非均質(zhì)底水油藏水平井合理生產(chǎn)壓差實驗研究

盧 川，劉慧卿，盧克勤，楊春林，修 偉

(1.石油工程教育部重點實驗室 中國石油大學(xué)，北京 102249;2.中油華北油田分公司，河北 任丘 062552;3.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257001)

引 言

利用水平井開采底水油藏可以改變底水錐進模式，延緩底水突破速度，改善底水油藏的開發(fā)效果［1］。生產(chǎn)壓差是影響底水油藏水平井開發(fā)效果最為敏感的因素之一。以往的研究主要集中在分析底水錐進機理，通過理論模型計算底水突破時間和臨界產(chǎn)量，主要目的在于延長無水采油期［2－7］。物理模擬實驗主要是利用三維模型從宏觀上研究不同生產(chǎn)壓差對水脊的形成、發(fā)展以及產(chǎn)能、含水等特征參數(shù)的影響［8－11］。但根據(jù)理論模型分析計算得到的水平井臨界產(chǎn)量一般較小，尤其對于具有底水的海上稠油油藏，其大部分儲量均在中高含水階段采出。此外，以往的物理模擬實驗缺乏對水平井不同含水階段變生產(chǎn)壓差的研究，且不能模擬進行水平井沿程各段的分段計量。為此，利用小尺度離散化水平井物理模擬裝置，在假設(shè)水平井具有無限導(dǎo)流能力的前提下，通過并聯(lián)不同滲透率的填砂管模擬底水油藏中水平井沿程非均質(zhì)性，即將井筒沿程地層分為相同寬度、不同滲透率的條帶，并假設(shè)每條滲透帶為一維非活塞式水驅(qū)油模式［12］，分析改變生產(chǎn)壓差對水平井整體以及處在不同滲透率條帶的水平井段含水率、采出程度等開發(fā)指標的影響。

1 實驗

1.1 實驗裝置

底水油藏水平井小尺度離散化物理模擬裝置主要由水平井沿程分段模擬系統(tǒng)、底水驅(qū)動系統(tǒng)和記錄計量系統(tǒng)等組成。①水平井沿程分段模擬系統(tǒng)，由5根長為300 mm、直徑為38 mm的填砂管并聯(lián)組成;②底水驅(qū)動系統(tǒng)，由高壓恒壓泵和恒壓控制閥組成，模擬底水恒壓供給;③記錄計量系統(tǒng)，由高精度差壓計、秒表和量筒等組成，通過高精度差壓計顯示不同的注入壓力，秒表、量筒等主要用于測定不同時間、生產(chǎn)壓差下液體流量。

1.2 實驗方法

實驗用原油在60℃時黏度分別為21.4(稀油)、87.8、260.0 mPa·s(普通稠油 I類)，利用濕填法將粒徑為20～160目的玻璃珠充填于填砂管模型中模擬水平井沿程非均質(zhì)性。用蒸餾水模擬地層水，采用穩(wěn)態(tài)法測定多孔介質(zhì)的有效滲透率，并制造束縛水環(huán)境。將置于60℃恒溫箱中的原油恒速注入填砂管模型進行原油飽和。填砂管模型水測滲透率見表1。

表1 填砂管物性參數(shù)

在非均質(zhì)性確定的條件下，針對不同原油樣品研究生產(chǎn)壓差對開采效果的影響。

方案Ⅰ原油黏度為87.8 mPa·s:①恒定生產(chǎn)壓差20、50、70 kPa分別驅(qū)替至特高含水階段(綜合含水率95%左右);②先恒定生產(chǎn)壓差20 kPa驅(qū)替至高含水階段(綜合含水率80%左右)，再增大生產(chǎn)壓差至50 kPa，驅(qū)替至特高含水階段;③先恒定生產(chǎn)壓差20 kPa驅(qū)替至高含水階段，再增大生產(chǎn)壓差至70 kPa，驅(qū)替至特高含水階段。

方案Ⅱ原油黏度為21.4 mPa·s:①恒定生產(chǎn)壓差30、50、70 kPa分別驅(qū)替至特高含水階段;②先恒定生產(chǎn)壓差30 kPa驅(qū)替至中含水階段(綜合含水率50%左右)，再增大生產(chǎn)壓差至50 kPa，驅(qū)替至特高含水階段;③先恒定生產(chǎn)壓差40 kPa驅(qū)替至高含水階段，再增大生產(chǎn)壓差至70 kPa，驅(qū)替至特高含水階段。

方案Ⅲ原油黏度為260.0 mPa·s:恒定生產(chǎn)壓差20 kPa進行驅(qū)替，驅(qū)替至某含水率階段，增大生產(chǎn)壓差至70 kPa，再驅(qū)替至特高含水階段。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 不同壓差下含水率變化規(guī)律

