缝洞型油藏分布较广，纵向双层结构属于典型的缝洞型油藏^[1-3]。油藏开发遇到的主要问题之一是油井含水率不断上升，甚至有些油井在短期内会出现暴性水淹^[4-8]。油田大面积出水导致产油率大幅下降，必须采取降水增油措施以减缓油井见水后含水率的上升速度。然而，油田实施关井压锥、间开等措施效果较差^[9-11]。因此在满足油藏生产要求的前提下，调流技术是降水增油的有效措施。其中，调流剂的选择是一大关键^[12]。目前，常见的水泥类调流剂成本低，凝结快，但遇水后易被稀释，导致调流剂注入地层后迅速稀释沉降，稳定性差，封堵强度较小，难以形成有效封堵^[13-15]；树脂凝胶类调流剂封堵强度高，稳定性好，但其操作流程复杂，成本较高且难以降解，一旦形成误堵，会增加开采难度和成本^[16-18]；水膨体颗粒调流剂能选择性进入大孔道，且能通过破碎作用进入深部地层，有较好的深部调剖性能，但该调流剂注入性差，膨胀速度过快导致在注入过程中即发生膨胀，最终导致封堵率大幅下降^[19-21]。橡胶颗粒调流剂具有价格便宜、注入性好、通过能力强、稳定性好的特性，同时可在油藏地层条件下通过运移—堆积—架桥等方式形成暂堵带，从而降低油井含水率，提高油井产量^[22-23]。橡胶颗粒调流剂主要由废旧轮胎经过切块、粉碎、筛分等工艺加工得到^[24-25]。本次研究利用一种新型橡胶颗粒调流剂并借助有机玻璃刻蚀模型微观驱替实验，进行了纵向双层缝洞油藏的水驱规律和橡胶颗粒注入参数优化研究，并根据纵向双层缝洞油藏储层特征提出了配套调流工艺，大幅提高了纵向双层缝洞油藏的采收率。

新疆油区缝洞型油藏分布较多，但很多缝洞型油藏为纵向双层结构。本次研究根据实际油藏大小并在遵循相似性的原则下按比例(1∶500)缩小后得到纵向双层缝洞油藏模型设计图(图 1)，然后在有机玻璃下进行刻蚀得到纵向双层缝洞油藏模型实物图(图 2)。该模型缝洞长400 mm，宽300 mm，缝洞最大刻深为4.66 mm，井筒宽度为10 mm，缝洞总体积为139 cm³。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 纵向双层缝洞油藏模拟实验流程 1. 油；2. 塔河模拟水；3，4. 平流泵；5，6，9. 数字显示压力表；7，10. 流量计；8. 水箱；11. 出口端；12. 缝洞组合装置；13. 驱替混合液容器；14. 气瓶；15. 减压阀；16. 纵向双层缝洞油藏模型设计 Fig. 1 Flow chart of simulation experiment of longitudinal double-layer fractured-vuggy reservoir

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 纵向双层缝洞油藏模型实物图 Fig. 2 Physical diagram of longitudinal double-layer fractured-vuggy reservoir model

连接模型、压力表、中间容器罐和平流泵后，形成纵向双层缝洞油藏调流实验流程图(图 1)，利用该驱替装置分析其水驱规律和调流规律。

本次实验采用的橡胶颗粒由废旧轮胎经过一系列工艺加工而成，该橡胶颗粒可在地层水中长期稳定，密度为1.2~1.3 g/cm³，且大于地层水。由于橡胶颗粒富有弹性且通过能力强，可以在缝洞油藏产出段底部附近形成有效堆积、架桥而形成暂堵带，导致水体流动方向由大通道转向小通道，从而增加了波及系数和洗油效率。同时定义颗粒粒径0~1 mm为小粒径橡胶颗粒，颗粒粒径2~4 mm为大粒径橡胶颗粒(图 3)。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 不同粒径橡胶颗粒 Fig. 3 Rubber particles with different particle sizes

