李曉驍，任曉娟，羅向榮，劉雨煙，馬煥煥，王 寧

(西安石油大學 石油工程學院，陜西 西安 710065)

引 言

研究區(qū)鄂爾多斯盆地東部三疊系長6儲層，儲層滲透率在(0.02～6.20)×10-3μm2，主要分布在(0.10～0.55)×10-3μm2；孔隙度最小為0.8%，最大15.1%，主要分布于7%～11%；儲層巖性主要為細粒長石砂巖。這類儲層常伴有物性差、天然能量不足、孔喉結構復雜、非均質(zhì)性強和天然裂縫發(fā)育的特點[1-10]，往往需要儲層壓裂改造注水開發(fā)。由于這類儲層人工裂縫、天然微裂縫和復雜孔喉的同時存在，增加了儲層非均質(zhì)性，使得開發(fā)過程易出現(xiàn)暴性水淹、高滲孔道竄流的現(xiàn)象，常規(guī)的調(diào)剖堵水作業(yè)效果常常欠佳[11-18]。由于油水前緣的均勻推進及前緣穩(wěn)定是實現(xiàn)良好水驅(qū)效果的主要手段之一[19-23]，因此本文借用高滲儲層多級變流度增油降水的技術思路[24-25]，即通過調(diào)整不同滲流空間的流度到一個合理的數(shù)量級，減小流度級差實現(xiàn)平面和縱向上均勻驅(qū)替，從而使波及效率最大化，達到提高采收率的目的。

1 滲流空間的分級

通過鑄體、電鏡、壓汞、壓裂施工資料分析、室內(nèi)滲流實驗評價等對研究區(qū)儲層巖石孔隙結構、人工和天然裂縫進行研究分析，將研究區(qū)儲層滲流空間劃分為三級，即裂縫(人工裂縫及天然裂縫)、中大孔、微小孔，對應的滲流空間尺寸和性質(zhì)見表1。第一級是裂縫，包括人工裂縫和天然裂縫；第二級主要是以粒間孔為主的大孔道；第三級是以長石溶蝕微孔、綠泥石溶蝕微孔等小孔喉和微裂縫(見圖1)。

表1 研究區(qū)儲層滲流空間分級特征Tab.1 Classification characteristics of reservoir seepage space in the study area

圖1 典型孔隙結構Fig.1 Typical pore structure

從表1可以看出，第一級裂縫類(Ⅰ類)、第二級中大孔類(Ⅱ類)和第三級微小孔(Ⅲ類)巖心的油水滲流流度級差可達101～104。因此，在三類滲流空間中，裂縫是注入水主要的高滲竄流通道；中大孔是次要滲流通道；微小孔是主要的儲集空間，常常是注入水難以波及的儲滲空間。

2 變流度實驗方法及條件

2.1 實驗方法及步驟

2.1.1 單塊巖心變流度實驗

依據(jù)SY/T5590-2004《調(diào)剖劑性能評價方法》和SY/T5345-2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》，主要實驗步驟如下：

(1)巖心洗油、烘干，抽空飽和地層水24 h后，恒壓油驅(qū)巖心至束縛水狀態(tài)；

(2)恒壓水驅(qū)巖心至殘余油狀態(tài)，測試滲透率并計算流度的大??；

(3)對裂縫巖心注入凝膠顆粒，并在40 ℃下穩(wěn)定5 h后測試滲透率并計算流度；中大孔巖心注入弱凝膠并在40 ℃下穩(wěn)定5.5 h后測試滲透率并計算流度；微小孔巖心注入表面活性劑1 PV以上穩(wěn)定3 h后測試并計算流度。

2.1.2 巖心組合變流度實驗

依據(jù)SY/T5590-2004《調(diào)剖劑性能評價方法》和SY/T5345-2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》，實驗流程見圖2，主要實驗步驟如下：

(1)巖心洗油、烘干，抽空飽和地層水24 h后，恒壓油驅(qū)巖心至束縛水狀態(tài)；

(2)恒壓驅(qū)替至三類滲流空間的巖心總出油量不變且注入模擬地層水達5 PV后，注入凝膠顆粒進行裂縫型巖心封堵，候凝5 h；

(3)維持恒壓驅(qū)替條件，待總出油體積維持恒定且注入水超過5 PV后，注入弱凝膠0.5 PV并候凝5.5 h；再注入表面活性劑溶液1PV維持3 h，水驅(qū)至殘余油狀態(tài)，計算總驅(qū)油體積；

