郭 健， 賴小娟， 張 力， 余雪英， 王 軍， 苗 軍

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系, 陜西 西安 710000； 2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司第二采油廠, 甘肅 慶陽 745100; 3.陜西科技大學(xué) 教育部輕化工助劑化學(xué)與技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 陜西 西安 710021)

0 引言

西峰油田作為長(zhǎng)慶典型的低滲透油藏，于2000年左右投入開發(fā)，目前由于含水上升速度加快、水驅(qū)效率較低，油田注水開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)難度逐年增大，為保證持續(xù)穩(wěn)定高效開發(fā)，尋求適宜西峰油田三疊系油藏行之有效的提高采收率的技術(shù)方法，開展技術(shù)研究與試驗(yàn)探索是非常迫切和重要的.本文結(jié)合西峰油田三疊系油藏儲(chǔ)層特點(diǎn)，借鑒侏羅系油藏提高采收率的研究與經(jīng)驗(yàn)，對(duì)現(xiàn)有的提高采收率技術(shù)進(jìn)行了分析，評(píng)價(jià)了堵水調(diào)剖的應(yīng)用效果，總結(jié)了幾種驅(qū)油技術(shù)在西峰油田適應(yīng)性及組合應(yīng)用方法.

1 西峰油田的開發(fā)現(xiàn)狀及開發(fā)過程中存在的矛盾

1.1 開發(fā)現(xiàn)狀

西峰油田目前共有6個(gè)開發(fā)區(qū)塊：白馬中、白馬南、董志、白馬西、慶陽、什社，主要開發(fā)3個(gè)區(qū)塊：白馬中區(qū)、白馬南區(qū)和董志區(qū).采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)(井距500～540 m，排距130～180 m)建產(chǎn)，截止2009年底，探明含油面積415.97 km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量2.375 9×108t；動(dòng)用含油面積201.01 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1.335 3×108t，動(dòng)用可采儲(chǔ)量2.746 75×104t；剩余可采儲(chǔ)量：206 6.7×104t.

2010年10月油井開井1 355口，井口日產(chǎn)液4 011 t，日產(chǎn)油2 736 t，綜合含水31.8%，平均動(dòng)液面1 372 m，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.75%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度5.16%，可采儲(chǔ)量采油速度3.63%，可采儲(chǔ)量采出程度25.07%，剩余可采儲(chǔ)量采油速度4.64%.水井開井542口，日注水11 899 m3，注采比2.25，累計(jì)注采比2.1.

1.2 開發(fā)過程中存在的矛盾

西峰油田作為特低滲油藏，在開發(fā)過程中存在以下幾個(gè)主要矛盾[1]：

(1)注水壓力上升，正常注水困難

西峰油田主力區(qū)塊初始注水壓力大，隨著開發(fā)過程的深入，注水壓力不斷上升，白馬南注水壓力達(dá)到18.5 MPa，董志、白馬中目前平均注水壓力分別為18.1 MPa、17.0 MPa，隨著壓力的上升油田正常注水難度加大.

西峰油田主力區(qū)塊初始注水壓力大，隨著開發(fā)過程的深入，注水壓力都有上升趨勢(shì)，特別是白馬南由于物性差、井排距過大，有效驅(qū)替未建立，注入水壓力擴(kuò)散差，注水壓力上升幅度最大，到注水第53個(gè)月注水壓力達(dá)到20.1 MPa.董志、白馬中注水壓力不同程度上升，注水第53個(gè)月平均注水壓力分別為16.1 MPa、16.3 MPa.

表1 西峰油田主力區(qū)注水壓力變化表

(2)油層致密，基質(zhì)中油難以驅(qū)替

無論是利用天然能量開發(fā)還是注水開發(fā)，油井產(chǎn)液必須有驅(qū)動(dòng)力，而驅(qū)動(dòng)力必須通過具有滲透能力的儲(chǔ)層來傳導(dǎo).但在實(shí)際開發(fā)過程中，由于西峰油田儲(chǔ)層以裂縫+基質(zhì)為主，與中高滲油藏相比[2,3]，滲透率低(2.72×10-3μm2)，孔隙度小(10.5%).常規(guī)的注水方式難以對(duì)基質(zhì)中油進(jìn)行有效驅(qū)替.