实验方法与步骤：首先将纵向双层缝洞油藏饱和苏丹Ⅲ染色的模拟油(石蜡增黏，黏度为325 mPa·s) 向中间容器管注满次甲基蓝染色的模拟盐水(密度为1.14 g/cm³)；然后以15 mL/min(注入线速度为11.46 m/h)的注入速度进行水驱，直至模拟井筒采出端含水率达到98%，水驱结束。期间记录驱替前、后油水分布情况(图 4)和模拟井筒产出端采出的流体体积，得到注入时间与产水率和采收率变化曲线(图 5)。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 不同注入时间下驱替前、后油水分布 Fig. 4 Comparison of oil and water distribution before and after displacement under different injection time

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 不同注水时间下产水率和采收率变化 Fig. 5 Variation curves of water production rate and recovery ratio under different injection time

由图 4可看出，纵向双层缝洞油藏经注入水驱替结束后，孔道和溶洞内均存在一定量的剩余油。对比驱替前、后油水分布情况可以发现，剩余油主要有3类：①封闭溶洞内剩余油，指在连通性较差的孔道或溶洞内，水体无法波及区域的剩余油；②绕流油，指水体沿最低阻力方向流动，在溶洞出口与孔道附近连接处的剩余油，同时也受油水密度差与油水黏度差的影响；③阁楼油，指由于重力分异作用，导致水体无法达到溶洞顶部进行油水置换而形成的剩余油。

由图 5可看出：①注水时间在0~200 s内，采收率随着注水量的增大成线性增加，产水率始终为0。②注水时间在200~300 s内，采收率增加幅度略微降低，产水率大幅度增加，表明注入水达到模拟井筒产出端，优势通道开始形成。③注水时间在300 s后，优势通道已经形成，产水率接近100%，采收率趋于稳定，最终采收率为45.36%。

考虑油田实际生产成本，且要达到最大经济效益。需要探究橡胶颗粒的注入量对调流效果的影响，以得到最佳注入量。设定3组不同橡胶颗粒注入量进行实验优化。

实验条件：25 ℃，注入速度为15 mL/min，转注时机含水率为98%，采用浓度为5% 的大粒径颗粒(2~4 mm)调流，其中注入介质为等密度盐水，橡胶颗粒注入量为变量，分别为0.01 PV，0.02 PV，0.0 4 PV。不同注入量橡胶颗粒的驱替实验结果见图 6、图 7。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 不同注入量橡胶颗粒下驱替前、后油水分布 Fig. 6 Comparison of oil and water distribution before and after displacement with different injection volume of rubber particles

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 不同注入量橡胶颗粒下驱替压力和采收率变化曲线 Fig. 7 Variation curves of displacement pressure and recovery ratio with different injection volume of rubber particles

由图 6可看出：①当橡胶颗粒注入量为0.01 PV时，由于颗粒注入量较少，形成的封堵较为松散。因此在注入水驱替过程中，注入水易突破暂堵带从产出段底部通道渗流，导致上层通道内剩余油采出程度较低，调流效果较差，最终剩余油主要以阁楼油的形式存在。②当橡胶颗粒注入量为0.02 PV时，随着颗粒注入量的增加，颗粒对产出段底部通道的封堵强度明显增强，导致水体流动方向由大通道转向小通道。因此上层通道中的剩余油被采出，水体先从上层横向孔道中通过，随着驱替时间的推移，由于重力分异作用，优势通道变为注入水从溶洞通过达到产出端，最终剩余油主要以绕流油的形式存在。③当橡胶颗粒注入量为0.04 PV时，虽然封堵强度大，能有效封堵产出段底部，但总体上剩余油采出程度与橡胶颗粒注入量为0.02 PV相比变化较小。

由图 7可以看出：①当橡胶颗粒注入量为0.01 PV时，驱替压力在1 300 s处开始增加，但总体变化很小。表明橡胶颗粒通过架桥、堆积等方式在产出段底部附近形成暂堵带，但封堵强度较小，油水前缘突破后渗流阻力降低。最终突破压力为0.098 MPa，采收率为59.40%，采收率增幅为14.04%。②当橡胶颗粒注入量为0.02 PV时，驱替压力较大，表明封堵强度较高，能够有效封堵产出段底部。因此增大了波及系数，提高了上层通道内剩余油采出程度。最终突破压力为0.212 MPa，采收率为63.63%，采收率增幅为18.27%；③当橡胶颗粒注入量为0.04 PV时，橡胶颗粒能够有效封堵产出段底部，上层通道内剩余油采出程度增加，但增加幅度较小，最终突破压力为0.333 MPa，采收率为63.80%，采收率增幅为18.44%。综上所述，随着橡胶颗粒注入量的增加，突破压力和采收率也随橡胶颗粒注入量的增加而增大，而且还可以有效封堵下层通道产出段底部。由于纵向双层缝洞油藏由上层小通道和下层大通道构成，因此极大地增加了纵向双层缝洞油藏的波及系数，从而提高了上层通道内剩余油采出程度。但当橡胶颗粒注入量为0.04 PV时，采收率增加幅度较小。考虑到经济效益，橡胶颗粒注入量为0.02 PV时为最佳注入量。

