苏伊士湾N油藏多轮次调驱物理模拟实验

康 博，王 健，宋阳坤，何 巍,周长江

1.成都北方石油勘探开发技术有限公司，成都 610500；2.西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；3.中国石油大港油田采油工艺研究院，天津 300280

N油田位于苏伊士湾裂谷盆地的东南端，盆地南端毗邻红海，东西方向发育断裂带并以此作为盆地的边界，盆地整体呈近北西-东南向长条状分布[1]。该裂谷盆地发育经历了前裂谷时期、同生裂谷时期和后裂谷时期。目的层沉积发生在同生裂谷时期的后期，盆地沉降速率降低，开始出现陆源碎屑沉积，即中新世的Kareem组扇三角洲沉积，局部隆起剥蚀，盆地被活动的北东向断层切割形成垒堑模式。苏伊士湾N油田受区域构造作用的影响，断裂系统十分发育。复杂的构造运动导致储层、油层断失现象严重，油藏局部小断层、裂缝发育，其开发特征表现为：注水开发后见水方向性明显，含水快速上升，低含水采油期短，个别油井水淹严重，单井产量递减很快等。局部发育的天然裂缝或高渗条带给生产带来了一些负面影响，影响油藏开发。近几年开展以提高采收率为目的的注水参数优化调整，虽然取得了一定的效果，但因储层平面及纵向的非均质性，导致措施有效期短和措施有效率偏低，使后续稳产工作更加困难。结合国内外稳油控水的经验，弱凝胶深部调驱技术成熟、投资少、见效快，适合海外油田效益开发的要求[2-6]。为提高调驱应用效果，将常规的单一段塞改变为多轮次段塞。现场应用多轮次调驱的效果尚具有不确定性，调驱机理尚需要深化[7-10]，笔者通过可视化平面模型的设计与实验，对多轮次调驱的机理进行研究，以期指导现场生产。

1 模型的设计与制作

试验采用装填岩心片的微观可视化模型和填充石英砂的平面可视化模型模拟现场多方向见水的裂缝性或存在优势通道的油藏进行多轮次调驱。微观可视化模型采用两块面积分别为225 cm2正方形有机玻璃夹持长10 cm，宽10 cm，厚0.25 cm的岩心片，采用环氧树脂胶进行密封。此物理模型设计有1个注入端和3个采出端，模型示意见图1。

图1 微观可视化模型示意图

平面可视化模型与微观可视化模型注采口设置相同。沿左侧注入口与右侧采出口一带设置3 cm宽高渗区，用以模拟裂缝，其余为低渗区。平面可视化模型长20 cm，宽20 cm，厚1 cm。

2 实验方法

安装好设计的微观模型及平面可视化模型；饱和水，用质量分数为0.2%的甲基蓝兑地层水染成蓝色，恒速注水。饱和油，根据油藏条件配制的原油，建立束缚水饱和度； 水驱油，对水驱油过程录像，记录剩余油分布；将弱凝胶染成粉红色并进行多轮次调驱，对微观驱替、油水流动规律、剩余油分布进行录像。

3 结果和讨论

3.1 微观可视化模型实验

实验按图1设计的水平放置微观可视化模型进行，从左侧注入端饱和水、饱和油与水驱油，观察上、下及右侧出口端的产出情况，建立剩余油分布模型。饱和水、饱和油、水驱油实物见图2。水驱、各轮次凝胶调驱后剩余油效果对比见图3。

图2 饱和水、饱和油、水驱油实物图

图3 水驱、各轮次弱凝胶调驱后剩余油效果对比

从图2可以看出，水驱油过程中注入水优先选择高渗透区域，低渗透区域启动较慢，与实际开采中水驱沿高渗通道水窜现象相符。

由图3a可知，当注水突破后，表现出多方向见水特征，模型上部、下部和右部的3个出口都见到水产出，而右端出口和上端出口产水量最多，下端出水口产水量较少。由实验可知，注水后形成主要的水流通道，此区域的剩余油动用较高，而主流线以外左下角、右上角的区域，注入水波及效率低，剩余油相对富集。

由多轮次弱凝胶调驱实验可知，第一轮调驱弱凝胶优先进入高渗驱并进行封堵，从而使后续水驱改向，驱动剩余油，提高波及面积；第二轮调驱相比第一轮差；而第三轮效果最差，但仍可以驱替剩余油，提高采收率。