(3)含水上升是影響油田穩(wěn)產(chǎn)的主要因素

截至2010年11月，西峰油田(主力區(qū)塊)油井見水742口，占油井總井?dāng)?shù)的58.2%，全年因含水上升造成產(chǎn)能損失預(yù)計(jì)達(dá)到2.0×104t以上，影響油田產(chǎn)量遞減2.1%.

綜合考慮動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)結(jié)果、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和儲(chǔ)層特征，對(duì)不同儲(chǔ)層不同區(qū)塊的見水規(guī)律進(jìn)行研究，油井含水上升主要受裂縫、井網(wǎng)、沉積微相、油藏壓力、儲(chǔ)層物性因素影響.

一是微裂縫發(fā)育，井網(wǎng)主向含水上升快.西峰油田微裂縫發(fā)育，采取菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)部署產(chǎn)建開發(fā)，井網(wǎng)方向與裂縫方向一致，裂縫主向井見水快，含水上升快，截止2010年11月，西峰主向見水285口，占主向井?dāng)?shù)的87.4%，與見水前對(duì)比，日損失產(chǎn)能658 t.

二是局部隨著采出程度升高，進(jìn)入中含水采油期，含水上升快.白馬中西13區(qū)隨著采出程度(可采儲(chǔ)量采出程度59.4%)的增加，中含水開發(fā)階段(綜合含水26.7%)，含水上升快，2010年含水上升43口，日影響油量28.3 t.

2 堵水調(diào)剖評(píng)價(jià)與分析

2.1 效果評(píng)價(jià)

2011年在西峰油田以白馬中、董志區(qū)實(shí)施整體調(diào)剖30口，其中白馬中區(qū)26口，董志區(qū)4口.截至目前，對(duì)應(yīng)油井中有71口見效，見效井日增油28.6 t/d，累計(jì)增油4 240 t，從實(shí)施區(qū)域生產(chǎn)曲線來看，調(diào)剖后區(qū)域內(nèi)遞減趨勢(shì)減緩，含水保持平穩(wěn).

區(qū)塊遞減變小，通過歷年治理，白馬中區(qū)自然遞減指標(biāo)逐年下降，其中西17區(qū)域含水上升率得到有效控制，生產(chǎn)形勢(shì)穩(wěn)定.

區(qū)塊開發(fā)效果變好，通過實(shí)施區(qū)域堵水調(diào)剖，區(qū)塊開發(fā)效果明顯改善.

表2 白馬中堵水調(diào)剖前后吸水厚度對(duì)比表

表2列出了白馬中堵水調(diào)剖前后吸水厚度對(duì)比情況.由此可見，水井吸水剖面改善，部分水井尖峰狀吸水明顯減弱，吸水層段發(fā)生移動(dòng)，吸水剖面得到改善.通過對(duì)9口可對(duì)比井的吸水剖面數(shù)據(jù)分析，吸水剖面得到改善井7口，吸水厚度增加11.9 m，其中吸水厚度增加井4口，增加厚度可達(dá)23.7 m，避開高滲段吸水層段減小2口井，厚度下降8.6 m，但從井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)看，效果較好.

2.2 效果分析

2011年在西峰油田共應(yīng)用了以聚合物為主的復(fù)合交聯(lián)體系和以無機(jī)凝膠為主的復(fù)合凝膠體系，調(diào)剖后區(qū)域內(nèi)含水上升趨勢(shì)得到了抑制，均有很好的適應(yīng)性.

應(yīng)用復(fù)合交聯(lián)體系在白馬中實(shí)施14口，該堵劑主要由聚合物、有機(jī)交聯(lián)劑交聯(lián)后的凍膠為主，成膠后具有一定的流動(dòng)性，注水壓力由16.2 MPa上升至18.2 MPa，平均壓力上升了2.0 MPa，對(duì)應(yīng)井79口中有36口見效，見效率45.6%，日增油39.6 t，累計(jì)增油2 953 t，累計(jì)降水3 646 m3.

