引 言

低渗、特低渗油藏在中国分布极广，近年来新探明石油储量中60%~80% 属于低渗透油藏^[1-4]。然而与中高渗油藏相比，低渗油藏非均质性严重，注入水极易窜流，难以波及致密含油基质，采收率较低，平均仅为20% 左右^[5-9]。中高渗油藏水窜后可采用聚合物驱、调剖等方式扩大注入水的波及体积^[10-12]，但特低渗油藏采用调剖等措施后注入水难以进入相对低渗区，而气体因其良好的注入性相对较易进入。实验采用层内非均质储层模型，研究了特低渗非均质油藏水窜后调剖-水驱、直接转气驱和调剖-气驱3 种调剖驱油方式，并分析了驱替过程中的动态特征及驱油机理，为特低渗油藏治理窜流、提高波及效率提供依据。

1 实验准备

实验模型为人工压制的层内3 层非均质岩芯，不同于以往实验所用的并联管模型，更接近实际油藏，如图 1 所示。

实验中取低渗岩芯W1F、W2F 各3 块，中高渗岩芯HW2 一块，按正韵律放置，详细参数见表 1。

原油为鄂尔多斯盆地某油田长6 储层脱气原油与煤油按体积比为5：4 配制而成的模拟油。油藏温度（50 ℃）下其黏度为2.05 mPa·s，与目标油藏原油黏度相近。

地层水依据长6 储层地层水的离子组成人工配制，水型为CaCl2 型，总矿化度为90 000 mg/L，其中二价钙镁离子含量为21 080 mg/L。

驱油用天然气各组分含量如表 2 所示，与原油非混相。

调剖剂为丙烯酰胺单体为主剂的就地交联体系，用地层水配制，丙烯酰胺单体浓度为3.0%，交联剂浓度为0.1%，引发剂和稳定剂适量。油藏温度下成胶前的黏度为1.2 mPa·s，静置10 h 后开始成胶，24 h 后成胶强度较高。

实验过程中油藏压力10 MPa，温度50 ℃，驱替速度恒为0.3 mL/min。

2 结果及讨论 2.1 特低渗非均质岩芯水窜后调剖-水驱

实验选用两块特低渗层内非均质岩芯W1F-1、W2F-1，并以中高渗层内非均质岩芯HW2 作为参考。三块岩芯的驱替动态如图 2 所示，分为4 个阶段，首先水驱至含水率98% 以上；其次注入调剖剂约0.3 PV，用水顶替入岩芯深部；然后待堵剂成胶24 h 后继续水驱至含水率98% 以上；最后转气驱至不出油。

由图 2 和表 3 可以看出，特低渗岩芯W1F-1和W2F-1 调剖后的水驱压力梯度虽然增幅较小，分别为前期水驱的2.5 倍和6.6 倍，但值却高达26.010 MPa/m 和14.900 MPa/m；同时采收率也没有明显增加。高渗岩芯HW2 调剖后的压力增幅明显较高，是前期水驱的102 倍，但其调剖后水驱压力值远低于两块低渗岩芯的压力，仅为0.265 MPa/m，且调剖效果极好，在原有水驱基础上提高采收率37.42%。因此，同样采用调剖-水驱，特低渗非均质岩芯与中高渗非均质岩芯存在明显区别，特低渗岩芯调剖后水驱的注入压力高，且无法有效提高采收率；中高渗岩芯调剖后水驱的注入压力相对较低，且能够大幅度提高采收率。

分析原因，中高渗油藏因其相对低渗区渗透率值高，所以有效启动相对低渗区剩余油的驱替压差低，封堵窜流通道后，驱油剂易进入相对低渗区，驱替其中的原油，显著地提高了采收率。而特低渗油藏因其相对低渗区基质致密、渗透率低，驱替其中剩余油所需的驱替压差高，封堵窜流通道后，水也很难进入致密基质，而易突破相对高渗区的封堵段塞继续窜流。最后转气驱时，因封堵段塞已被突破，气体继续窜流，所以采收率增幅仅为2.5% 和0。因此，无论从对封堵剂封堵强度的要求或从提高波及效率的角度出发，特低渗非均质油藏水窜后不宜采用调剖-水驱方式。

2.2 特低渗非均质油藏水窜后直接天然气驱

特低渗均质岩芯实验结果表明，水驱后直接转天然气驱可提高驱油效率^[13]。为研究水驱后直接气驱在特低渗非均质油藏中的适应性，选用两块特低渗非均质岩芯W1F-2 和W2F-2，先水驱至含水率98%，后直接转气驱至不出油。

如图 3 所示，岩芯W1F-2 和W2F-2 直接转天然气驱，两者的后续注气压力仅为前期水驱压力的0.5 倍，采收率增幅分别为1.53% 和0。驱替过程也发现，两块岩芯水驱转注气后，在初始阶段，采出液中含水率高，甚至只见水，不见油。当产液量降低后，气液比迅速上升，气体直接窜流。分析认为，水驱后转注气，因水窜通道和含油基质中渗透率、流体的不均匀分布，导致水流通道中的流度远高于致密含油基质中的流度，所以后续注入的天然气优先沿流动阻力较小的水窜通道流动，驱替其中的水，这也导致转气驱的初级阶段，产出液中只有水，没有油。可见特低渗非均质岩芯与均质岩芯相比，水驱后直接转气驱效果差，气体主要沿水驱形成的水流通道继续窜流，无法有效提高波及效率。

