采油速度對不同黏度均質(zhì)油藏水驅(qū)特征的影響

趙倫，陳希，陳禮，曹仁義，張祥忠，劉佳，單發(fā)超

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油大學(xué)（北京））

采油速度對不同黏度均質(zhì)油藏水驅(qū)特征的影響

趙倫1，陳希1，陳禮1，曹仁義2，張祥忠1，劉佳2，單發(fā)超1

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油大學(xué)（北京））

基于均質(zhì)油藏水驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)，研究不同黏度均質(zhì)油藏在不同采油速度下的水驅(qū)特征。低黏度油藏（黏度小于5 mPa·s）水驅(qū)波及均勻，流線粗。隨采油速度的提高，注水沿油層底部突進(jìn)減弱，縱向波及更均勻，油層頂、底面波及系數(shù)差異減小。低黏度油藏高速開發(fā)無水期采出程度明顯高于低速開發(fā)，含水上升速度低于低速開發(fā)，適宜高速開發(fā)模式。中高黏度油藏（黏度5～50 mPa·s）水驅(qū)過程中注入水表現(xiàn)出明顯的指進(jìn)現(xiàn)象，水驅(qū)流線細(xì)，水驅(qū)波及不完全，流線間波及程度弱，油層頂、底面波及系數(shù)差異大。隨采油速度的提高，中高黏度油藏水驅(qū)流線更細(xì)，波及更不完全，油層頂、底面波及系數(shù)明顯降低。中高黏度油藏高速開發(fā)見水時間短，無水期采出程度明顯低于低速開發(fā)，含水上升速度高于低速開發(fā)，不適合高速開發(fā)。圖14參12

水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)；均質(zhì)油藏；原油黏度；采油速度；水驅(qū)規(guī)律；注入水波及特征；高速開發(fā)適應(yīng)性

0 引言

世界上砂巖油田眾多，是原油產(chǎn)量的主要來源，砂巖油田開發(fā)速度相差較大，既有采油速度低于1%的油田，也有大于8%甚至更高的油田[1-3]。影響開發(fā)速度的因素很多[4-5]，有油藏地質(zhì)的因素，也有油田開發(fā)管理以及開發(fā)策略的因素[6-7]，但油藏地質(zhì)條件是最根本的因素。在地質(zhì)條件（儲集層滲透率、非均質(zhì)性）相似的情況下，原油黏度是影響合理開發(fā)速度的主要因素[8-10]。本文以物理模擬實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)[11-12]，對比不同黏度均質(zhì)油藏在不同采油速度下的水驅(qū)特征，討論水驅(qū)速度對開發(fā)效果的影響，明確不同黏度油藏高速開發(fā)適應(yīng)性。

1 物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置及流程

實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ统叽纾洪L50 cm，寬50 cm，厚3 cm，裝置見圖1。該裝置頂、底為有機(jī)玻璃，便于全程監(jiān)控實(shí)驗(yàn)過程中的流體運(yùn)動規(guī)律，中間充填0.093～0.250 mm石英砂，孔隙度30%，滲透率2 000×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)用注入水黏度為0.5 mPa·s（25 ℃）?？紤]到油水黏度比是影響水驅(qū)特征的重要因素，實(shí)驗(yàn)使用煤油配制黏度為0.5 mPa·s（低黏度）和10 mPa·s（中高黏度）的原油。為保證煤油分布均勻，飽和油過程采用濕填飽和法，即在填砂之前將油水按照一定的比例（根據(jù)石英砂所形成的孔隙度計(jì)算）與石英砂充分混合。在模型的4個角設(shè)置1口注水井和3口采油井模擬四分之一的反九點(diǎn)井網(wǎng)。為保證水驅(qū)油過程的可視化效果，將注入水用蘇丹紅染色。采油井采用定壓生產(chǎn)，實(shí)驗(yàn)流程見圖2。

具體實(shí)驗(yàn)步驟為：①用一定黏度原油飽和石英砂，然后填注模型；②以一定速度從注水井注水，3口油井定壓采油；③分別記錄注水量和3口采油井采油量、采液量，含水率達(dá)到100%時實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