應(yīng)用復(fù)合凝膠體系在白馬中、董志區(qū)實(shí)施16口，注水壓力由17.2 MPa上升至19.8 MPa，該堵劑主要由硅酸鹽、鹽酸為主，成膠前粘度較低，反應(yīng)后形成的硅酸類凝膠封堵裂縫，平均壓力上升了2.6 MPa，對(duì)應(yīng)井93口，日產(chǎn)液下降了34.6 m3，日產(chǎn)油下降了5 t，綜合含水下降4.4%.其中有35口見效，見效井日增油13.2 t，累計(jì)增油2 346 t，累計(jì)降水2 539 m3.

從調(diào)剖后生產(chǎn)數(shù)據(jù)來看，調(diào)剖后兩種體系均起到抑制含水上升、減緩遞減的作用，但同時(shí)日產(chǎn)液有所下降，其中復(fù)合凝膠體系日產(chǎn)液下降幅度較大.主要是因?yàn)槎聞┰賹?duì)主裂縫通道實(shí)施成功封堵的同時(shí)，水驅(qū)方向發(fā)生了轉(zhuǎn)變，但是西峰油田以基質(zhì)+微裂縫為主的油層，部分方向難以驅(qū)替，在啟動(dòng)的新的低滲區(qū)時(shí)見效慢、幅度小.

與侏羅系油藏相比，西峰油田特低滲油藏水驅(qū)的臨界驅(qū)動(dòng)壓力梯度過高，其中高滲、特低滲水驅(qū)機(jī)理見圖1和圖2[4].除了原水竄方向，在其他方向上難以建立起有效驅(qū)動(dòng)壓差；油層致密，水驅(qū)方向轉(zhuǎn)變后，向目標(biāo)井驅(qū)油難度大.導(dǎo)致調(diào)剖后井組日產(chǎn)液下降，單井增油效果不明顯.

圖1 中高滲油藏調(diào)剖后水驅(qū)機(jī)理圖

圖2 特低滲油藏調(diào)剖后水驅(qū)機(jī)理圖

3 三次采油技術(shù)選擇

目前國(guó)內(nèi)外已形成三次采油四大技術(shù)系列，即化學(xué)法、氣驅(qū)、熱采和微生物采油[5].在國(guó)外主要以氣驅(qū)和熱采為主，而化學(xué)驅(qū)成了我國(guó)油田提高石油采收率的主要研究方向[6].長(zhǎng)慶油田公司近年來針對(duì)超低滲油藏開展了多項(xiàng)三次采油技術(shù)研究與礦場(chǎng)試驗(yàn)，其中化學(xué)驅(qū)包括華201區(qū)聚合物驅(qū)、北三區(qū)聚-表二元驅(qū)、五里灣、北三區(qū)空氣泡沫驅(qū)，氣驅(qū)包括安塞注烴氣驅(qū)、以及目前研究的CO2驅(qū)等.

3.1 注化學(xué)驅(qū)適應(yīng)性分析

3.1.1 影響化學(xué)驅(qū)效果主要因素

在注化學(xué)驅(qū)過程中影響因素較多，在眾多影響采收率的因素中，波及體積和驅(qū)替效率是兩大關(guān)鍵性因素，而影響它們的因素又有很多，有非均質(zhì)性及物性特征等地質(zhì)因素、也有配液水礦化度、井網(wǎng)井位部署、注入流程、藥品質(zhì)量性能工藝因素.通過近年來現(xiàn)場(chǎng)礦場(chǎng)試驗(yàn)與研究，在施工工藝上有了明顯的適應(yīng)性，現(xiàn)場(chǎng)注入粘度與其他油田試驗(yàn)相比，均有較高的提升.所以影響注化學(xué)驅(qū)目前最主要的因素還是油藏儲(chǔ)層物性特征[7].

