次生底水油藏的三元復(fù)合驅(qū)替特征及影響因素

呂端川，林承焰，任麗華 ，宋金鵬

1.中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000

2.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580

3.山東省油藏地質(zhì)重點實驗室，山東 青島 266580

引言

具有正韻律沉積儲層類型的原生整裝油藏在經(jīng)過長期注水開發(fā)之后，多表現(xiàn)為砂體中下部高度水淹，可動剩余油在中上部富集的特征[1-2]。與油井控制范圍內(nèi)低水淹位置相比，油井井筒周圍高水淹位置處水油流度差異更嚴(yán)重，水相滲流能力高于油相滲流能力，導(dǎo)致油井生產(chǎn)呈高產(chǎn)液量、高含水率的“雙高”現(xiàn)象，油田開發(fā)逐漸進入高含水或特高含水階段[3-4]，當(dāng)油井產(chǎn)水率接近其經(jīng)濟臨界值時，則意味著水驅(qū)階段的結(jié)束。原生整裝油藏不發(fā)育底水，原油在注入水的推動下朝采油井方向滲流。由于水驅(qū)階段的洗油效率低，導(dǎo)致原生整裝油藏水淹層內(nèi)存在一定量的水驅(qū)后殘余油。同時注采井間所形成的無效循環(huán)通道，造成大范圍的可動儲量因注入水繞流而無法采出。為了挖潛水驅(qū)后剩余儲量，目前多個油田進入了以化學(xué)驅(qū)為主的三次采油階段[5-7]。通過降低油水界面張力，以提高驅(qū)油劑的洗油效率[8]。通過降低水淹范圍內(nèi)水相的滲流能力，改變液流方向，以擴大驅(qū)油劑的波及系數(shù)，從而增加原油采出程度[9]。砂體中下部普遍高水淹的原生整裝油藏可視為次生底水油藏。與原生底水油藏在油水界面以下部位為純水層不同，次生底水油藏中下部仍具有開發(fā)潛力，因此，選擇全井段射孔有利于增加該類型儲量的動用程度。三元復(fù)合驅(qū)作為化學(xué)驅(qū)類型之一，在1988 年被引入國內(nèi)，之后的較長一段時間內(nèi)處于實驗室測試和礦區(qū)試驗階段，不同驅(qū)油劑組分比例以及與地層水的配伍程度決定了其洗油效率的差異，進而決定了化學(xué)驅(qū)挖潛能力的大小不同[10-11]。目前，針對三元復(fù)合驅(qū)的文獻大多側(cè)重于驅(qū)油劑各組分的驅(qū)油機理和驅(qū)油劑與儲層反應(yīng)造成儲層物性變化以及結(jié)垢現(xiàn)象[12-14]，而對油井生產(chǎn)特征的文獻則集中于對生產(chǎn)現(xiàn)象，如注入壓力、吸水指數(shù)、累計產(chǎn)油及產(chǎn)水量數(shù)據(jù)等參數(shù)進行逐項表征[15-17]，但是并未針對油井不同生產(chǎn)階段的驅(qū)替特征進行分析。而準(zhǔn)確確定化學(xué)驅(qū)階段的驅(qū)替特征是評價其挖潛效果的重要前提，也是油藏精細(xì)研究的重要內(nèi)容，通過本次對三元復(fù)合驅(qū)階段生產(chǎn)井的分析，以期對同類型油藏的化學(xué)驅(qū)開發(fā)提供借鑒。