按上述實(shí)驗(yàn)流程，分別對黏度為0.5 mPa·s、10.0 mPa·s的原油以0.9 mL/min（采油速度1%）、3.5 mL/min（采油速度4%）注水速度進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。上述每組實(shí)驗(yàn)均重復(fù)多次，得到相近的實(shí)驗(yàn)結(jié)果和規(guī)律。對實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)整理后進(jìn)行分析，確定不同黏度原油油藏在不同水驅(qū)速度下的水驅(qū)特征。

圖1 物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置圖

圖2 物理模擬實(shí)驗(yàn)流程圖

2 低黏原油水驅(qū)實(shí)驗(yàn)特征

低黏原油黏度為0.5 mPa·s，與注入水黏度相當(dāng)，油水流度比為1，水驅(qū)油過程近似活塞式驅(qū)油，水驅(qū)流線比較粗，前緣推進(jìn)均勻（見圖3），水驅(qū)波及范圍較完全，剩余油主要分布在未波及區(qū)域。

圖3 低黏度均質(zhì)油藏1%采油速度下不同采出程度頂、底面注入水波及形態(tài)

在1%采油速度下，注入水主要沿底部優(yōu)先驅(qū)替，底部水侵量大，導(dǎo)致縱向上頂、底面波及程度差異明顯（見圖3）。開發(fā)早中期，隨采出程度的提高，頂、底面波及系數(shù)均提高，但兩者的差異增大：采出程度6%時，頂、底面波及相差9%；當(dāng)采出程度提高至29%時，頂、底面波及系數(shù)相差54%。在高采出程度、高含水階段，頂、底面波及系數(shù)差異逐漸減少，采出程度61%時，頂、底部波及系數(shù)相差19%（見圖4）。

圖4 低黏度均質(zhì)油藏1%采油速度下不同采出程度頂、底面注入水波及系數(shù)對比

當(dāng)采油速度提高至4%時，頂、底面波及系數(shù)差異比1%采油速度時明顯減小（見圖5、圖6）。在采出程度5%時，頂、底面波及系數(shù)分別為7%和8%，頂、底面波及系數(shù)相近。隨著采出程度的提高，頂、底面波及系數(shù)均不同程度提高，并且頂、底波及系數(shù)差異逐漸增大，至采出程度60%時，頂、底面波及系數(shù)相差11%。

對比不同采油速度下波及特征（見圖7）可見，高速開發(fā)過程中，頂、底面波及系數(shù)的差異隨采出程度的提高而增大。而低速開發(fā)在初期頂、底面的差異隨采出程度的提高而增大，中后期隨采出程度的提高而逐漸減少。但在相同采出程度時，高速開發(fā)時頂、底面波及系數(shù)差異都明顯低于低速開發(fā)，高速開發(fā)條件下，波及更均勻。

圖5 低黏度均質(zhì)油藏4%采油速度下不同采出程度頂、底面波及形態(tài)

圖6 低黏度均質(zhì)油藏4%采油速度下不同采出程度頂、底面注入水波及系數(shù)對比

對比低黏度油藏不同采油速度含水上升規(guī)律（見圖8）可見，高速開發(fā)見水時間短，但無水期采油量大，無水期采出程度為41%，低速開發(fā)無水期采出程度為34%。從含水率與采出程度的關(guān)系分析，高速開發(fā)表現(xiàn)為早中期含水上升速度慢，而中后期含水上升快；而低速開發(fā)早中期含水上升速度快，后期含水上升速度相對較慢。

圖7 低黏度均質(zhì)油藏不同采油速度下頂、底面波及系數(shù)差異對比

圖8 不同黏度均質(zhì)油藏不同采油速度下含水率與采出程度關(guān)系

3 中高黏度原油水驅(qū)實(shí)驗(yàn)特征

黏度為10 mPa·s原油水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，中高黏度油藏在水驅(qū)過程中注入水波及呈明顯的指進(jìn)現(xiàn)象，流線較細(xì)。與低黏度油藏相比，其水驅(qū)前緣推進(jìn)速度更快。但在注入水波及范圍內(nèi)，波及不完全，流線間波及程度弱（見圖9）。

采油速度為1%、低采出程度時頂、底面波及系數(shù)差異較小，在采出程度5.2%，含水43%時，頂、面波及系數(shù)相差16.3%；隨采出程度和含水率增加，頂、底面波及系數(shù)差異逐漸增大，至采出程度45.4%，含水89.4%時，頂、底面波及系數(shù)相差32.2%（見圖10）。

