強底水砂巖油藏大排量生產后期挖潛方式研究

孫常偉，程佳，江任開，谷悅，李小東

（中海石油（中國）有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518000）

英國北海大陸架一些油田利用室內常規巖心實驗測得水驅殘余油飽和度一般為25%～35%，而實際生產中在良好的水驅波及范圍內常見水驅殘余油飽和度為10%～20%[1]。勝利油田孤島、孤東等油田在20世紀90年代就已進入特高含水期開發階段，儲層物性（如孔隙半徑、孔喉比、配位數等）發生變化。戴建文等[2]認為，在長期水驅過程中，隨著水驅孔隙體積倍數的增加，高注入倍數儲層物性發生變化。通過大慶喇薩杏油田2000年以來19口密閉取心井（水驅開發井）的取心資料可以看出，強水洗部位的平均驅油效率已達64.22%，部分巖心驅油效率超過80.00%，甚至達到90.00%[3-4]。南海海相砂巖油藏早期采用大排量生產[5-6]，高孔中高滲儲層在天然邊底水驅替下基本已到特高含水期，此時主要通過以液帶油大幅提液的方式保持一定程度的穩產。從采收率構成出發，剖析水驅過程尤其是高含水期的波及體積和驅油效率變化特征，開展了室內研究和數值模擬表征，以期達到特高含水期精細挖潛的目的。

1 強底水油藏大排量生產特征

常規相滲實驗一般水驅倍數為30 PV左右，而長期水驅研究過程中需要利用高水驅倍數的相滲數據（尤其是殘余油飽和度）。在油田開發過程中，學者們通常認為驅替劑確定后驅油效率為固定值，但紀淑紅等[7]、蘭玉波等[8]對大慶油田等高含水部位統計研究發現，驅油效率是不斷變化的，且隨著水驅倍數增大，驅油效率與水驅倍數呈半對數關系[9-10]。

采用鏡像反映原理確定任意兩個不同位置，則得到不同位置滲流速度和水驅倍數，如式（1）和式（2）所示。

式中，v為滲流速度，mL/min；為滲流場復速度；q為單井液量，m3/d；a為點源距離，m；r為源匯距離，m；λ為水驅倍數，PV；ds為某一點面的微分；dv為某一點水驅體積的微分；t為驅替時間，min；l為巖心長度，m；?為孔隙度，%；Z為位置復函數。

根據靶區采用底水油藏水平井開發的實際生產數據，取平均日產液為2 226 m3/d，h=8 m，水平段長度為500 m，巖心直徑為2.5 cm，孔隙度為25%，生產時間為5年或10年，將上述數據代入式（1），再將式（1）結果代入式（2），計算不同位置的驅替速度和水驅倍數，結果如圖1所示。圖1中，橫向為距井筒的平面距離，縱向向上為底水錐進方向；以水脊主流線方向為軸，左右對稱顯示底水油藏距井筒不同位置的驅替速度和水驅倍數。

圖1 不同位置的驅替速度和水驅倍數

2 驅油效率時變特征研究

海相強底水砂巖驅油效率時變主要由于儲層中黏土礦物成分變化導致潤濕性變化[11-13]。采用一維非穩態相滲手段直接研究殘余油飽和度和驅油效率，驅替速度為1.0 mL/min，設立三組平行實驗，每組實驗黏土質量分數分別為0、8%、15%，持續驅替1 000、2 000 PV達到高倍數水驅標準，分析不同水驅倍數下驅油效率和殘余油飽和度的變化，結果見圖2。從圖2可以看出，黏土質量分數為0的巖心驅油效率隨著水驅倍數增加而增加，驅油效率上升速度由快變慢；前100 PV為快速上升期，驅油效率快速上升至54.1%；100～700 PV為驅油效率緩慢上升期，驅油效率上升至61.5%，上升幅度為7.4%；當水驅倍數從700 PV增加至2 000 PV時，驅油效率上升至63.9%；殘余油飽和度隨水驅倍數增加而降低，100～700 PV為殘余油飽和度緩慢降低階段，降低幅度為5.4%；當水驅倍數從700 PV增加至2 000 PV時，殘余油飽和度降低至27.1%；高倍數水驅2 000 PV與低倍數水驅30 PV相比，驅油效率提高16.4%。結果表明，在高倍數水驅條件下，隨著水驅倍數的增加，驅油效率增加，長期水驅可以提高油藏的驅油效率；在同一黏土質量分數下，隨著水驅倍數增加，驅油效率逐漸增大，殘余油飽和度降低。

圖2 不同黏土質量分數下巖心高倍數驅替后驅油效率和殘余油飽和度的變化

3 大排量生產波及特征研究

以現有的底水油藏水平井開發三維模型為基礎[14-15]，該模型用于模擬某油田底水油藏FOURD中一口水平井開發。為了更真實地模擬真實油藏，根據幾何相似、井型相同、層序韻律相同、流體黏度相同的原則，設計了該大尺度可視化三維模型，通過觀察不同時刻水淹情況，分析不同時刻波及系數變化規律。

3.1 室內實驗設計

底水油藏水平井三維可視化模型由壓力傳感器、地層水中間容器、壓力傳感器、恒速驅替泵、量筒、管線、平板模型和計算機組成，其構造圖如圖3所示。其中，平板模型左右兩側各有一個恒速驅替泵向平板模型底部注入地層水以模擬底水；平板模型由5面鋼板和1面有機玻璃組成，尺寸為100 cm×30 cm×20 cm，平板中間為砂巖或充填石英砂層，平板上部有一口模擬水平井，可透過平板模型前邊觀察底水脊進情況；平板模型邊部配有高精度壓力采集傳感系統與計算機直接相連，將壓力數據傳輸至計算機，水平井產液由量筒計量。實驗用恒速驅替泵與3根不銹鋼管相連，經過射孔處理的鐵管插入平板模型中并安裝作為供水管線，采用雙恒速驅替泵向供水管線供水模擬底水，其示意圖如圖4所示。

