啟動，調(diào)流效果較差（圖5a）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值為0.136 MPa，采出程度為46.92%，提高幅度為3.09%（圖6a）。②封堵橫向中部通道時，優(yōu)勢通道變?yōu)榈撞客ǖ溃敳客ǖ篱w樓油幾乎沒有變化，調(diào)流效果差（圖5b）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值為0.081 MPa，采出程度為45.67%，提高幅度為1.84%（圖6b）。③當同時封堵橫向底部通道和中部通道時，優(yōu)勢通道變?yōu)轫敳客ǖ溃敳客ǖ篱w樓油被采出，提高了波及系數(shù)，調(diào)流效果好（圖5c）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值為0.248 MPa，采出程度為57.31%，提高幅度為13.48%（圖6c）。

圖5 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中封堵不同優(yōu)勢通道時驅(qū)替后的油水分布Fig.5 Oil-water distribution after displacement when plugging different dominant channels in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles at different water injection times in inter-well single fractured-vuggy reservoir

圖6 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中封堵不同優(yōu)勢通道時驅(qū)替壓力與采出程度的變化Fig.6 Changes of displacement pressure and recovery rate when plugging different dominant channels in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

綜上所述，同時封堵雙優(yōu)勢通道可以極大地增加井間單套縫洞型油藏的波及系數(shù)，從而提高了頂層通道的采出程度。因此，同時封堵橫向底部通道和橫向中部通道驅(qū)油效果更好。

2.3 橡膠顆粒參數(shù)

2.3.1 用量

設置實驗溫度為25 ℃，常壓，轉(zhuǎn)注時機含水率為98%，封堵橫向底部通道和中部通道，顆粒粒徑為2～4 mm，顆粒密度和模擬地層水密度一致，注水速度為10 mL/min，分別以不同的橡膠顆粒用量0.02 PV，0.04 PV，0.06 PV，進行井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗，觀察并記錄3 次實驗結果。

實驗結果顯示：①當橡膠顆粒用量為0.02 PV時，調(diào)流劑的用量較少，封堵段顆粒較為疏松，孔隙體積較大，隨著注入水不斷擠壓，顆粒易發(fā)生運移，水體易突破暫堵帶從原優(yōu)勢通道到達采油井，導致頂部通道波及系數(shù)較低，調(diào)流效果較差（圖7a）；水驅(qū)結束的后驅(qū)替壓力峰值為0.172 MPa，采出程度為54.82%，提高幅度為10.99%（圖8a）。②當橡膠顆粒用量為0.04 PV 時，封堵強度大，封堵段不易坍塌，注水驅(qū)替后，注入水從橫向頂部通道流動，閣樓油被啟動，調(diào)流效果好（圖7b）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值為0.248 MPa，采出程度為57.31%，提高幅度為13.48%（圖8b）。③當橡膠顆粒用量為0.06 PV時，雖然封堵強度大，能夠有效封堵原優(yōu)勢通道，但剩余油采出程度與用量為0.04 PV 相比變化較小（圖7c）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值為0.253 MPa，采出程度為57.61%，提高幅度為13.78%（圖8c）。

圖7 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中以不同橡膠顆粒用量驅(qū)替后的油水分布Fig.7 Oil-water distribution after displacement with different rubber particles amount in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

綜上所述，橡膠顆粒的用量越大，封堵強度也隨之增強，使得后續(xù)水體流動方向轉(zhuǎn)向橫向頂部通道，造成井周單套縫洞油藏儲層的縱向波及系數(shù)增加，從而提高了井間單套縫洞型油藏的采出程度。然而，當橡膠顆粒用量為0.06 PV 時，提高幅度較小，考慮到油田實際生產(chǎn)成本，橡膠顆粒用量為0.04 PV 時更好。

2.3.2 粒徑

設置實驗溫度為25 ℃，常壓，轉(zhuǎn)注時機含水率為98%，封堵橫向底部通道和橫向中部通道，橡膠顆粒用量為0.04 PV，顆粒密度和模擬地層水密度一致，注水速度10 mL/min，分別設置3種顆粒粒徑，小粒徑小于1 mm，大粒徑2～4 mm 以及混合粒徑小于1 mm 和2～4 mm 的顆粒各一半進行井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗。