含水率隨采出程度變化是描述含水上升最基本的規(guī)律。圖1為不同原油黏度、不同生產(chǎn)壓差下含水率隨采出程度變化關(guān)系曲線。圖2為不同原油黏度、不同生產(chǎn)壓差下各滲透段含水率變化情況。

圖1 不同原油黏度、不同生產(chǎn)壓差下含水率隨采出程度變化關(guān)系

圖2 不同原油黏度、不同生產(chǎn)壓差下各滲透段含水率變化

由圖1a可以看出:在沿程非均質(zhì)性的影響下(此時滲透率級差為10.4)，不同生產(chǎn)壓差下含水率隨采出程度變化曲線出現(xiàn)交叉現(xiàn)象。生產(chǎn)壓差為50 kPa時，無水采油期和無水采出程度均比壓差為20 kPa時低，在中低含水階段含水率隨采出程度的增加上升幅度減緩。如圖2a所示，生產(chǎn)壓差為50 kPa，采出程度R為7%時，滲透率為5200×10－3、3300 ×10－3μm2條帶均已見水，而最高滲透條帶的含水率僅為38.46%;生產(chǎn)壓差為20 kPa，R為7%時，最高滲透帶含水率已達到80%，而直至R為30%，級差范圍為3.47～10.4的滲透率條帶均未見水，生產(chǎn)壓差變?yōu)?0 kPa，底水沿高滲帶突進速度進一步加大，初期含水急劇上升。保持壓差不變，在較高壓差水平下中低滲透井段克服兩相滲流阻力的能力增強，單井段動用程度逐漸提高，綜合作用的結(jié)果是在中高含水階段(圖1a:壓差為70 kPa，含水率為60% ～80%)含水率隨采出程度的增加上升幅度趨緩，并在特高含水階段達到穩(wěn)定。

當原油黏度為21.4 mPa·s(稀油)時，如圖1b所示，生產(chǎn)壓差越大，相同含水率所對應(yīng)的采出程度越低，含水上升越快。不同壓差下含水率隨采出程度變化曲線均在含水率為80%左右出現(xiàn)明顯拐彎，隨后上升趨于一致。從圖2b可以看出，對于滲透率級差較低，油水黏度比較小的儲層，見水后底水推進較為均衡，各滲透率帶均得到較為有效的動用。

2.2 不同壓差下產(chǎn)能變化規(guī)律

洛倫茲曲線理論上可以用于描述分布不均勻現(xiàn)象，所得指標為0～1，便于直觀評價不均勻程度。利用該理論對不同壓差條件下單管采出程度差異度進行定量描述。圖3為2種原油黏度在不同生產(chǎn)壓差下綜合采出程度和衡量單管采出程度差異度的基尼系數(shù)G隨無因次時間的變化曲線。

圖3 不同原油樣品、不同生產(chǎn)壓差下單管采出程度差異對比

可以看出，不同壓差下基尼系數(shù)隨無因次時間的增加均呈下降趨勢，且與綜合采出程度呈現(xiàn)出“負相關(guān)”關(guān)系。原油黏度為87.8 mPa·s時，如圖3a所示，生產(chǎn)壓差為20 kPa時，基尼系數(shù)始終處于較高水平，最終采出程度為27.95%;生產(chǎn)壓差為50 kPa時，基尼系數(shù)整體降低，最終采出程度為30.72%;生產(chǎn)壓差為70 kPa時，基尼系數(shù)最低，最終采出程度為36.03%。說明原油黏度較高時，在低生產(chǎn)壓差下“單一指進”指進現(xiàn)象嚴重。生產(chǎn)壓差增大，注入水仍沿高滲條帶竄流，生產(chǎn)壓差增大有利于克服多級差和油水兩相阻力的影響，使一些在較低壓差下難動用或動用不充分的儲層能夠較為有效的利用，形成“多指進現(xiàn)象”。因此，原油黏度較大時利用水平井開采可采用較大生產(chǎn)壓差提高中低滲透率條帶的動用程度。

原油黏度為21.4 mPa·s時，如圖3b所示，不同生產(chǎn)壓差下基尼系數(shù)相差不大，增大生產(chǎn)壓差后最終采出程度增幅有限:壓差為30 kPa時最終采出程度為49.63%，壓差為50 kPa時最終采出程度為53.19%，壓差為70 kPa時最終采出程度為53.96%。因此，當原油黏度較低時，采用較低生產(chǎn)壓差進行開采有利于延長低含水采油期，同時也可以獲得較為理想的開采效果。

