低渗储层多级变流度增油降水技术研究与应用——以鄂尔多斯盆地东部三叠系长6段储层为例

李晓骁，任晓娟，罗向荣，刘雨烟，马焕焕，王 宁

(西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065)

引 言

研究区鄂尔多斯盆地东部三叠系长6储层，储层渗透率在(0.02～6.20)×10-3μm2，主要分布在(0.10～0.55)×10-3μm2；孔隙度最小为0.8%，最大15.1%，主要分布于7%～11%；储层岩性主要为细粒长石砂岩。这类储层常伴有物性差、天然能量不足、孔喉结构复杂、非均质性强和天然裂缝发育的特点[1-10]，往往需要储层压裂改造注水开发。由于这类储层人工裂缝、天然微裂缝和复杂孔喉的同时存在，增加了储层非均质性，使得开发过程易出现暴性水淹、高渗孔道窜流的现象，常规的调剖堵水作业效果常常欠佳[11-18]。由于油水前缘的均匀推进及前缘稳定是实现良好水驱效果的主要手段之一[19-23]，因此本文借用高渗储层多级变流度增油降水的技术思路[24-25]，即通过调整不同渗流空间的流度到一个合理的数量级，减小流度级差实现平面和纵向上均匀驱替，从而使波及效率最大化，达到提高采收率的目的。

1 渗流空间的分级

通过铸体、电镜、压汞、压裂施工资料分析、室内渗流实验评价等对研究区储层岩石孔隙结构、人工和天然裂缝进行研究分析，将研究区储层渗流空间划分为三级，即裂缝(人工裂缝及天然裂缝)、中大孔、微小孔，对应的渗流空间尺寸和性质见表1。第一级是裂缝，包括人工裂缝和天然裂缝；第二级主要是以粒间孔为主的大孔道；第三级是以长石溶蚀微孔、绿泥石溶蚀微孔等小孔喉和微裂缝(见图1)。

表1 研究区储层渗流空间分级特征Tab.1 Classification characteristics of reservoir seepage space in the study area

图1 典型孔隙结构Fig.1 Typical pore structure

从表1可以看出，第一级裂缝类(Ⅰ类)、第二级中大孔类(Ⅱ类)和第三级微小孔(Ⅲ类)岩心的油水渗流流度级差可达101～104。因此，在三类渗流空间中，裂缝是注入水主要的高渗窜流通道；中大孔是次要渗流通道；微小孔是主要的储集空间，常常是注入水难以波及的储渗空间。

2 变流度实验方法及条件

2.1 实验方法及步骤

2.1.1 单块岩心变流度实验

依据SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》和SY/T5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》，主要实验步骤如下：

(1)岩心洗油、烘干，抽空饱和地层水24 h后，恒压油驱岩心至束缚水状态；

(2)恒压水驱岩心至残余油状态，测试渗透率并计算流度的大小；

(3)对裂缝岩心注入凝胶颗粒，并在40 ℃下稳定5 h后测试渗透率并计算流度；中大孔岩心注入弱凝胶并在40 ℃下稳定5.5 h后测试渗透率并计算流度；微小孔岩心注入表面活性剂1 PV以上稳定3 h后测试并计算流度。

2.1.2 岩心组合变流度实验

依据SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》和SY/T5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》，实验流程见图2，主要实验步骤如下：

(1)岩心洗油、烘干，抽空饱和地层水24 h后，恒压油驱岩心至束缚水状态；

(2)恒压驱替至三类渗流空间的岩心总出油量不变且注入模拟地层水达5 PV后，注入凝胶颗粒进行裂缝型岩心封堵，候凝5 h；

(3)维持恒压驱替条件，待总出油体积维持恒定且注入水超过5 PV后，注入弱凝胶0.5 PV并候凝5.5 h；再注入表面活性剂溶液1PV维持3 h，水驱至残余油状态，计算总驱油体积；