實驗結果顯示：①當采用粒徑為小于1 mm 的顆粒調(diào)流時，因顆粒粒徑較小，易運移，封堵有效期短（圖9a）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值為0.206 MPa，采出程度為52.36%，提高幅度為8.53%（圖10a）。②當采用粒徑為2～4 mm 的顆粒調(diào)流時，顆粒在橫向底部通道和橫向中部通道具有良好的架橋能力，但由于顆粒間孔隙較大，封堵強度較小，調(diào)流效果較差（圖9b）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值為0.248 MPa，采出程度為57.31%，提高幅度為13.48%（圖10b）。③當采用粒徑為小于1 mm 和2～4 mm 的混合顆粒調(diào)流時，小粒徑橡膠顆粒填充大粒徑橡膠顆粒間的孔隙，封堵強度大，調(diào)流效果好（圖9c）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值0.301 MPa，采出程度為59.26%，提高幅度為15.43%（圖10c）。

圖9 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中以不同粒徑的橡膠顆粒封堵驅(qū)替后的油水分布Fig.9 Oil-water distribution after displacement with different rubber particle sizes in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

圖10 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中以不同粒徑的橡膠顆粒封堵后的驅(qū)替壓力及采出程度變化Fig.10 Changes of displacement pressure and recovery rate with different rubber particle sizes in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

綜上所述，大粒徑橡膠顆粒具有良好的架橋作用，小粒徑橡膠顆粒可以起到充填作用，從而提高了封堵強度，導致水體轉(zhuǎn)向，提高了橫向頂部通道的采出程度，因此混合粒徑調(diào)流效果更好。

2.4 注水速度

設置實驗溫度為25 ℃，常壓，轉(zhuǎn)注時機含水率為98%，封堵橫向底部通道和橫向中部通道，橡膠顆粒用量為0.04 PV，混合顆粒中粒徑小于1 mm和2～4 mm 的顆粒各50%，顆粒密度和模擬地層水密度一致，分別以不同的注水速度5 mL/min，10 mL/min，15 mL/min 進行實驗，并觀察結果。

實驗結果顯示：①注水速度為5 mL/min 時，驅(qū)替壓力小，水體攜帶原油能力弱，調(diào)流效果差（圖11a）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值0.238 MPa，采出程度為55.17%，提高幅度為11.34%（圖12a）。②注水速度為10 mL/min時，流速增大，使洗油效率和縱向波及系數(shù)均增大，從而提高了橫向頂部通道閣樓油的采出程度（圖11b）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值0.301 MPa，采出程度為59.26%，提高幅度為15.43%（圖12b）。③注水速度為15 mL/min 時，封堵壓力增大，當垂向壓力梯度高于重力時，注入水克服重力向上流動，可很好地波及高部位溶洞內(nèi)剩余油，調(diào)流效果好（圖11c）；水驅(qū)結束后的驅(qū)替壓力峰值為0.321 MPa，采出程度為62.28%，提高幅度為18.45%（圖12c）。

圖11 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中不同注水速度驅(qū)替后的油水分布Fig.11 Oil-water distribution after displacement with different injection rate in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

圖12 井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中不同注水速度對應的驅(qū)替壓力及采出程度變化Fig.12 Changes of displacement pressure and recovery rate with different injection rate in the simulation experiment of profile control and water plugging of rubber particles in inter-well single fractured-vuggy reservoir

綜上所述，注水速度越大，水體攜帶原油能力越強，洗油效率越高，同時重力分異作用越不明顯，注入水可到達橫向頂部通道，提高了縱向波及系數(shù)，所以注水速度為15 mL/min 驅(qū)替效果更好。

2.5 隨機調(diào)流分析

設計實驗溫度為25 ℃，常壓，轉(zhuǎn)注時機含水率為98%，介質(zhì)為模擬地層水，封堵橫向底部通道和橫向中部通道，橡膠顆粒為混合粒徑（粒徑小于1 mm和粒徑為2～4 mm的顆粒各一半），以15 mL/min 注入水和不同密度、用量的橡膠顆粒，密度比模擬地層水小為低密度顆粒，密度和模擬地層水一樣為等密度顆粒，密度比模擬地層水大為高密度顆粒。

