底水油藏高含水期剩余油挖潜可视化驱油实验

冯 鑫, 廖浩奇, 李丰辉, 汪周华*, 王聚锋

(1.中海石油(中国)有限公司曹妃甸作业公司， 塘沽 300459； 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)

利用天然强底水能量进行开发的底水油藏，水体入侵油藏，使开采能量得到及时补充，但与此同时，由于油水流动性差异油藏产生底水锥进，导致油井见水早，形成暴行水淹，严重影响油井产能，剩余油富集[1-3]。准确表征大底水油层高含水后期剩余油分布特征，特别是其富集部位是高含水油田调整挖潜、提高采收率的基础和关键[4]。陈欢庆等[5]指出，由于中国属于陆相沉积地层，储层非均质强烈，随着油田开发工作的不断进展，地下油水关系更加复杂，剩余油在地下的分布特征也复杂化，增大了剩余油表征难度。目前剩余油研究的主要技术为：油藏动态监测技术、油藏精细描述技术[6]、油藏模拟技术[7]。为了提高剩余油动用程度，目前主要采用两大类方法：现场生产措施调控，包括合理注采速度控制、井网完善优化、优化射孔位置等[8-9]；其次，提高采收率技术应用，包括水平井技术[10-12]、驱替开采(顶部注气、聚合物驱、气体泡沫、蒸汽驱等)[13-18]。

近几年来，实验室物理模拟技术发展迅速。崔传智等[19]，利用可视化动态仿真驱替装置进行水驱油的物理模拟实验，表征了油藏储层非均质性及边水发育等不同因素下的交替采油渗流特征。陈浪等[20]使用平板模型，模拟底水油藏直井水淹，直观地描述了水锥形态，反映了直井的水淹动态和模式。杨海博[21]利用大尺寸模型进行水驱油模拟开发，探寻水驱波及规律和井网布井方式，得到的结果接近油藏开发的实际情况。滕起等[22]根据相似理论，利用平板模型水驱油物理模拟实验，再现了油田生产过程，预测了剩余油分布，给出了明确的实验室物理模拟的可行性方法。丁观世等[23]利用天然露头岩样设计裂缝网络模型和裂缝溶洞模型，考察了不同底水压力梯度下各种模型见水特征，分析了不同模型中剩余油分布特征。路辉等[24]应用大型三维油藏物理模型，模拟底水油藏水平井的开发过程，得出驱替压差和驱替速度的降低能使水脊形成、发展的速度变慢。

为了实现模拟过程的可视化，张继红等[25]采用金属不锈钢和蓝宝石有机玻璃组成小尺度装置模型，并用染色剂将实验流体染色来实现可视化。王增宝等[26]设计了三维可视化填砂物理模型，模型是由高强度的亚克力有机玻璃黏结制成的带盖的三维腔体结构。巩磊等[27]和赵修太等[28]在模拟实验中，将模型放入透明装置中并用苏丹三将模拟油染色，从而实现模拟过程中的可视化。王雷等[29]将微观二维物理模型装入特制的高强度透明耐压橡胶夹持器模具中密封，然后装入可透视平板岩心夹持器中，从而达到模拟驱替过程中的可视化。当前实现模拟过程可视化的方法主要是利用透明装置，但是透明装置的制作成本较高且重复使用率不高，承压能力有限，并不能清晰描述模拟岩板内部的渗流特征。

基于已有大模型实验测试方法，创造性地将X射线安检机改装为实现模拟过程可视化的设备。该设备与驱替装置分离，从而适用范围广和承压能力较好，且X射线的穿透能力强，能够较好地反映岩心内流动环境的变化。本文实验根据相似理论，结合C油田实际情况，将其按一定比例缩小成平板模型。在底水驱阶段结束后采用活性水、气体和泡沫交替两组介质对该模型进行驱油实验，在较短时间内模拟实际油田几十年的开采过程，从而达到预测开发效果的目的。在实验过程中，通过X射线安检机，能够直观观察到流体渗流情况、底水锥进现象以及剩余油动用程度。

1 实验设计

1.1 实验仪器及设备

采用ANER安尔X-CT-K6550型扫描仪、驱替泵、计量系统按照实验流程图，如图1所示，组装驱替系统。

1.2 实验流体

为了真实地模拟地层条件下的流体流动情况，实验所用的模拟油是根据研究地区实际地层原油性质配置而成，黏度为在25 ℃下为30 mPa·s，模拟油是由碘代正丁烷、异辛酸铅、白油按照质量比4∶6∶3混合而成。根据前期基础实验结果选择质量浓度为1.0%的驱替用活性水，泡沫质量浓度为0.35%和纯度为99%的氮气。

1.3 实验模型

馆陶3口生产井气测渗透率纵向上结果表现为正韵律特征、渗透率级差2～4倍，如图2所示，5口探井纵向K韵律特征表现为正韵律特征、渗透率级差2～4倍，如图3所示，11-1馆陶平均渗透率为1 600 mD，可以确定下部储层渗透率为1 600 mD，上部储层渗透率为800 mD；参考井组A54H1与A43H，发现两井井距350 m，位于上部储层同深度，上部储层厚度约13 m，水平井位于上部储层中部，储层总厚度约46.5 m；结合渗透率分布特征，上部储层与下部储层的比例为1∶3。根据几何相似原理，实验岩心物理模型，如图4所示，尺寸设计为40 cm×30 cm×3 cm，模型上部储层厚度为7 cm、渗透率为800 mD，下部储层厚度23 cm、渗透率为1 600 mD，两口直井(A井和B井)相距25 cm且都位于距顶部5 cm处，井直径为5 mm。为了模拟底水油藏，在模型底部有一根底水筛管，筛管长40 cm，均匀分布了共60个孔径为1 mm的小孔。实验岩心的制备是由不同目数的石英砂、美缝胶和水混合均匀，配方如表1所示，在75 ℃结胶而成。