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)位于杏樹崗油田杏六區(qū)東部I 區(qū)塊，面積約1.2 km2，構(gòu)造位于大慶長垣寬緩翼部，地層平緩，無斷裂發(fā)育。主力產(chǎn)油層為葡萄花油層，其中PI33 單砂體大面積連片分布，該單砂體屬于淺水三角洲平原內(nèi)低彎度曲流型分流河道沉積，砂體平均厚6.2 m，有效厚度為4.5 m。砂體埋深約940 m，成巖作用較弱，孔隙度平均為28.7%，滲透率平均為556 mD，呈中高孔中高滲儲層特征，其地層發(fā)育系數(shù)最高。研究區(qū)成藏條件良好，投產(chǎn)初期為整裝油藏，束縛水飽和度為21.3%。1968 年以水驅(qū)方式進行投產(chǎn)，2007 年底的區(qū)域產(chǎn)水率接近98%，即處于水驅(qū)產(chǎn)水率的經(jīng)濟臨界值，意味著水驅(qū)開發(fā)已處于注入水的無效循環(huán)階段，此時采出程度為47.8%。為了對剩余油進行挖潛，2007 年底開始部署規(guī)則五點式三元復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)，根據(jù)新鉆井資料，發(fā)現(xiàn)該單砂體內(nèi)平均77.5% 的厚度為中—高水淹，4.2%的厚度為未水淹。該單砂體開發(fā)井網(wǎng)分布如圖1所示。

圖1 PI33 單砂體井網(wǎng)分布圖Fig.1 Well pattern distribution of PI33 single sand body

2 次生底水油藏特征

2.1 次生底水油藏的形成過程

次生底水油藏是正韻律沉積砂體的原生整裝油藏在長期的注水開發(fā)過程中逐漸演化而成的，其內(nèi)部的油水分布形式與原生底水油藏具有明顯不同，如圖2 所示。

圖2 原生整裝油藏、次生底水油藏及原生底水油藏示意圖Fig.2 Schematic diagram of primary integrated reservoir,secondary bottom water reservoir and bottom water reservoir

原生底水油藏在油水界面以下為純水層，該位置的顆粒為強親水性，不具有油氣開發(fā)潛力，故該類型油藏的開發(fā)目的層段為油水界面以上位置。原生整裝油藏內(nèi)部的水相為束縛水，主要存在于顆粒接觸部位的角隅，或者微細(xì)孔隙中。成藏后砂體呈強親油性，巖石顆粒被油膜覆蓋。注水開發(fā)后，注入水作為非潤濕相，在注入壓力的作用下首先在孔喉中部流動，對油相進行非活塞式驅(qū)替。隨著注水時間的增加，在注入水的滲流通道內(nèi)，顆粒表面油膜逐漸變薄，局部位置出現(xiàn)潤濕性反轉(zhuǎn)，此后由非活塞式驅(qū)油變?yōu)榛钊津?qū)油[18]。注入水在井筒周圍呈平面徑向流，儲層物性受沉積過程的控制而呈非均質(zhì)分布，局部高滲位置壓力傳導(dǎo)能力高于低滲位置，因此，垂向上不同位置的吸水能力差異明顯，尤其對于正韻律沉積砂體來說，其底部高滲部位是注入水優(yōu)先通過的位置。結(jié)合重力的影響，注入水在推進一段距離后逐漸向砂體底部匯聚，從而導(dǎo)致砂體中下部水洗程度高于中上部。砂體經(jīng)過注入水的長期沖刷后，內(nèi)部的孔滲物性已發(fā)生變化[19]。由于部分黏土礦物遇水發(fā)生膨脹，在較高的注入壓力作用下首先被沖散。固結(jié)程度較弱的顆粒也會被帶出，嚴(yán)重情況下會導(dǎo)致油井出砂，降低泵效。由于砂體平面的非均質(zhì)性，注入水在低滲部位形成繞流，而高滲部分持續(xù)遭受沖刷，該位置孔隙度增大，滲透率升高，逐漸在注采井間形成注入水的無效循環(huán)通道，導(dǎo)致局部繞流式剩余油無法被采出[20]。注入水的無效循環(huán)限制了注入水波及范圍的增加，使生產(chǎn)井產(chǎn)水率呈持續(xù)高值，降低了生產(chǎn)效率。因此，注入水的不均勻滲流最終導(dǎo)致了無明顯油水界面的次生底水油藏的形成。