實驗結果顯示：①隨水注入低密度橡膠顆粒時，顆粒的密度介于模擬地層水和原油之間，由于重力分異作用，顆粒運移到橫向中部通道，但橫向底部通道仍為優(yōu)勢通道，調(diào)流效果差；水驅(qū)結束后驅(qū)替壓力峰值為0.192 MPa，采出程度為46.91%，提高幅度為3.08%。②隨水注入等密度橡膠顆粒時，由于顆粒密度與注入水接近，注入水可攜帶顆粒運移到橫向底部通道和中部通道，具有良好的封堵效果，調(diào)流效果更好；水驅(qū)結束后驅(qū)替壓力峰值為0.312 MPa，采出程度為54.22%，提高幅度為10.39%。③隨水注入高密度橡膠顆粒時，顆粒密度大于模擬地層水，由于重力分異作用，大多數(shù)顆粒運移到橫向底部通道，少數(shù)顆粒運移到橫向中部通道，調(diào)流效果較差；水驅(qū)結束后驅(qū)替壓力峰值為0.147 MPa，采出程度為49.02%，提高幅度為5.19%。

綜上所述，低、高密度顆粒由于重力分異作用，難以滿足封堵需求，而等密度顆粒可通過注入水攜帶運移到所需封堵位置。

3 實際應用效果

通過井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗可知，采用等密度、混合粒徑的橡膠顆粒，當總用量越大，注水速度越大時，同時封堵橫向底部通道和橫向中部通道可以達到更好的驅(qū)油效果。

塔河油田TH25X 井位于巖溶發(fā)育區(qū)，物質(zhì)基礎較好，儲集體以裂縫-孔洞、溶洞型為主，完鉆井深5 563.0 m，完鉆層位為O2yj，鉆井過程中在5 327.5～5 436.0 m井段漏失，于2013年8月27日常規(guī)投入生產(chǎn)，自噴期累產(chǎn)液0.94×104t，累產(chǎn)油0.93×104t，累產(chǎn)水85 t，初期不產(chǎn)水，見水后含水率快速上升至95%，截至2019 年11月23日，該井累產(chǎn)油7.9×104t，累產(chǎn)油4.1×104t，累產(chǎn)水3.8×104t。

2020 年4 月8 日對該井進行橡膠顆粒調(diào)流實驗，采用定位封堵和段塞式工藝進行調(diào)流，設置前置段塞橡膠顆粒粒徑為2～4 mm，后置段塞橡膠顆粒粒徑小于1 mm，橡膠顆粒和水同時注入，注入速度為50 m3/d，注入井筒總液量為920 m3，打壓測試堵水成功。恢復生產(chǎn)后，截至2021 年6月12日，累增油1 200 t，含水率下降15%，取得了較好的應用效果。

4 結論

（1）井間單套縫洞型油藏橡膠顆粒調(diào)剖堵水模擬實驗中，油水兩相流動時固體介質(zhì)對流體流動的阻力幾乎為零，由于重力分異作用，注入水會沿著最低阻力方向流動，導致縱向波及系數(shù)較低；剩余油主要類型為閣樓油和繞流油，其分布受裂縫與溶洞空間位置的匹配關系影響；最終水驅(qū)含水率為98%時，采出程度為43.83%。

（2）在井間單套縫洞型油藏模擬實驗中，同時封堵橫向底部通道和橫向中部通道驅(qū)油效果更好；橡膠顆粒可在高滲大孔縫中形成有效的架橋、堆積，迫使后續(xù)注入水轉(zhuǎn)向低滲小孔縫，從而提高采出程度，采用混合粒徑調(diào)流效果更好；顆粒的用量越大，封堵效果越好；與地層水等密度的橡膠顆粒可通過注入水攜帶運移到所需封堵位置，取得更好的封堵效果；注入調(diào)流劑的速度越大，水體攜帶原油能力越強，洗油效率越高，驅(qū)替效果越好。

（3）在塔河油田TH25X 井現(xiàn)場試驗中采用橡膠顆粒調(diào)流劑進行封堵，前置段塞橡膠顆粒粒徑為2～4 mm，后置段塞橡膠顆粒粒徑小于1 mm，顆粒密度為1.13 g/cm3，注水速度為50 m3/d，隨水注入顆粒，總液量為920 m3，封堵后累增油1 200 t，含水率下降15%，應用效果較好。