當(dāng)采油速度提高至4%時，注入水黏性指進(jìn)現(xiàn)象更明顯，流線更細(xì)，水驅(qū)波及前緣推進(jìn)更快（見圖11）。注入水主要沿底部突進(jìn)。采出程度從5%提高至45%，頂面波及系數(shù)變化不大（由6.7%提高至10.4%），底面波及系數(shù)從20.2%提高到43.3%（見圖12）。對比圖10、圖12，在相同采出程度下，高速開發(fā)頂、底面波及系數(shù)均低于低速開發(fā)。但不同采油速度下，相同采出程度時頂、底面波及系數(shù)差異相近。

圖9 中高黏度均質(zhì)油藏1%采油速度下不同采出程度頂、底面注入水波及形態(tài)

圖10 高黏度均質(zhì)油藏1%采油速度下不同采出程度頂、底面注入水波及系數(shù)對比

對比中高黏度油藏不同采油速度含水上升規(guī)律（見圖8）可見，高速開發(fā)見水時間短，無水期采油量也低，無水期采出程度為1%，而低速開發(fā)無水期采出程度為12%。見水后高速開發(fā)含水上升速度明顯快于低速開發(fā)。在相同采出程度下，高速開發(fā)含水明顯高于低速開發(fā)。

4 不同原油黏度均質(zhì)油藏不同采油速度下驅(qū)替規(guī)律

由以上實(shí)驗(yàn)可以看出，不同黏度原油水驅(qū)特征明顯不同，并且水驅(qū)特征受驅(qū)替速度的影響也不同。

首先原油黏度是影響水驅(qū)特征的根本因素。低黏度原油油水黏度相當(dāng)，水驅(qū)油過程為活塞驅(qū)油，水驅(qū)流線較粗，驅(qū)油效率相對較高，波及比較均勻，水驅(qū)前緣推進(jìn)速度相對較慢，波及范圍內(nèi)水驅(qū)效果好。而中高黏度原油油水流度比高，水驅(qū)油指進(jìn)現(xiàn)象明顯，水驅(qū)流線細(xì)，水驅(qū)前緣推進(jìn)速度快，在波及范圍內(nèi)波及不完全，驅(qū)油效率低。因此，在同一采油速度下，采出程度相同時，中高黏原油油藏水驅(qū)波及范圍更大，在水驅(qū)波及范圍內(nèi)距離注水井相同位置處剩余油飽和度相對更高（見圖13），其含水上升也更快，無水期采出程度明顯低于低黏度油藏（見圖8）。

圖11 高黏度均質(zhì)油藏4%采油速度下不同采出程度頂、底面波及形態(tài)

圖12 高黏度均質(zhì)油藏4%采油速度下不同采出程度頂、底面波及系數(shù)對比

圖13 采油速度1%、相同采出程度（15%）時不同黏度原油平面水驅(qū)波及特征

因此，原油黏度是決定油藏能否采用高速開發(fā)的一個重要因素，原油黏度越低，越容易實(shí)現(xiàn)高速開發(fā)，并可獲得較好的開發(fā)效果。世界上200余個砂巖油田統(tǒng)計(jì)表明（見圖14），油田高峰采油速度隨地層原油黏度的降低而增加[1]。

其次，驅(qū)替速度也影響水驅(qū)特征，并且對不同黏度原油的影響有差異。低黏度原油在低速開發(fā)時，注入水波及受重力的影響較大，底部優(yōu)先波及，注入水沿底面突進(jìn)快，因此其頂、底波及系數(shù)差異大，含水上升較快。隨驅(qū)替速度的增加，水驅(qū)波及前緣受重力的影響相對變小，縱向上水驅(qū)波及更均勻，頂、底面波及差異也隨之變小。在相同采出程度時，高速水驅(qū)注入水波及系數(shù)更大，因此其注入水突進(jìn)更慢，在采出程度與含水率關(guān)系上表現(xiàn)為含水率上升更慢，無水期采出程度高（見圖8）。因此，低黏度油藏高速開發(fā)效果明顯好于低速開發(fā)，適宜采用高速開發(fā)模式；而中高黏度原油油藏油水流度比相對較大，隨驅(qū)替速度的增加，注入水指進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，注入水突進(jìn)更快，因此其波及系數(shù)也越低，油井含水上升更快，無水期采出程度反而變低（見圖8）。對中高黏度油藏而言，高速開發(fā)含水率上升更快，開發(fā)效果更差，因此中高黏度油藏不適合高速開發(fā)模式。