2.2 次生底水油藏三元復(fù)合驅(qū)生產(chǎn)特征

三元復(fù)合驅(qū)在次生底水油藏的開發(fā)過程中，其聚合物主要成分為聚丙烯酰胺，在溶于水后可形成高黏度的驅(qū)油劑，其推進前緣作為穩(wěn)定的抑水遮擋層既能夠在平面上防止驅(qū)油劑的指進，使其進入水驅(qū)繞流區(qū)，對可動剩余油進行驅(qū)替，又能夠在垂向上有效延緩水錐的形成。表面活性劑能夠使油水界面張力降為原來的千分之一，能夠?qū)崿F(xiàn)殘余油的可動化，也使可動油更易于驅(qū)替。堿液與原油結(jié)合形成的皂化物既能夠使原油乳化，也能夠降低油水界面張力，在一定程度上可減少表面活性劑的用量，達(dá)到降低開發(fā)成本的目的[21]。在注采井連線方向上，三元復(fù)合驅(qū)不同驅(qū)油劑組分在滲流過程中的耗損程度不同，其各組分的推進距離存在明顯的色譜分離現(xiàn)象[22]。表面活性劑在儲層中因吸附作用、離子交換作用等因素影響導(dǎo)致其推進距離較小，而具有抗剪性能的聚合物能夠推進到距水井較遠(yuǎn)的位置，堿液的推進距離處于兩者之間，且與地層中酸性組分的化學(xué)反應(yīng)導(dǎo)致其作用范圍受限，影響驅(qū)油效果。在生產(chǎn)過程中，驅(qū)油劑的耗損程度也會在油井的生產(chǎn)特征上有所反映。

2.2.1 三元復(fù)合驅(qū)生產(chǎn)階段劃分

油井產(chǎn)水率是表征油井生產(chǎn)情況的重要參數(shù)，其本質(zhì)是油井附近油水兩相滲流差異的反映。由于三元復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)的大多數(shù)井將該單砂體全部射開，則次生底水，即早期的注入水會優(yōu)先進入井筒，使油井呈較高的產(chǎn)水率。隨著驅(qū)油劑的不斷推進，不同組分開始逐漸發(fā)揮作用，在聚合物降低水相滲透率的同時，堿液及表面活性劑降低了油水界面張力，大大提高了原油的滲流能力，同時由于驅(qū)油劑在壓差作用下進入水驅(qū)未波及區(qū)域內(nèi)，油相被驅(qū)出，油井產(chǎn)水率迅速下降。而隨著表面活性劑及堿液的耗損，聚合物分子鏈的分解破壞，各組分協(xié)同作用減弱，產(chǎn)水率又恢復(fù)至高值，此時表示化學(xué)驅(qū)階段的結(jié)束。

以該研究區(qū)為例，其區(qū)域平均產(chǎn)水率變化如圖3所示，設(shè)置產(chǎn)水率為90%作為劃分三元復(fù)合驅(qū)不同生產(chǎn)階段的節(jié)點，將油井投產(chǎn)后至產(chǎn)水率首次降低至90%的時間段作為驅(qū)油劑受效前期，將產(chǎn)水率持續(xù)在90%以下的時間段作為驅(qū)油劑持續(xù)受效期，將產(chǎn)水率恢復(fù)至90%后的時間段作為驅(qū)油劑受效后期。根據(jù)不同油井的生產(chǎn)情況，產(chǎn)水率曲線在持續(xù)受效階段表現(xiàn)為非對稱的V 字形或U 字形，在受效前期和受效后期均表現(xiàn)為伴隨小幅度波動的連續(xù)曲線，完全不同于常規(guī)底水油藏開發(fā)過程中產(chǎn)水率隨著底水錐進而迅速單調(diào)升高的趨勢。驅(qū)油劑持續(xù)受效期時間跨度能夠表示驅(qū)油劑各組分協(xié)同作用的穩(wěn)定程度。