岩芯W1F-2 直接转气驱无效果后，尝试间歇注气，升压停采阶段将岩芯整体压力升至13.5 MPa，待压力平稳后关闭注气端，等待100 min 后打开开采端降压开采，控制回压为10.0 MPa，依此重复实验，实验结果见图 4。结果显示，间歇注气的效果明显好于连续注气，可有效抑制气窜，提高采收率9.3% 左右。可见连续注气导致直接气窜，然而间歇注气可扩大气体在致密基质中的波及体积。

因此，对于特低渗非均质油藏水驱后，如果不采取其他措施，注气应采用间歇注气的方式。间歇注气可周期性地改变储层内部的压力场分布，并通过气体扩散、溶解及对油藏压力场的扰动，增大气体在致密含油基质中的波及体积，抑制了气体的窜流，启动了低渗区中的油。

2.3 特低渗非均质油藏水窜后调剖-天然气驱

实验选用两块特低渗层内非均质岩芯W1F-3和W2F-3，先水驱至含水率98%；然后调剖，待封堵段塞成胶24 h 后转注天然气至不出油；最后采用间歇注气至不出油，间歇注气中周期时长改为250 min，其他同岩芯W1F-2。评价特低渗油藏水驱窜流后调剖-气驱的效果。

由图 5 可看出，岩芯W1F-3 水驱后转调剖-气驱，气驱采收率增幅为8.64%，其后续气驱的平均压力仅与前期水驱的压力相当，可见调剖后转气驱的注入压力相对较低。岩芯W2F-3 也可以发现调剖后转气驱的注气压力相对较低，且可提高采收率6.96%。

由图 6 可看出，岩芯W1F-3 和W2F-3 后续气驱结束后采用间歇注气，还可分别提高采收率9.27% 和9.96%。

因此，特低渗非均质油藏注水开发窜流后，可通过调剖封堵高渗层，降低高渗层的窜流程度，然后转气驱。因气体良好的注入性，不仅能够降低调剖后的注入压力，而且降低了对封堵窜流通道的堵剂段塞强度的要求，也提高了驱油剂在低渗层的波及效率，显著地提高了采收率。气驱结束后采用间歇注气还可进一步扩大驱油剂在致密含油区的波及体积，提高采收率。

2.4 3 种驱替方式的对比

表 4 和图 7 为特低渗非均质岩芯水窜后不同开发方式的采收率增幅和注入压力对比，图 7 中的压力倍数定义为岩芯水窜后的驱替压力梯度与前期水驱压力梯度之比。对比发现，特低渗非均质岩芯采用调剖后水驱，不仅后续水驱的压力高，且无法有效提高采收率。水驱后直接气驱，其压力倍数小于1，后续注入压力较小，但注入气体继续沿水流通道窜流，所以无法提高采收率。采用调剖后气驱，不仅调剖后注入压力相对较低，而且可有效提高采收率。同时可发现，无论是直接转气驱后还是调剖转气驱后，通过间歇注气都可提高采收率9% 以上。

因此，特低渗非均质油藏调剖后继续水驱，注入压力极高，甚至会高于油藏的破裂压力，这对于注入性较差的特低渗油藏是无法接受的，且驱油结果表明其难以有效提高波及效率。直接转气驱后，虽然注入压力较低，但气体继续沿水驱形成的通道继续窜流，无法扩大驱油剂在致密含油基质中的波及体积。然而若调剖后转气驱，因气体黏度低且注入性好，调剖封堵窜流通道后气体易进入致密基质，有效扩大了驱油剂在油藏中的波及体积，提高采收率；同时，调剖后气驱的注入压力梯度较低，与前期水驱压力相当，保证了特低渗油藏调剖后的注入能力；另外注气过程不易突破封堵段塞，降低了对调剖剂封堵强度的要求。因此，特低渗油藏调剖后气驱相比调剖后水驱有明显的优势。

3 结论

（1）对比特低渗非均质油藏和中高渗非均质油藏调剖后水驱的效果，中高渗油藏调剖后水驱的效果好，采收率增幅大，且调剖后水驱压力相对较低；但特低渗非均质油藏调剖后水驱压力剧增，采收率增幅不明显。

（2）特低渗非均质油藏水窜后直接转注天然气，气体易沿水流通道继续窜流，无法波及进入致密含油基质。但采用间歇注气，通过气体扩散、溶解及对油藏压力场的扰动，可增大气体在致密基质中的波及体积，提高采收率9% 以上。

（3）特低渗非均质油藏调剖后转天然气驱，由于气体启动致密基质中剩余油所需压力梯度小，调剖后注入气体更易扩大波及体积，可明显提高采收率；同时气驱结束后采用间歇注气还可进一步抑制气窜，扩大气体在致密基质中的波及体积。在实验条件下，调剖后气驱和间歇注气在水驱基础上累计提高特低渗油藏采收率达17.5%。所以，特低渗非均质油藏深部调剖后采用气驱比水驱更合适。