圖14 砂巖油田采油速度與原油黏度分布頻率統(tǒng)計(jì)

5 結(jié)論

地層原油黏度是決定油藏能否實(shí)現(xiàn)高速開發(fā)的一個重要條件。均質(zhì)油層物理模擬實(shí)驗(yàn)表明，不同原油黏度油藏在不同采油速度下表現(xiàn)出不同的水驅(qū)特征。

低黏度均質(zhì)油藏（黏度小于5 mPa·s）水驅(qū)波及均勻，流線粗。隨采油速度的提高，注入水波及受重力影響變小，沿底部突進(jìn)減弱，縱向波及更均勻，油層頂、底面波及系數(shù)差異減小。

中高黏度均質(zhì)油藏（黏度5～50 mPa·s）水驅(qū)過程中注入水表現(xiàn)出明顯的指進(jìn)現(xiàn)象，水驅(qū)流線細(xì)，水驅(qū)波及范圍內(nèi)，波及不完全，流線間波及程度弱。隨采油速度的提高，水驅(qū)流線更細(xì)，波及不完全，油層頂、底面波及系數(shù)明顯降低。

低黏度均質(zhì)油藏高速開發(fā)無水期采出程度明顯高于低速開發(fā)。高速開發(fā)表現(xiàn)為早、中期含水率上升速度慢，而中后期含水率上升快。低速開發(fā)早、中期含水率上升速度快，后期含水率上升速度相對較慢?？傮w上，低黏度均質(zhì)油藏適宜采用高速開發(fā)模式。

中高黏度均質(zhì)油藏高速開發(fā)見水時間短，無水期采出程度明顯低于低速開發(fā)。油層見水后高速開發(fā)條件下含水率上升速度明顯快于低速開發(fā)，在相同采出程度下，高采油速度開發(fā)含水率明顯高于低速開發(fā)。因此中高黏度均質(zhì)油藏不適合高速開發(fā)模式。

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（編輯 郭海莉）

Effects of oil recovery rate on water-flooding of homogeneous reservoirs of different oil viscosity

Zhao Lun1,Chen Xi1,Chen Li1,Cao Renyi2,Zhang Xiangzhong1,Liu Jia2,Shan Fachao1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.China University of Petroleum (Beijing),Beijing 102249,China)

Based on physical simulation of water-flooding homogeneous reservoirs,the water-flooding characteristics of homogeneous reservoirs with different oil viscosity are examined at different oil recovery rate.Reservoirs with low-viscosity (＜5 mPa?s) oil can be evenly swept,with thick streamline.With increasing oil recovery rate,water rush weakens along the reservoir bottom and sweeps the reservoir more evenly in the vertical direction;and the sweep efficiency difference between top and bottom of the reservoir decreases.In high-rate development of the low-viscosity oil reservoir,the water-free recovery percent is significantly higher than that in low-rate development,and the rising velocity of water cut is lower than that under low-rate development,which proved that such reservoirs are suitable for high-recovery-rate development.For reservoirs with medium-high viscosity (5-50 mPa?s) oil,the injected water fingers significantly in the water-flooding process,with thin streamline,the coverage is not swept completely,especially in area between streamlines,the sweep efficiency difference between top and bottom is great.As the oil recovery rate increases,the streamline becomes thinner,the coverage becomes more incomplete,and the sweep efficiency of top and bottom both decreases.Medium to high-viscosity oil reservoirs developed at high rate have a short water breakthrough time,and the recovery percent in the water-free period is much lower than that in low rate development,and the rising velocity of water cut is higher than that under low-rate development,so high-rate development is not adaptable for medium-high viscosity reservoirs.

water-flooding experiment;homogeneous reservoir;oil viscosity;oil recovery rate;water-flooding law;injected water sweep characteristics;high-rate development adaptability

中國石油天然氣集團(tuán)公司重大專項(xiàng)（2011E-2506）

TE326

A

1000-0747(2015)03-0352-06

10.11698/PED.2015.03.12

趙倫（1970-），男，重慶南川人，博士，中國石油勘探開發(fā)研究院高級工程師，主要從事油藏描述、油田開發(fā)方面的研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院中亞俄羅斯研究所，郵政編碼：100083。E-mail：zhaolun@cnpcint.com

2014-06-18

2015-04-24