圖3 區(qū)域平均產(chǎn)水率及化學(xué)驅(qū)替不同階段Fig.3 Regional average water production rate and different stages of chemical displacement

油井產(chǎn)水率在驅(qū)油劑受效前期雖略有下降，但仍呈高值，表示注水井投產(chǎn)初期的驅(qū)油劑還未明顯影響油井周圍的流體滲流。驅(qū)油劑持續(xù)受效期可分為產(chǎn)水率下降階段和恢復(fù)階段。在產(chǎn)水率下降階段，驅(qū)油劑的降水增油效果明顯，產(chǎn)水率的迅速下降表示此時采油井附近的可動剩余油在生產(chǎn)壓差的驅(qū)動下已大量進入井筒。在產(chǎn)水率恢復(fù)階段，受地下生產(chǎn)壓差及流體剪切作用的綜合影響，聚合物分子的穩(wěn)定性變差，同時由于堿液和表面活性劑的耗損，洗油效率逐漸變差。且驅(qū)油劑波及范圍的提高程度減弱，油井產(chǎn)水率開始緩慢恢復(fù)。當(dāng)驅(qū)油劑波及范圍不再增加，各組分降低水油流度比的能力減弱，井筒周圍水相滲透率進一步升高，產(chǎn)水率已恢復(fù)為高值。

2.2.2 化學(xué)驅(qū)替特征曲線

甲型驅(qū)替特征曲線能夠反映累計產(chǎn)水量和累計產(chǎn)油量的關(guān)系，根據(jù)式（1）可推導(dǎo)出式（2），其中，1/B表示累計產(chǎn)水量升高10 倍所對應(yīng)的產(chǎn)油量[23]，該系數(shù)能夠反映驅(qū)油劑的驅(qū)替能力，將其應(yīng)用于化學(xué)驅(qū)的持續(xù)受效期，則能夠定量化表征驅(qū)油劑在該階段的驅(qū)替效果。該值越大，說明驅(qū)油劑不同組分之間的協(xié)同作用越強，驅(qū)油效果越好。

井筒周圍油水兩相的滲流差異變化既表現(xiàn)在產(chǎn)水率上，也表現(xiàn)在驅(qū)替特征曲線上。X6–20–E22 井的驅(qū)替特征曲線見圖4，其驅(qū)替特征曲線呈明顯的三段式。

圖4 X6–20–E22 井驅(qū)替特征曲線Fig.4 Displacement characteristic curve of Well X6–20–E22

驅(qū)油劑的受效前期和后期，井筒周圍水油流度差異造成單井產(chǎn)水量遠(yuǎn)高于產(chǎn)油量，表現(xiàn)為較高的曲線斜率，在該階段驅(qū)油劑的穩(wěn)水增油能力較低。在驅(qū)油劑持續(xù)受效期內(nèi)，油井附近水相的流動能力受聚合物影響而降低，同時，大量可動油穩(wěn)定進入油筒，驅(qū)替特征曲線表現(xiàn)出較為平直的現(xiàn)象，累計產(chǎn)水量與累計產(chǎn)油量之間呈函數(shù)關(guān)系，其斜率可反映驅(qū)油劑穩(wěn)水增油的能力。因此，利用驅(qū)油劑持續(xù)受效期的生產(chǎn)數(shù)據(jù)確定驅(qū)油劑的驅(qū)替能力是合理的。

3 次生底水油藏三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)的影響因素

研究區(qū)內(nèi)該次生底水油藏的砂體滲透率垂向上呈典型的正韻律分布，且平均50.7%的厚度呈高水淹，所以影響該類油藏的開發(fā)因素部分與常規(guī)底水油藏的相似，部分為三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)方式所特有。