3.2 平面可视化模型实验

通过可视化平面模型实验得出的凝胶三轮次调驱试验结果见图4，驱出油量见表1。

图4 平面可视化模型试验效果图

表1 平面可视化模型调驱效果

由可视化平面模型实验可以观察到，在进行第一轮调驱过程中，注入的弱凝胶首先主要进入3 cm宽的高渗区，沿此模拟的裂缝突进，突进的长度大约2 cm，由于前缘注入凝胶的封堵左右，后续凝胶更多的流向低渗透区域，驱动低渗区的原油。由此可知，弱凝胶有效地实现调剖和驱油。当第一轮调驱及后续水驱采出程度达到39.9%，调驱取得良好的增油效果。但模型中剩余油仍较高，因此进行第二轮调驱。第二轮注入的弱凝胶推进第一轮凝胶向前流动，由于阻力，第二轮凝胶的波及面积更大，将第一轮未被波及到的原油驱出。并且由于液流改向及聚合物分子的黏弹力，驱动中形成的瞬时“负压”，致使孔隙中的油流出，提高了洗油效率。第二轮调驱，弱凝胶明显扩大了波及面积和扫油效率，可以驱动第一轮未波及到的剩余油，但增油量较第一轮低。第三轮调驱中波及面积和扫油效率进一步扩大，基本驱出了模型中的原油。

从调驱实验可知，在多轮调驱中，多轮次调驱效果明显好于一次调驱，最终采收率和波及效率均高于一次调驱，但多轮次调驱后注水压力抬升幅度降低，调驱效果逐次递减。

3.3 并联岩心流动试验

试验采用3根并联填砂管，模拟不同渗透率级差下的多方向见水油藏分别进行单次调驱与多轮调驱结果见表2和表3。

表2 并联填砂管单次调驱结果

表3 并联填砂管多轮调驱结果

由表2、表3可以看出，单次调驱对模型吸水剖面改善程度较多轮调驱中的第一轮次调驱的结果好，但和经过二轮、三轮调驱后的结果比则较差，说明多轮调驱可以较好的改善不同渗透率级差的吸水剖面，缓解储层非均质性对油藏水驱效果的影响。多轮调驱可动态封堵高渗层，启动低渗层的渗流通道。

4 多轮调驱机理

1)多轮调驱协同调驱机理

对于存在裂缝或优势通道的油藏，多轮调驱可以充分发挥协同作用提高调驱效果[11]。传统的单一段塞调驱通过大剂量堵剂对裂缝或高渗层进行封堵，初期效果明显，使后续水驱改向进入低渗层，但随注水开发时间增加，又会形成新的渗流通道，从而造成油井水淹。

多轮调驱通过小剂量、多轮次的手段，根据最小阻力动态到达裂缝或优势通道，进行深部调驱。前一轮堵剂暂堵裂缝后，后一轮堵剂会继续推动其向裂缝深处运移，当阻力到达一定值后，后续轮次堵剂会改变流向，转向封堵其他微裂缝或高渗层，从而使后续水驱扩大波及面积，实现多方向见水井组的综合控水稳油。

2)多轮调驱逐次递减机理

两组可视化模型的结果均表明，运用多轮调驱技术，其调驱效果存在逐次递减现象。多轮调驱是通过将多段塞分时分批次注入地层深部以达到井组整体受效的调驱手段。由于调驱波及面的重叠、调驱径向距离的增加、调驱时机的选择、注入工艺的影响以及凝胶性能的不同，其调驱效果会随调驱级数的增加而减弱。

为了减缓多轮调驱逐次递减现象造成的影响，可通过优化各轮次弱凝胶的强度、用量、调驱时机等参数进一步控制多轮调驱的调驱效果。

5 结论与建议

1)苏伊士湾N油藏由于裂缝或高渗条带的存在，油井含水上升速度快，呈现出暴性水淹的特征，实验表明多轮次调驱可实现稳油控水。

2)室内设计并制作了多方向见水裂缝性油藏的微观模型和平面可视化模型，得到了多轮调驱协同调驱机理,并证实了多轮调驱比单次调驱效果好,多轮次调驱效果逐次递减。

3)影响多轮调驱效果的因素是多方面的，需结合物理模拟实验，开展数值模拟进行参数优化设计。