根据架桥理论^[26]，当颗粒粒径为孔喉直径的1/7~1/2时，橡胶颗粒调流效果最好。为探究不同粒径橡胶颗粒对降水增油效果的影响，以得到最佳粒径，设定了3组不同粒径的橡胶颗粒进行实验优化。

实验条件：橡胶颗粒注入量为0.02 PV，颗粒粒径为变量，分别为小粒径橡胶颗粒(0~1 mm)、大粒径橡胶颗粒(2~4 mm)、混合粒径橡胶颗粒(0~ 1 mm，2~4 mm)，其他条件同2.2，不同粒径橡胶颗粒下驱替实验结果见图 8、图 9。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 不同粒径橡胶颗粒下驱替前、后油水分布 Fig. 8 Comparison of oil and water distribution before and after displacement with different sizes of rubber particles

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 不同粒径橡胶颗粒下驱替压力和采收率变化 Fig. 9 Variation curves of displacement pressure and recovery ratio with different sizes of rubber particles

由图 8可以看出：①小粒径橡胶颗粒调流时，由于颗粒粒径小，不易在产出段底部架桥，形成封堵较为松散。随着注入水的推进，颗粒易发生运移，因此上层通道内剩余油采出程度低，调流效果差。②大粒径橡胶颗粒调流时，由于大粒径颗粒具有良好的架桥能力，但封堵位置粒间孔隙较大，水体可以从产出段底部渗透，波及系数较低，调流效果较差。③混合粒径橡胶颗粒调流时，由于混合粒径颗粒不仅具有良好的架桥能力，而且也能有效封堵产出段底部，因此上层通道内剩余油的采出程度高，调流效果好。

由图 9可以看出：①小粒径橡胶颗粒调流时，由于颗粒粒径小，易封堵，难架桥，最终突破压力为0.291 MPa，采收率为62.27%，采收率增幅为16.91%。②大粒径橡胶颗粒调流时，由于颗粒粒径大，易架桥，难封堵，与小粒径橡胶橡胶颗粒相比，调流后驱替压力较低，最终突破压力为0.212 MPa，采收率为63.63%，采收率增幅为18.27%。③混合粒径橡胶颗粒调流时，由于混合粒径橡胶颗粒既能架桥也易封堵，与大、小粒径相比，调流后驱替压力较高，最终突破压力为0.225 MPa，采收率为64.14%，采收率增幅为18.78%。综上所述，随着注入水的不断推进，大粒径橡胶颗粒可以起到良好的架桥支撑作用，小粒径橡胶颗粒可以堵塞大粒径橡胶颗粒粒间孔隙而起到良好的封堵作用，因此使用混合粒径橡胶颗粒调流的效果比大粒径橡胶颗粒和小粒径橡胶颗粒单独调流时的效果更好，可以大幅度提高纵向双层缝洞油藏的采收率，所以混合粒径为最佳粒径。

为避免调流施工压力过高，需探究不同注入速度对提高采收率的影响，以得到最佳注入速度，设定了3组不同注入速度进行实验优化。

实验条件：橡胶颗粒注入量为0.02 PV，使用混合粒径颗粒(0~1 mm，2~4 mm)调流，注入速度为变量，分别为5 mL/min(注入线速度为3.82 m/h)、15 mL/min(注入线速度为11.46 m/h)和25 mL/min (注入线速度为19.1 m/h)，其他条件同2.3，不同注入速度下驱替实验结果见图 10、图 11。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 不同注入速度下驱替前、后油水分布 Fig. 10 Comparison of oil and water distribution before and after displacement under different injection speeds