图2 生产井纵向渗透率

图3 探测井纵向渗透率

图4 岩心物理模型

表1 岩心配方

1.4 实验步骤

(1)从底水入口端采用恒压(2 MPa)的方式注入馆陶砂体地层水进行驱替，每注入0.1 烃类孔隙体积(HCPV)记录入口压力、出口压力、围压以及两口生产井分别产出的油量、水量，并将实验岩板送入X射线安检机内进行扫描。计算A井和B井的含水率，当某口井的含水率达到99%以上时，关闭该口井继续生产，直到A井和B井都关闭，水驱结束。

(2)在注入介质驱替阶段，底水恒压为2 MPa，选择A井作为注入井，注入速度为5 mL/min。B井作为采出井，进行驱替并记录数据，当B井的含水率达到100%时，实验结束。研究共有两组实验，第一组为活性水驱，第二组为气体泡沫驱。

2 实验结果及分析

2.1 恒压底水驱阶段

两组实验岩心的初始含水饱和度都为34%。两组模型底水驱油实验进行至含水率为99%时的结果如图5所示，可以看出两者的含水率与累计注入HCPV，采收率与累计注入HCPV的关系曲线非常接近。活性水驱和气体泡沫驱模型对应的无水采出程度分别为13.91%和14.01%，含水率为99%时对应的采出程度分别为42.03%和41.68%。模型的均质性较好，开采效果比较理想，两组模型的岩心条件接近，对比性强。

图5 恒压底水驱油阶段

2.2 注入介质驱替阶段

活性水驱模型的驱油曲线如图6所示。从含水率的变化来看，当模型注入活性水，含水率降至92.3%，随着累加注入HCPV数的增加，含水率逐渐上升。在累计注入1.9 HCPV时，含水率达到99%，活性水驱阶段的增加采收率仅为0.73%。

图6 活性水驱油曲线

气体和泡沫交替驱模型的驱油曲线如图7所示。从含水率的变化来看，当模型交替注入气体和泡沫时，含水率降至86.57%。随着累计注入HCPV数的增加，含水率总体上逐渐上升。在累计注入2.5 HCPV时，含水率达到99%，气体泡沫交替驱阶段增加采收率为2.14%，比利用活性水驱提高的采收率高1.41%，因此气体和泡沫交替驱的效果更好。

图7 气体和泡沫交替驱油曲线

两组模型在实验过程中利用X射线安检机扫描出来的剩余油的分布情况如图8和图9所示，图像中黄色代表含油饱和度最高，蓝色代表含水饱和度最高。由于两个模型的岩心条件接近，所以在底水驱阶段，两者的剩余油分布情况和水锥现象基本一致。底水驱阶段，水体纵向上锥进，初期见水快，油水界面整体抬升速度快，但并没有形成明显水锥现象。水驱阶段后期，在近井地带周围形成一个小型水锥。在活性水驱阶段，活性水注入后主要沿着高含水带渗流，平面驱替不显著。活性水驱结束后，由X射线安检机扫描出的图像能够直观地看出，在油藏顶部和边部有剩余油富集。在气体泡沫交替驱阶段，泡沫注入后，起到一定调剖作用。氮气泡沫驱中后期阶段，在重力分异和泡沫调剖的作用下，油藏上部聚集形成一个小型气顶，将井间上部的剩余油往下驱替，形成顶部气驱与平面水驱的特征，波及效率提高，从而提高井间剩余油的动用程度。

图8 活性水驱过程图

图9 气体泡沫交替驱过程图

2.3 室内实验岩心模型数模与物模的对比

室内实验岩心模型数值模拟采用的流体参数与物理模型一致。数值模拟过程图和物理实验过程图对比如图10所示。根据数值模拟过程图显示，在底水驱油阶段，底水水平向上推进，并无明显的水锥现象出现，近井地带附近在驱替末期出现小型水锥。在活性水驱阶段，活性水沿水通道进入生产井，并未动用井间剩余油。数值模拟过程图与物理实验过程图吻合，并且数模结果显示水驱采收率41.98%和最终采收率42.18%，与物理实验水驱采收率42.03%和最终采收率42.76%相当，证明室内实验岩心模型数模与物模的相似性。

图10 数模与物模过程图对比

3 结论

利用X射线安检机发明了一种可视化模拟油藏装置，利用该装置能直观看到流体在模拟岩层中的流动和分布情况，可用于研究不同模型的波及规律，对指导实际油藏开发具有重要意义。

采用活性水和气体泡沫分别对高含水期的剩余油进行驱替研究，注入气体和泡沫驱提高采收率程度比注入活性水驱高。活性水沿高含水带渗流，平面驱替不显著；气体泡沫在油藏上部形成气顶，形成顶部气驱和平面水驱从而增加波及效率，提高井间和顶部剩余油动用程度。

实际生产证明，对进入高含水开发阶段的强底水油藏，进行注入气体和泡沫交替驱的开发调整是成功的，大大提高了最终采收率。