(4)测试三类岩心渗透率并计算流度。

图2 岩心组合实验流程Fig.2 Flow chart of parallel core experiment

2.1.3 岩心自吸实验

依据SY/T5153—2007《油藏岩石润湿性测定方法》，主要实验步骤如下：

(1)岩心洗油、烘干，抽空饱和地层水24 h后，恒压油驱岩心至束缚水状态；

(2)将岩心浸泡在装有表面活性剂的Amott自吸装置中，在恒温40 ℃环境下每隔15 min测量驱油体积，持续72 h；

(3)将自吸后的岩心放于岩心夹持器中，恒压驱替地层水至残余油状态，计算总出油体积，测试渗透率并计算流度。

2.2 实验材料与条件

实验用水为模拟地层水，CaCl2型，密度为1.03g/cm3，黏度为1.18 mPa·s，矿化度为47 470 mg/L；实验用煤油模拟地层原油，实验条件下密度为0.798 g/cm3，黏度为1.63 mPa·s；实验所用预交联凝胶颗粒为聚丙烯酰胺类凝胶颗粒，粒径范围0.9～3.0 mm，在一定压力下可以进入裂缝及大孔喉道，是主要的裂缝封堵剂，成胶时间5 h，静态等级为E，工业品；所用弱凝胶配方为0.3%AMPS改性聚丙烯酰胺+0.4%低聚酚醛交联剂+0.2%促进增强剂，改性聚合物分子量约为800万，促进增强剂是由硫脲、多羟基酚和氯化铵复配自制而成，该弱凝胶体系难以进入微小孔喉，主要用来封堵中大型孔喉，成胶黏度3×104mPa·s以上，成胶时间5.5 h；实验所用表面活性剂为非-阴离子型，由椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、α-烯基磺酸钠和混合醇复配制成，界面张力0.06 N/m，密度0.996 g/cm3，黏度0.995 mPa·s。

实验主要仪器有液压高压岩心切割机、智能凝胶分析仪[26]、HX-2恒温箱、ISCO-100DX恒压恒速泵等驱替装置、Amott自吸瓶等。

实验温度40 ℃。

实验所用岩心包括人造裂缝岩心和基质岩心，样品长3.4～6.8 cm，直径2.51～2.54 cm。人造裂缝岩心共计8块，通过基质岩心人工劈开造缝、包裹四热塑胶带制成，基质岩心渗透率小于0.1×10-3μm2，劈开后气测渗透率(5.61～38.7)×10-3μm2，平均渗透率为20.3×10-3μm2；中大孔岩心和微小孔岩心为天然基质岩心，其中中大孔岩心8块，气测渗透率为(1.53～2.08)×10-3μm2，孔隙度8.6%～13.7%，平均气测渗透率为1.75×10-3μm2，平均孔隙度为11.4%；微小孔岩心12块，气测渗透率为(0.06～0.97)×10-3μm2，孔隙度8.3%～12.7%，平均气测渗透率为0.45×10-3μm2，平均孔隙度为10.3%。

3 室内实验结果及分析

3.1 单块岩心变流度实验

实验结果见表2。由表2可知，不同渗流空间的岩心在实验调整后流度有了明显的变化，其中裂缝型岩心流度下降幅度最大为Z3-1的96.6%，平均下降了94.7%；中大孔型岩心流度下降最高为Z3-43的90.3%，平均下降了87.2%；微小孔型岩心注入表面活性剂后流度大幅度提高，基本提高了3～10倍，渗流特征得到了改善。不同渗流空间的岩心流度经过调整后基本能控制到(10-2～10-1)×10-3μm2/(mPa·s)，流度级差得到了控制。

表2 单块岩心流度控制效果Tab.2 Fluidity control experiment result of single core

3.2 微小孔岩心自吸实验

选择4块微小孔类岩心先进行表面活性剂自发渗吸，再进行水驱的方式进行自吸实验，岩心基本参数与3.1微小孔类大致相同，并对比两组实验的流度和驱油效率。两组实验的实验结果见表3。可以看出，表面活性剂自吸的方式对驱油效率有明显的效果。先水驱后表面活性剂驱方式的驱油效率最高是19.2%，平均为16.5%；先表面活性剂自发渗吸再进行水驱方式的最终驱油效率最高为27.3%，平均为21.6%，驱油效率提高了5.1%；基础参数大致相同的Z2-14和Z3-55，自吸后水驱的Z3-55比Z2-14的驱油效率提高了15.0%。同时，自发渗吸后水驱的岩心的流度基本满足(10-2～10-1)×10-3μm2/(mPa·s)，流度相对于只进行水驱方式提高了3～10倍，与表面活性剂调整后的岩心流度大致相同。这是因为用表面活性剂自吸后，表面活性剂分子吸附在孔隙表面，降低固—液界面张力，减小边界层流体流动的渗流阻力，使流体在细小孔隙中以较小的驱替压差就可以克服表面分子作用力而参与流动。因此，表面活性剂的自吸作用可以明显改善低渗基质中原油的渗流特征，改变微小孔类岩心的流动能力，并达到提高采收率的效果。