3.1 地質(zhì)因素

次生底水油藏雖無明顯的油水界面，但測試數(shù)據(jù)均顯示大部分井的高水淹位置在砂體的中下部。因此，在開發(fā)過程中油井周圍會形成水錐，降低油井的開發(fā)效果，而夾層的存在一方面可以克服重力對驅(qū)油劑的影響，擴大平面推進的范圍，另一方面可以延緩水錐的突破時間，有利于增強挖潛效果。以X6–10–E21 井和X6–12–E20 井為例（圖5），投產(chǎn)初期測試結(jié)果顯示，兩口油井位置的平均含油飽和度分別為33.2%和43.0%。因為X6–12–E20 井發(fā)育厚0.5 m 的夾層，其驅(qū)油劑持續(xù)受效期長達(dá)31 個月，在持續(xù)受效期內(nèi)參數(shù)1/B為1.4。而X6–10–E21井持續(xù)受效期僅19 個月。且在持續(xù)受效期內(nèi)1/B為0.93?？梢?，注采井間所存在的穩(wěn)定夾層有利于提高開發(fā)程度。

圖5 注采井間穩(wěn)定的夾層分布對油井開發(fā)的影響示意圖Fig.5 The effect of continuous inter-layer between injection and production wells on oil wells development

3.2 工程因素

次生底水油藏的中上部為剩余油相對富集的部位，當(dāng)油井僅在砂體中上部位置射孔時，油井底部流體以球面向心流的方式進入井筒，砂體底部高水淹位置的水相在投產(chǎn)初期不會被大量采出，能夠緩解水錐的快速形成。而當(dāng)砂體全部射孔時，油井周圍流體以平面徑向流的方式進入井筒，在驅(qū)油劑推進到油井控制范圍之前，砂體高水淹部位的水相可直接被大量采出，油井產(chǎn)水率呈高值的持續(xù)時間較長。以X6–20–E22 井為例，如圖6a 所示，該油井只射開了PI33 砂體的中上部，其在驅(qū)油劑持續(xù)受效期的1/B為3.84。其他將PI33 全部射開的油井的該參數(shù)平均值僅為1.1，因此，在不同射孔方式下，油井的生產(chǎn)效果差異明顯，油井位置在砂體中上部進行射孔能夠有效加強驅(qū)油劑的持續(xù)受效作用。

圖6 工程因素影響油井生產(chǎn)的典型井Fig.6 Typical wells with production characteristics affected by engineering factors

注液井將驅(qū)油劑注入儲層之后，驅(qū)油劑與儲層內(nèi)部流體及顆粒之間存在一系列復(fù)雜的物理化學(xué)反應(yīng)，驅(qū)油劑組分不斷耗損，驅(qū)油劑離子濃度降低，其堵水效果減弱、洗油效率變差，因此，化學(xué)驅(qū)的開發(fā)過程具有一定的時效性。若油井因為工程原因而長期處于關(guān)井維修狀態(tài)，當(dāng)其恢復(fù)生產(chǎn)時，其挖潛效果將低于其余穩(wěn)定生產(chǎn)的油井。如圖6b 所示，以X6–30–E21 井為例，該井的有效厚度3.2 m，滲透率為380 mD，含油飽和度為46.5%，但是其在2009 年10 月開始持續(xù)關(guān)井16 個月進行維修，在恢復(fù)正常生產(chǎn)后，已錯過驅(qū)油劑的有效作用期，導(dǎo)致其產(chǎn)水率低于90%的狀態(tài)僅維持兩個月后即恢復(fù)到高值。其他正常生產(chǎn)的油井產(chǎn)水率低于90%的狀態(tài)平均可持續(xù)26.3 個月，因此，在化學(xué)驅(qū)生產(chǎn)階段，維持油井穩(wěn)定的生產(chǎn)條件是非常必要的。

