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.中國石油長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)重點實驗室, 陜西 西安 710021)

0 引言

西峰油田作為長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層特點，借鑒侏羅系油藏提高采收率的研究與經(jīng)驗，對現(xiàn)有的提高采收率技術(shù)進行了分析，評價了堵水調(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)儲量2.375 9×108t；動用含油面積201.01 km2，地質(zhì)儲量1.335 3×108t，動用可采儲量2.746 75×104t；剩余可采儲量：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%，平均動液面1 372 m，地質(zhì)儲量采油速度0.75%，地質(zhì)儲量采出程度5.16%，可采儲量采油速度3.63%，可采儲量采出程度25.07%，剩余可采儲量采油速度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，特別是白馬南由于物性差、井排距過大，有效驅(qū)替未建立，注入水壓力擴散差，注水壓力上升幅度最大，到注水第53個月注水壓力達到20.1 MPa.董志、白馬中注水壓力不同程度上升，注水第53個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)動力，而驅(qū)動力必須通過具有滲透能力的儲層來傳導(dǎo).但在實際開發(fā)過程中，由于西峰油田儲層以裂縫+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)的注水方式難以對基質(zhì)中油進行有效驅(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)計達到2.0×104t以上，影響油田產(chǎn)量遞減2.1%.

綜合考慮動態(tài)監(jiān)測結(jié)果、生產(chǎn)動態(tài)和儲層特征，對不同儲層不同區(qū)塊的見水規(guī)律進行研究，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%，與見水前對比，日損失產(chǎn)能658 t.

二是局部隨著采出程度升高，進入中含水采油期，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)剖評價與分析

2.1 效果評價

2011年在西峰油田以白馬中、董志區(qū)實施整體調(diào)剖30口，其中白馬中區(qū)26口，董志區(qū)4口.截至目前，對應(yīng)油井中有71口見效，見效井日增油28.6 t/d，累計增油4 240 t，從實施區(qū)域生產(chǎn)曲線來看，調(diào)剖后區(qū)域內(nèi)遞減趨勢減緩，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)形勢穩(wěn)定.

區(qū)塊開發(fā)效果變好，通過實施區(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)剖前后吸水厚度對比表

表2列出了白馬中堵水調(diào)剖前后吸水厚度對比情況.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，吸水剖面得到改善.通過對9口可對比井的吸水剖面數(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)體系在白馬中實施14口，該堵劑主要由聚合物、有機交聯(lián)劑交聯(lián)后的凍膠為主，成膠后具有一定的流動性，注水壓力由16.2 MPa上升至18.2 MPa，平均壓力上升了2.0 MPa，對應(yīng)井79口中有36口見效，見效率45.6%，日增油39.6 t，累計增油2 953 t，累計降水3 646 m3.

應(yīng)用復(fù)合凝膠體系在白馬中、董志區(qū)實施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，累計增油2 346 t，累計降水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.主要是因為堵劑再對主裂縫通道實施成功封堵的同時，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，在啟動的新的低滲區(qū)時見效慢、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)動壓力梯度過高，其中高滲、特低滲水驅(qū)機理見圖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)機理圖

圖2 特低滲油藏調(diào)剖后水驅(qū)機理圖

3 三次采油技術(shù)選擇

目前國內(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].在國外主要以氣驅(qū)和熱采為主，而化學(xué)驅(qū)成了我國油田提高石油采收率的主要研究方向[6].長慶油田公司近年來針對超低滲油藏開展了多項三次采油技術(shù)研究與礦場試驗，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)場礦場試驗與研究，在施工工藝上有了明顯的適應(yīng)性，現(xiàn)場注入粘度與其他油田試驗相比，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技術(shù).2008年在華201區(qū)侏羅系油藏延8層開始試驗，截至目前已實施至第四階段，累計注入聚合物溶液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.

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8油藏與國內(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)場試驗結(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，容易對致密基質(zhì)的局部和整體污染.通過對西峰油田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8油藏較大天然裂縫可達到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8油藏適應(yīng)性較差，下步還需要進一步研究與探索.

(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入低滲透油藏，主要驅(qū)油機理是降低油水界面張力，使地層表面潤濕反轉(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，對?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)油劑也很難進入這些細(xì)小的孔喉，驅(qū)動其中的殘余油滴.所以，降低界面張力，驅(qū)動孔喉殘余油滴和微觀非均質(zhì)殘余油，對驅(qū)油效率的貢獻比中高滲油藏相對要小些.

圖3 不同滲透率情況下采出程度對比圖

進行驅(qū)油模擬實驗，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)殘余油對總驅(qū)油效率有貢獻，但其貢獻率大幅度降低.

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，近年來油田公司對已開發(fā)油田進行了氣驅(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)測表

巖心實驗數(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)勢更加明顯，適合非均質(zhì)性強的特低滲油藏.

4 結(jié)論

(1)對調(diào)剖效果的認(rèn)識.與2010年同期效果對比，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)剖是一個和緩、穩(wěn)步調(diào)整水驅(qū)狀態(tài)的過程，著眼于對油藏整體的調(diào)控.評價調(diào)剖效果需要從區(qū)域整體開發(fā)效果來看，不能從單純增油量來看.

(2)對注化學(xué)驅(qū)技術(shù)的認(rèn)識.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、驅(qū)的動得同時，不會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)對注CO2驅(qū)的認(rèn)識.從油田公司對三疊系特低滲油藏研究與試驗方向來看，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)測結(jié)果可以看出，組合技術(shù)排序為：深部調(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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