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 不同注入速度下驱替压力和采收率变化 Fig. 11 Variation curves of displacement pressure and recovery ratio under different injection speeds

由图 10可看出：①注入速度为5 mL/min时，虽然混合粒径颗粒具有良好的架桥能力和封堵能力，但由于注入速度小，注入水对上层通道内剩余油洗油效率低，因此上层通道内剩余油采出程度低，调流效果差。②注入速度为15 mL/min时，随着注入速度的增加，增大了驱替压力，从而增强了洗油效率，因此上层通道内剩余油采出程度增加，最终剩余油主要以绕流油形式存在。③注入速度为25 mL/min时，随着驱替速度进一步增加，洗油效率大幅度增强，提高了上层通道剩余油采出程度，调流效果较好。

由图 11可看出：①当注入速度为5 mL/min时，驱替压力随注水量的增加而小幅度增加，油水前缘突破后渗流阻力降低，驱替压力逐渐降至平稳。最终突破压力为0.198 MPa，采收率为61.33%，采收率增幅为15.97%。②当注入速度为15 mL/min时，与注入速度为5 mL/min相比，提高了驱替压力，因此增强了波及区域内的洗油效率。最终突破压力为0.225 MPa，采收率为64.14%，采收率增幅为18.78%。③当注入速度为25 mL/min时，调流后驱替速度进一步增大，洗油效率大幅度增加，最终突破压力为0.241 MPa，最终采收率为66.17%，采收率增幅为20.81%。综上所述，采用增大注入速度的调流方式，可以有效提高波及系数，增强波及区域内的洗油效果，从而有效提高纵向双层缝洞油藏的采收率，所以注入速度为25 mL/min为最佳注入速度。

TK50X井调流潜力：①区域油气较富集，邻井累计产量高，能稳定连续生产，具有一定供液能力，剩余油丰富。②存在2套储集体，一套底水补充导致液面下降变缓，酸化沟通另一套储集体，能量增强，油体能量变足，但周期积水导致停喷，底水突破后沿优势通道上窜造成油井水淹，弱势通道剩余油被屏蔽，剩余油潜力大。综合分析认为，TK50X井储集体发育较好，天然裂缝发育形成水窜优势通道，剩余油被压制，具有调流潜力，因此现场试验选取TK50X井。

TK50X井钻井过程中在6 189.52~6 190.31 m井段放空漏失，完钻井深6 375 m，完钻层位为一间房组。2014年1月8日常规完井投产，生产期间油压快速下降，定容特征明显，于2014年5月30日停喷。自喷期间累计产液量8 799 t，累计产油量8 763 t，累计产水量36 t，之后含水率快速上升。2015年9月16日，注水不起压，焖井期间，套压上升至2 MPa，液面上升至井口，开井产油43.4 t后含水100%，期间经过一次注气工艺，但效果不佳。截止2019年4月22日，投产后累计产液量72 099 t，累计产油量39 358 t，累计产水量32 741 t。

2019年5月28日对TK50X井采用多级分段注水工艺进行调流，选取粒径为0~1 mm的小粒径橡胶颗粒和2~4 mm的大粒径橡胶颗粒作为调流剂。施工期间最高施工泵压2.24 MPa，最高套压1.65 MPa。该井调流后恢复生产，截至2019年10月1日，累计增油500 t，含水率降至85%，取得了较好的降水增油效果。

(1) 纵向双层缝洞油藏水驱过程中，在油水两相流动时，固体介质对流体流动的阻力几乎为零，由于重力分异作用，注入水会优先采出下层大通道中的模拟油。随着注入水的不断推进，注入水突破达到产出端后优势通道形成，水体会沿最低阻力方向流动，导致波及系数较低，孔道和溶洞内均存在一定量的剩余油，经微观驱替实验可以得到纵向双层缝洞油藏调流前的最终采收率为45.36%。

(2) 橡胶颗粒调流后有利于水体流动方向由大通道转向小通道，提高了纵向双层缝洞油藏的波及系数和洗油效率。此外，最佳注入量为0.02 PV，最佳颗粒粒径为0~1 mm和2~4 mm，最佳注入速度为25 mL/min。研究结论应用于TK50X井，累计增油500 t，含水率降至85%，取得了较好的降水增油效果，对以后纵向双层缝洞油藏治理工作具有一定借鉴意义。