2.3 改變生產(chǎn)壓差的開采效果

累計水油比隨采出程度的變化關(guān)系反映含水上升規(guī)律，可更直接的反映單位采出原油的耗量和注水效率 。圖4為不同原油黏度、不同生產(chǎn)壓差下累計水油比隨采出程度變化關(guān)系曲線。原油黏度為87.8 mPa·s時，由圖4a可以看出:在較高含水階段增大生產(chǎn)壓差，變壓開采效果隨生產(chǎn)壓差的增大出現(xiàn)先變好后變差的趨勢。恒定生產(chǎn)壓差為20 kPa，累計水油比達9.7時，采出程度為27.95%。若生產(chǎn)壓差由20 kPa變至50 kPa(含水率為72.2%)，則累計水油比隨采出程度變化曲線與壓差為20 kPa時相比上升幅度減緩，底水驅(qū)替效率增強，在累計水油比達9.5時，采出程度為32.62%。這是由于壓差增大使得中低滲透條帶流體注入速率增加，條帶內(nèi)剩余油動用程度提高，產(chǎn)油速率提高。但若生產(chǎn)壓差增大為70 kPa(含水率為82.7%)，增壓后累計水油比隨采出程度的增加迅速增大。在累計水油比達9.7時，采出程度僅為23.25%。由于此時含水率較高，壓差過大會進一步加劇底水沿高滲透條帶的突進，激化層間矛盾。

圖4 不同原油黏度、不同生產(chǎn)壓差下累計水油比隨采出程度變化關(guān)系

原油黏度為21.4 mPa·s時，由圖4b可知，在中高含水階段放大生產(chǎn)壓差均能使累計水油比隨采出程度變化曲線上升速率減緩，底水驅(qū)替效率提高。生產(chǎn)壓差由30 kPa增至50 kPa(含水率為48.1%)，累計水油比達 4.0時，采出程度為55.27%，比較高含水階段(增大生產(chǎn)壓差達相同累計水油比)采出程度高出2.68%。因此原油黏度較低時，在中高含水階段增大生產(chǎn)壓差均有利于改善開發(fā)效果，在中含水階段增大生產(chǎn)壓差改善效果更為明顯。

圖5 水驅(qū)有效系數(shù)與變壓時含水率關(guān)系

水驅(qū)有效系數(shù)物理意義是累計產(chǎn)水量上升10倍(即1個對數(shù)周期)能獲得的采油量，該值的大小反映水驅(qū)開發(fā)的有效程度。圖5為原油黏度260.0 mPa·s時不同含水率階段增大生產(chǎn)壓差水驅(qū)有效系數(shù)與變壓含水率關(guān)系曲線。由圖5可以看出，在相同變壓條件下，變壓時含水率的值與水驅(qū)有效系數(shù)呈冪函數(shù)關(guān)系。變壓含水率越高，水驅(qū)有效系數(shù)越低，變壓水驅(qū)效果越差。這是由于含水率較低時增大生產(chǎn)壓差可以促使多指進的形成，而含水率較高時，較為完善的竄流通道已經(jīng)形成，再增大生產(chǎn)壓差對提高底水的波及基本無作用。因此，對于I類普通稠油，為獲得較好的開發(fā)效果，應(yīng)在較低含水階段增大壓差。

3 結(jié)論

(1)不同生產(chǎn)壓差下水平井含水率隨采出程度變化關(guān)系曲線均趨于凸形。原油黏度較高時，在較低生產(chǎn)壓差條件下中低含水階段單位含水率上升所對應(yīng)的采出程度隨生產(chǎn)壓差的增大而增加。生產(chǎn)壓差較大時在含水初期含水上升較快，但進入中高含水階段含水率隨采出程度的增加上升幅度減緩。原油黏度較低時，中低含水階段單位含水上升所對應(yīng)的采出程度隨生產(chǎn)壓差的增大而減小，并且含水率隨采出程度變化曲線均在含水率為80%左右出現(xiàn)明顯拐點。

(2)基尼系數(shù)可用于定量描述不同壓差下各滲透率條帶的采出程度差異度?；嵯禂?shù)與綜合采出程度呈“負相關(guān)”關(guān)系。原油黏度較大時，利用較大生產(chǎn)壓差可形成多指進現(xiàn)象，從而降低各滲透率條帶采出程度差異，提高綜合采出程度。原油黏度較小時，采用較低生產(chǎn)壓差即可獲得比較理想的開采效果。

(3)原油黏度較大時，在高含水階段適當放大生產(chǎn)壓差可使累計水油比隨采出程度變化曲線上升幅度減緩，提高底水驅(qū)替效率。但進一步放大壓差可能導(dǎo)致單位采出原油的耗水量激增，底水驅(qū)替效率變差。原油黏度較低時，在中高含水階段放大生產(chǎn)壓差均可改善底水驅(qū)替效果，在中含水階段增大生產(chǎn)壓差底水的驅(qū)替效率更高。對于I類普通稠油，水驅(qū)有效系數(shù)與變壓時含水率呈冪函數(shù)關(guān)系。較低含水率階段增大生產(chǎn)壓差能獲得較好的開采效果。

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