圖3 底水油藏水平井三維可視化模型構造圖

圖4 底水油藏水平井開發模擬示意圖

3.2 實驗操作流程及基本參數

實驗考慮的相似準則[16-17]包括幾何相似、壓力相似、物性相似、生產動態和井筒摩阻相似。按照相似準則數計算一系列實驗參數，以達到更真實地模擬底水油藏水平井開發動態的目標，最終實驗基本參數見表2。

表1 實驗基本參數

根據油藏實際生產動態折算得到恒速泵驅替速度為2 mL/min，驅替時間為4 d。最終該實驗平板模型規格為1.0 m×0.4 m×0.4 m，其質量為112 kg，基本符合相似準則，能夠很好地模擬FOURD真實油藏一口水平井開發過程。實驗操作流程：（1）平板模型中充填80目石英砂，測試氣測滲透率約為2 500×10-3μm2；（2）膠皮墊涂膠密封并加上蓋層輕擰螺絲，待密封用膠干后上緊螺絲；（3）根據油田數據配置模擬地層水，其中加入黑墨水用于標記追蹤底水；（4）配置黏度為5.3 mPa·s的模擬油，加入蘇丹紅進行標記；（5）對模型進行飽和油處理；（6）打開兩臺恒速驅替泵開始實驗；（7）記錄壓力和產量數據。

3.3 實驗結果及分析

當底水油藏以水平井開發時，波及系數在生產前期上升迅速，在水平井開發底水油藏后期，含水率上升速度較為緩慢，波及系數上升速度較小。對實驗中的底水油藏以水平井開發時，高倍數注水對波及系數影響較小，因此通過高倍數注水大幅度提升波及系數有一定難度。當底水油藏含水率為0～20%時，波及系數增加速度最快；當底水油藏含水率為20%～60%時，波及系數仍然增加較快，但是增長速度明顯小于前一階段；當底水油藏含水率超過70%，而注入倍數超過1.5倍后，底水油藏波及系數增加緩慢，最終注入孔隙在6 PV時底水油藏的波及范圍保持在80%左右。底水油藏水脊變化如圖5所示。

圖5 底水油藏水脊變化

4 高倍數水驅極限挖潛策略指導

針對已經被水驅前緣控制的動用區域，目前高水驅倍數剩余油調整方案是再加大排量的提液方式。根據TWOB和FOURD油藏的剩余油分布，早期井網部署井距為300 m，中期在油藏兩翼加密2口短水平井，后期在開發井間加密短水平井，并適時斜向穿插短水平井，提出“一長一短”和“橫斜穿插”的后期挖潛模式，如圖6所示。

圖6 “一長一短”和“橫斜穿插”的后期挖潛模式

5 實例分析

某油田FOURD油藏為強底水油藏，水體能量充足，早期依靠大排量生產模式進行開采。通過綜合地質研究和動態分析，采取插值調用不同相滲進行高倍水驅后油藏數值模擬。認識到聚集剩余油以蔟狀分散在生產井周圍，通過加密井提高波及系數的方式可以將剩余油開發出來，根據實際礦場分析，波及系數提高11.1%，標定采收率提高4.5%。

油藏模型中考慮在生產20年時間點調用高倍水驅相滲，模型計算的驅油效率發生變化。實際南區因為水洗程度較強，觀察提液前后水淹區和全區采出程度，結果見圖7和圖8。從圖7和圖8可以看出，隨著提高老井產液量100%進而提高水洗強度，生產后期驅油效率持續上升了4.0%，采出程度持續上升了2.9%。

圖7 FOURD層南區圖

圖8 南區提液前后水淹區驅油效率和采出程度對比結果

針對沒有被水驅前緣波及到的北區區域，考慮在20年左右通過調用高倍水驅相滲，驅油效率發生變化，北區仍聚集剩余油，研究了增加1口或2口水平井波及情況對全區采出程度的影響。圖9為FOURD層北區方案圖，圖10為北區加密前后波及系數和采出程度對比結果。

圖9 FOURD層北區方案圖

從圖9和圖10可以看出，北區加密1口井（X1A）或兩口井（X1A、X1E）的采出程度基本相同，相較于不加密情況波及系數可以提高10.0%；在已有加密井基礎上再增加水平井加密數量，波及系數和采出程度提高幅度不大。因此，采用北區僅加密1口井的方案，全區采出程度達到69.7%。

圖10 北區加密前后波及系數和采出程度對比結果

6 結論

（1）從驅油效率方面總結了驅替規律，形成了高倍數驅替影響因素的半定量表征圖版。高倍數驅替后，由于儲層中黏土減少導致滲透率相對增大，驅油效率與常規驅替相比，提高約16.4%。

（2）當底水油藏含水率在0～20%時，波及系數增加速度最快；當底水油藏含水率在20%～60%時，波及系數仍然有較快增加，但是增長速度明顯小于前一階段；到水驅后期，當含水率大于70%時，波及系數增加緩慢。

（3）通過綜合地質研究和動態分析，針對已經被水驅前緣控制的強動用區域，目前高水驅倍數剩余油調整方案主要是再加大排量的提液方式。