表3 自吸作用对驱油效率和流度的作用效果Tab.3 Influences of spontaneous imbibition on displacement efficiency and fluidity

3.3 组合岩心变流度实验

4组水驱油变流度组合实验均在恒压驱替条件下进行。实验过程中，由于三类储渗空间的流度级差作用，裂缝岩心中的油首先被驱替并形成主要的优势大孔道，使得中大孔和微小孔岩心出油量基本为0。注入凝胶颗粒对裂缝型岩心封堵后，中大孔和微小孔岩心开始驱替出油。在中大孔岩心驱替至残余油状态后形成注入水的优势通道后，微小孔岩心不再出油。注入弱凝胶对中大孔进行封堵，再注入表面活性剂对微小孔岩心进行基质自发渗吸驱油，一定时间后再进行水驱作用下，将岩心可采油驱替出来。实验过程中各阶段的驱油效率以及流度变化见表4。可以看出：4组变流度组合实验水驱的驱油效率为16.4%～54.8%，平均水驱油效率为31.8%；流度调整前，裂缝岩心的流度基本比中大孔、微小孔岩心的流度高出10倍，甚至第3组实验中裂缝岩心比微小孔岩心调整前的流度高出102倍；流度调整后，由于裂缝和中大孔岩心的流度得到控制，优势通道得到封堵，微小孔岩心中的可采油得以启动。最终组合实验的的驱油效率为43.4%～77.2%，平均驱油效率为58.7%，相对水驱油效率平均提高了26.9%，其中第3组组合实验的最终驱油效率最高，为77.2%；第4组驱油效率提高最明显，提高30.6%。调整后的流度虽然不完全在同一级数，但是基本控制在(10-2～10-1)×10-3μm2/(mPa·s)的流度范围，在驱油效率提高的同时，实现了流度的控制，增加了波及体积。

表4 不同组合方式驱替过程中的驱油效率Tab.4 Influence of displacement combination mode on displacement efficiency

4 矿场试验

研究区ZC6338-6井组内油井受注水影响，平均含水86%，部分油井含水已经高达90%。因此2017年12月应用了本文的多级变流度技术对井组的注水井首先注入凝胶颗粒封堵以降低裂缝水窜通道流动能力，然后注入弱凝胶降低中大孔优势通道的流度，最后注入表面活性剂提高注入水进入微小孔的能力，实现油水互换。具体工作液用量、配方及时间见表5。

表5 注入施工数据Tab.5 Injection construction data

施工后产量、含水等参数见表6。从表6可以看出，井组施工后五个月平均含水从作业前的86.3%下降到65.3%，含水率下降达21.0%；其中ZC6338-8降水效果最明显，达34.0%。措施井组平均产油量为1.58 t/d，较作业前井组产油量0.36 t/d增加1.22 t/d，井组内ZC6338-8产油量最高0.41 t/d，整体增油效果显著，井组日产油增加超过200%。施工作业5个月后措施井整体产量较为稳定，到目前注水压力、日产油、含水及产液基本维持不变。

5 结 论

(1)研究区储层渗流空间可以划分为裂缝、中大孔和微小孔三级渗流空间，不同渗流空间的流度差异很大，级差最大可达104，这是低渗储层注水效果差的主要原因。

表6 施工前后产量和含水率对比Tab.6 Comparison of oil yield and water cut before and after injection construction

(2)用凝胶颗粒调整裂缝、弱凝胶调整中大孔，裂缝、中大孔流度级差降低并取得较好的注入水流度控制效果，表面活性剂能增加微小孔的注入能力，与微小孔中原油渗吸并驱替，驱油效率增加最明显。

(3)低渗储层多级变流度技术，在矿场施工后取得了较好的增油降水效果。措施井组的6口生产井平均降水21.0%，最高达34.0%，井组平均增油1.22 t/d，增油效果超过200%。