3.1.2 驅(qū)油技術(shù)分析

(1)聚合物驅(qū)技術(shù)

聚合物驅(qū)技術(shù)主要是通過增加水相粘度和降低水相滲透率來改善流度比、提高波及系數(shù)，從而提高原油采油率的一項(xiàng)技術(shù).2008年在華201區(qū)侏羅系油藏延8層開始試驗(yàn)，截至目前已實(shí)施至第四階段，累計(jì)注入聚合物溶液29.89×104m3，注入孔隙體積0.148 PV.注聚后注入壓力逐步上升.目前6口井中平均注入粘度38.1 mPa·s，壓力11.8 MPa.與注聚前相比，壓力提高4.0 MPa；油藏遞減大幅下降，與注聚前相比，月油量遞減速度下降1.85 t/月，月含水上升速度下降0.42%，取得了顯著的穩(wěn)產(chǎn)效果.

與侏羅系油藏相比，西峰油田三疊系油藏具有3大特點(diǎn).

一是油藏低孔低滲，聚合物溶液波及效率的能力有限.西峰油田長(zhǎng)8油藏與國(guó)內(nèi)外同類低滲透油藏相比，其滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于其他油藏，與華201區(qū)相比，滲透率相差22倍，常規(guī)水驅(qū)難以在致密基質(zhì)中驅(qū)替油，聚合物溶液粘度較高，所以更難以提高波及效率.

二是壓力提升空間有限，聚合物難以注入.西峰油田注水壓力較高(平均油壓18.1 MPa)，在現(xiàn)有系統(tǒng)壓力條件下，部分水井存在注水困難的問題.根據(jù)華201區(qū)注聚現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果，在注入0.148 PV情況下，平均單井壓力提高了4.0 MPa，所以目前西峰油田注水系統(tǒng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)無法滿足注聚合物的要求，難以為化學(xué)驅(qū)注入預(yù)留出足夠的壓力上升空間.

三是油藏裂縫、微裂縫發(fā)育，容易對(duì)致密基質(zhì)的局部和整體污染.通過對(duì)西峰油田39口井巖心觀察，有20口井見到裂縫、微裂縫，以高角度斜裂縫為主(占裂縫總數(shù)的47%，垂直裂縫占27.5%，順層縫占25%).長(zhǎng)8油藏較大天然裂縫可達(dá)到300～500 m，密度約為9～16 條/km，最大孔喉半徑1.63μm.

由于連通油水井的局部高滲孔隙通道和裂縫是儲(chǔ)層中原油流向油井的主要通道.如果聚合物堆積在這些通道，油藏中的原油無法被驅(qū)動(dòng)流向油井，必然導(dǎo)致油井產(chǎn)能的大幅度降低.

綜上所述，由于聚合物粘度較高，聚合物驅(qū)油技術(shù)在西峰油田長(zhǎng)8油藏適應(yīng)性較差，下步還需要進(jìn)一步研究與探索.

(2)表面活性劑驅(qū)技術(shù)

表面活性劑注入性好，相比聚合物溶液更能進(jìn)入低滲透油藏，主要驅(qū)油機(jī)理是降低油水界面張力，使地層表面潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)，從而提高洗油效率[8].在低滲油藏中，使用適當(dāng)?shù)幕钚詣┤芤?，降低油水界面張力，?duì)驅(qū)替孔喉油滴和微觀非均質(zhì)殘余油是有利的.但是，由于低滲油藏中的殘余油滴更多地滯留在特別細(xì)小的孔喉中，即使界面張力降得很低，驅(qū)油劑也很難進(jìn)入這些細(xì)小的孔喉，驅(qū)動(dòng)其中的殘余油滴.所以，降低界面張力，驅(qū)動(dòng)孔喉殘余油滴和微觀非均質(zhì)殘余油，對(duì)驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)比中高滲油藏相對(duì)要小些.

圖3 不同滲透率情況下采出程度對(duì)比圖

進(jìn)行驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見圖3.圖3表明，滲透率由39.9 mD降至10.4 mD，微觀驅(qū)油效率低了約2倍.這表明，在低滲范圍內(nèi)，隨油藏滲透率的降低，活性劑溶液驅(qū)替孔喉殘余油滴和微觀非均質(zhì)殘余油對(duì)總驅(qū)油效率有貢獻(xiàn)，但其貢獻(xiàn)率大幅度降低.