3.3 化學(xué)因素

與常規(guī)底水油藏開發(fā)中遇到的問題類似，次生底水油藏的開發(fā)也面臨著水體錐進的影響。而三元復(fù)合驅(qū)中的聚合物主要作用是增加水的黏度，降低水相滲流能力，改善水油流度比。通過油井產(chǎn)出液中聚合物特征的分析，整個三元復(fù)合驅(qū)受效階段均處于聚合物分子的穩(wěn)定階段。對各油井的生產(chǎn)效果根據(jù)聚合物峰值出現(xiàn)在驅(qū)油劑持續(xù)受效期和受效后期進行分類統(tǒng)計，計算其平均值，結(jié)果如圖7 所示。

圖7 化學(xué)因素影響油井的生產(chǎn)特征Fig.7 Production characteristics affected by chemical factors

當(dāng)聚合物峰值在持續(xù)受效期內(nèi)出現(xiàn)時，各油井在驅(qū)油劑持續(xù)受效階段的參數(shù)1/B平均為1.26，累計水油比為7.97。當(dāng)聚合物峰值在受效后期出現(xiàn)時，各油井的參數(shù)1/B平均為1.17，累計水油比為10.63。因此，兩組數(shù)據(jù)中反映持續(xù)受效期洗油效率的參數(shù)1/B差別不大，但對于整個化學(xué)驅(qū)過程來說，當(dāng)聚合物濃度峰值越早出現(xiàn)，其對水相滲流的影響越大，越有利降低累計水油比，提高剩余油動用程度。

與常規(guī)水驅(qū)開發(fā)相比，三元復(fù)合驅(qū)油劑的驅(qū)替效果受井組范圍內(nèi)砂體物性發(fā)育程度的影響更為明顯。在次生底水油藏形成時，儲層內(nèi)部存在注入水的無效循環(huán)通道。三元復(fù)合驅(qū)油劑中的聚合物通過對該高滲通道進行封堵達(dá)到擴大波及體積的目的。因此，在井組內(nèi)部該類型通道越發(fā)育，所需封堵的強度也越大，驅(qū)油劑波及范圍增加的幅度也越低，驅(qū)油劑持續(xù)受效期變短，影響其挖潛效果。同時，砂體層內(nèi)非均質(zhì)性對高黏度驅(qū)油劑的滲流影響程度更明顯，在微觀角度來看，高分子聚合物溶液的臨界滲流喉道半徑要高于水驅(qū)過程中水相的臨界滲流喉道半徑，所以，在三元復(fù)合驅(qū)階段，驅(qū)油劑與砂體性質(zhì)匹配程度的高低影響著驅(qū)油劑的開發(fā)效果。當(dāng)驅(qū)油劑性質(zhì)與砂體性質(zhì)匹配性越高，復(fù)合驅(qū)油劑各組分的耗損程度越低，驅(qū)油劑的開發(fā)效果越好。

4 結(jié)論

（1）由原生整裝油藏演化而來的次生底水油藏內(nèi)部原油賦存形式包括砂體中上部的弱動用可動剩余油、水驅(qū)繞流式可動剩余油和高水淹區(qū)的殘余油。其開發(fā)方式及生產(chǎn)特征與常規(guī)底水油藏不同。

（2）次生底水油藏的化學(xué)驅(qū)挖潛機理是通過降低水相滲透率，封堵高滲通道以擴大波及體積，驅(qū)替弱動用可動剩余油及繞流式可動剩余油。降低油水界面張力，以增加洗油效率，使水驅(qū)后殘余油可動化。

（3）次生底水油藏在以三元復(fù)合驅(qū)方式開發(fā)時，可結(jié)合油井所在位置砂體的內(nèi)部結(jié)構(gòu)開展后續(xù)射孔，以達(dá)到對次生底水的抑制作用。同時，在驅(qū)油劑持續(xù)受效期內(nèi)維持穩(wěn)定的生產(chǎn)條件，以獲得較好的驅(qū)替效果。

（4）聚合物的穩(wěn)定性對次生底水油藏的三元復(fù)合驅(qū)挖潛具有重要意義，聚合物濃度峰值越早到達(dá)油井位置，越有利于降低整個三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)過程中的水相流動，降低油井的累計產(chǎn)水比例。