(4)測試三類巖心滲透率并計算流度。

圖2 巖心組合實驗流程Fig.2 Flow chart of parallel core experiment

2.1.3 巖心自吸實驗

依據(jù)SY/T5153—2007《油藏巖石潤濕性測定方法》，主要實驗步驟如下：

(1)巖心洗油、烘干，抽空飽和地層水24 h后，恒壓油驅(qū)巖心至束縛水狀態(tài)；

(2)將巖心浸泡在裝有表面活性劑的Amott自吸裝置中，在恒溫40 ℃環(huán)境下每隔15 min測量驅(qū)油體積，持續(xù)72 h；

(3)將自吸后的巖心放于巖心夾持器中，恒壓驅(qū)替地層水至殘余油狀態(tài)，計算總出油體積，測試滲透率并計算流度。

2.2 實驗材料與條件

實驗用水為模擬地層水，CaCl2型，密度為1.03g/cm3，黏度為1.18 mPa·s，礦化度為47 470 mg/L；實驗用煤油模擬地層原油，實驗條件下密度為0.798 g/cm3，黏度為1.63 mPa·s；實驗所用預交聯(lián)凝膠顆粒為聚丙烯酰胺類凝膠顆粒，粒徑范圍0.9～3.0 mm，在一定壓力下可以進入裂縫及大孔喉道，是主要的裂縫封堵劑，成膠時間5 h，靜態(tài)等級為E，工業(yè)品；所用弱凝膠配方為0.3%AMPS改性聚丙烯酰胺+0.4%低聚酚醛交聯(lián)劑+0.2%促進增強劑，改性聚合物分子量約為800萬，促進增強劑是由硫脲、多羥基酚和氯化銨復配自制而成，該弱凝膠體系難以進入微小孔喉，主要用來封堵中大型孔喉，成膠黏度3×104mPa·s以上，成膠時間5.5 h；實驗所用表面活性劑為非-陰離子型，由椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、α-烯基磺酸鈉和混合醇復配制成，界面張力0.06 N/m，密度0.996 g/cm3，黏度0.995 mPa·s。

實驗主要儀器有液壓高壓巖心切割機、智能凝膠分析儀[26]、HX-2恒溫箱、ISCO-100DX恒壓恒速泵等驅(qū)替裝置、Amott自吸瓶等。

實驗溫度40 ℃。

實驗所用巖心包括人造裂縫巖心和基質(zhì)巖心，樣品長3.4～6.8 cm，直徑2.51～2.54 cm。人造裂縫巖心共計8塊，通過基質(zhì)巖心人工劈開造縫、包裹四熱塑膠帶制成，基質(zhì)巖心滲透率小于0.1×10-3μm2，劈開后氣測滲透率(5.61～38.7)×10-3μm2，平均滲透率為20.3×10-3μm2；中大孔巖心和微小孔巖心為天然基質(zhì)巖心，其中中大孔巖心8塊，氣測滲透率為(1.53～2.08)×10-3μm2，孔隙度8.6%～13.7%，平均氣測滲透率為1.75×10-3μm2，平均孔隙度為11.4%；微小孔巖心12塊，氣測滲透率為(0.06～0.97)×10-3μm2，孔隙度8.3%～12.7%，平均氣測滲透率為0.45×10-3μm2，平均孔隙度為10.3%。

3 室內(nèi)實驗結果及分析

3.1 單塊巖心變流度實驗

實驗結果見表2。由表2可知，不同滲流空間的巖心在實驗調(diào)整后流度有了明顯的變化，其中裂縫型巖心流度下降幅度最大為Z3-1的96.6%，平均下降了94.7%；中大孔型巖心流度下降最高為Z3-43的90.3%，平均下降了87.2%；微小孔型巖心注入表面活性劑后流度大幅度提高，基本提高了3～10倍，滲流特征得到了改善。不同滲流空間的巖心流度經(jīng)過調(diào)整后基本能控制到(10-2～10-1)×10-3μm2/(mPa·s)，流度級差得到了控制。

表2 單塊巖心流度控制效果Tab.2 Fluidity control experiment result of single core

3.2 微小孔巖心自吸實驗

選擇4塊微小孔類巖心先進行表面活性劑自發(fā)滲吸，再進行水驅(qū)的方式進行自吸實驗，巖心基本參數(shù)與3.1微小孔類大致相同，并對比兩組實驗的流度和驅(qū)油效率。兩組實驗的實驗結果見表3?？梢钥闯?，表面活性劑自吸的方式對驅(qū)油效率有明顯的效果。先水驅(qū)后表面活性劑驅(qū)方式的驅(qū)油效率最高是19.2%，平均為16.5%；先表面活性劑自發(fā)滲吸再進行水驅(qū)方式的最終驅(qū)油效率最高為27.3%，平均為21.6%，驅(qū)油效率提高了5.1%；基礎參數(shù)大致相同的Z2-14和Z3-55，自吸后水驅(qū)的Z3-55比Z2-14的驅(qū)油效率提高了15.0%。同時，自發(fā)滲吸后水驅(qū)的巖心的流度基本滿足(10-2～10-1)×10-3μm2/(mPa·s)，流度相對于只進行水驅(qū)方式提高了3～10倍，與表面活性劑調(diào)整后的巖心流度大致相同。這是因為用表面活性劑自吸后，表面活性劑分子吸附在孔隙表面，降低固—液界面張力，減小邊界層流體流動的滲流阻力，使流體在細小孔隙中以較小的驅(qū)替壓差就可以克服表面分子作用力而參與流動。因此，表面活性劑的自吸作用可以明顯改善低滲基質(zhì)中原油的滲流特征，改變微小孔類巖心的流動能力，并達到提高采收率的效果。