表面活性劑驅(qū)油技術(shù)在低滲透油藏水驅(qū)后，基質(zhì)中微觀殘余油飽和度比中高滲油藏高，波及效率比中高滲油藏低，活性劑驅(qū)提高驅(qū)油效率和波及效率的潛力均很大[9].

3.2 注氣驅(qū)適應(yīng)性分析

目前國(guó)內(nèi)外主要應(yīng)用的氣驅(qū)技術(shù)有CO2驅(qū)、N2驅(qū)以及空氣驅(qū)等，近年來油田公司對(duì)已開發(fā)油田進(jìn)行了氣驅(qū)技術(shù)研究與篩選，認(rèn)為CO2驅(qū)可以改善流度比、降低界面張力、提高滲透率，相比其他驅(qū)油技術(shù)更為適合低滲透油藏[10].

表3 各油田CO2驅(qū)提高采收率預(yù)測(cè)表

巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，水驅(qū)后CO2驅(qū)驅(qū)油效率提高了10%～40%，從提高微觀驅(qū)油效率來看，CO2驅(qū)能大幅提高波及體系和水驅(qū)效率，在低滲透油藏優(yōu)勢(shì)更加明顯，適合非均質(zhì)性強(qiáng)的特低滲油藏.

4 結(jié)論

(1)對(duì)調(diào)剖效果的認(rèn)識(shí).與2010年同期效果對(duì)比，2011年調(diào)剖井組增油量較少，但是見效率高，主要原因是2011年主要在三疊系油藏開展區(qū)塊整體調(diào)剖，三疊系油藏裂縫、微裂縫發(fā)育，方向性裂縫復(fù)雜，在部分致密基質(zhì)中水驅(qū)方向波及效率低，所以該區(qū)域整體調(diào)剖是一個(gè)和緩、穩(wěn)步調(diào)整水驅(qū)狀態(tài)的過程，著眼于對(duì)油藏整體的調(diào)控.評(píng)價(jià)調(diào)剖效果需要從區(qū)域整體開發(fā)效果來看，不能從單純?cè)鲇土縼砜?

(2)對(duì)注化學(xué)驅(qū)技術(shù)的認(rèn)識(shí).聚合物驅(qū)：聚合物溶液在西峰油田特低滲油藏中由于受滲透率、壓力等因素的限制，提高采收率能力有限，下步針對(duì)此類油藏研究應(yīng)該主要從選擇注入層系，將聚合物驅(qū)難以動(dòng)用的特低滲透油層剔除，確定注入?yún)?shù)，保證聚合物溶液注的進(jìn)、驅(qū)的動(dòng)得同時(shí)，不會(huì)堵塞低滲透層等方面開展.表面活性驅(qū)：研究表明，降低油水界面張力的活性劑驅(qū)，可以提高低滲油藏的驅(qū)油效率，在西峰油田提高采收率應(yīng)用方面是可行的，但是單獨(dú)的表面活性劑驅(qū)吸附量大，表面活性劑損失大，用量大，成本較高，建議可以考慮在充分調(diào)剖后，適當(dāng)注入一定量表面活性劑，即進(jìn)行充分的二次采油與有限度三次采油相結(jié)合的辦法.

(3)對(duì)注CO2驅(qū)的認(rèn)識(shí).從油田公司對(duì)三疊系特低滲油藏研究與試驗(yàn)方向來看，注CO2驅(qū)將是西峰油田提高采收率的主導(dǎo)技術(shù).分析認(rèn)為，在實(shí)施注CO2驅(qū)前期應(yīng)該開展堵水調(diào)剖，通過堵、驅(qū)結(jié)合的方法使采收率最大化.

從數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果可以看出，組合技術(shù)排序?yàn)椋荷畈空{(diào)剖+聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)、二氧化碳驅(qū)，四種組合技術(shù)最終采收率分別為39.4%，、40.2%、40.8%、43.1%.

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