表3 自吸作用對驅(qū)油效率和流度的作用效果Tab.3 Influences of spontaneous imbibition on displacement efficiency and fluidity

3.3 組合巖心變流度實驗

4組水驅(qū)油變流度組合實驗均在恒壓驅(qū)替條件下進行。實驗過程中，由于三類儲滲空間的流度級差作用，裂縫巖心中的油首先被驅(qū)替并形成主要的優(yōu)勢大孔道，使得中大孔和微小孔巖心出油量基本為0。注入凝膠顆粒對裂縫型巖心封堵后，中大孔和微小孔巖心開始驅(qū)替出油。在中大孔巖心驅(qū)替至殘余油狀態(tài)后形成注入水的優(yōu)勢通道后，微小孔巖心不再出油。注入弱凝膠對中大孔進行封堵，再注入表面活性劑對微小孔巖心進行基質(zhì)自發(fā)滲吸驅(qū)油，一定時間后再進行水驅(qū)作用下，將巖心可采油驅(qū)替出來。實驗過程中各階段的驅(qū)油效率以及流度變化見表4?？梢钥闯觯?組變流度組合實驗水驅(qū)的驅(qū)油效率為16.4%～54.8%，平均水驅(qū)油效率為31.8%；流度調(diào)整前，裂縫巖心的流度基本比中大孔、微小孔巖心的流度高出10倍，甚至第3組實驗中裂縫巖心比微小孔巖心調(diào)整前的流度高出102倍；流度調(diào)整后，由于裂縫和中大孔巖心的流度得到控制，優(yōu)勢通道得到封堵，微小孔巖心中的可采油得以啟動。最終組合實驗的的驅(qū)油效率為43.4%～77.2%，平均驅(qū)油效率為58.7%，相對水驅(qū)油效率平均提高了26.9%，其中第3組組合實驗的最終驅(qū)油效率最高，為77.2%；第4組驅(qū)油效率提高最明顯，提高30.6%。調(diào)整后的流度雖然不完全在同一級數(shù)，但是基本控制在(10-2～10-1)×10-3μm2/(mPa·s)的流度范圍，在驅(qū)油效率提高的同時，實現(xiàn)了流度的控制，增加了波及體積。

表4 不同組合方式驅(qū)替過程中的驅(qū)油效率Tab.4 Influence of displacement combination mode on displacement efficiency

4 礦場試驗

研究區(qū)ZC6338-6井組內(nèi)油井受注水影響，平均含水86%，部分油井含水已經(jīng)高達90%。因此2017年12月應用了本文的多級變流度技術對井組的注水井首先注入凝膠顆粒封堵以降低裂縫水竄通道流動能力，然后注入弱凝膠降低中大孔優(yōu)勢通道的流度，最后注入表面活性劑提高注入水進入微小孔的能力，實現(xiàn)油水互換。具體工作液用量、配方及時間見表5。

表5 注入施工數(shù)據(jù)Tab.5 Injection construction data

施工后產(chǎn)量、含水等參數(shù)見表6。從表6可以看出，井組施工后五個月平均含水從作業(yè)前的86.3%下降到65.3%，含水率下降達21.0%；其中ZC6338-8降水效果最明顯，達34.0%。措施井組平均產(chǎn)油量為1.58 t/d，較作業(yè)前井組產(chǎn)油量0.36 t/d增加1.22 t/d，井組內(nèi)ZC6338-8產(chǎn)油量最高0.41 t/d，整體增油效果顯著，井組日產(chǎn)油增加超過200%。施工作業(yè)5個月后措施井整體產(chǎn)量較為穩(wěn)定，到目前注水壓力、日產(chǎn)油、含水及產(chǎn)液基本維持不變。

5 結 論

(1)研究區(qū)儲層滲流空間可以劃分為裂縫、中大孔和微小孔三級滲流空間，不同滲流空間的流度差異很大，級差最大可達104，這是低滲儲層注水效果差的主要原因。

表6 施工前后產(chǎn)量和含水率對比Tab.6 Comparison of oil yield and water cut before and after injection construction

(2)用凝膠顆粒調(diào)整裂縫、弱凝膠調(diào)整中大孔，裂縫、中大孔流度級差降低并取得較好的注入水流度控制效果，表面活性劑能增加微小孔的注入能力，與微小孔中原油滲吸并驅(qū)替，驅(qū)油效率增加最明顯。

(3)低滲儲層多級變流度技術，在礦場施工后取得了較好的增油降水效果。措施井組的6口生產(chǎn)井平均降水21.0%，最高達34.0%，井組平均增油1.22 t/d，增油效果超過200%。