強底水稠油油藏水平井三維水驅(qū)物理模擬實驗

杜旭林，戴 宗，辛 晶，李海龍，曹仁義，羅東紅

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518067）

0 引言

由于海上稠油的開發(fā)成本高、風險大，在油藏地質(zhì)和工程方面都難以滿足陸地油田采用的熱力采油條件，如何實現(xiàn)高效、快速開發(fā)是目前海上石油工程的迫切難題［1］。X 油藏位于南海珠江口盆地東部，為海相砂巖稠油油藏，夾層分布復雜，底水能量強，具有剛性驅(qū)動特征。與常規(guī)油藏相比，強底水稠油油藏存在油井見水早、無水采油期短、含水上升快、采油成本高、經(jīng)濟效益低等一系列的生產(chǎn)問題，導致油藏采收率普遍偏低［2］。在相同產(chǎn)量條件下，水平井相較于直井，其油藏接觸面積更大，所需的生產(chǎn)壓差更小，能夠在一定程度上減緩底水快速上升，但由于地層各向異性及非均質(zhì)性影響，強底水在地層阻力小的地段容易見水突破，造成水平井快速水淹［3-4］。

為高效開發(fā)此類油藏，學者們已進行了大量的研究。在開發(fā)技術(shù)政策方面，謝明英等［5］介紹了海相強水驅(qū)疏松砂巖稠油油藏開發(fā)中的問題及實踐對策，張運來等［6］提出了“縱向分層系、平面變井網(wǎng)、水平井挖潛”的海上河流相稠油油田高效開發(fā)模式；波及系數(shù)是影響油田開發(fā)效果的重要指標，沈非等［7］、劉翀等［8］分別推導了適用于普通稠油油藏面積注水開發(fā)的反九點井網(wǎng)水驅(qū)波及系數(shù)計算公式，張吉磊等［9］提出了擴大底水稠油油藏轉(zhuǎn)注井注水波及體積的“置膠成壩”方法；上述研究工作為進一步認識此類油藏及開發(fā)實踐提供了理論基礎。

物理模擬實驗可通過反復觀察，客觀反映一定條件下的油水運動規(guī)律，針對底水稠油油藏的波及規(guī)律，往往最關(guān)注的是夾層分布［10-11］和水脊形態(tài)［12-13］。國內(nèi)外學者也進行了大量的實驗研究，Permadi 等［14］、Dou 等［15］分別采用二維可視化物理模擬裝置研究了夾層對水平井見水位置、見水時間、含水上升速率及采收率的影響；Modaresghazani等［16］通過海相砂巖巖心驅(qū)油實驗，測定了稠油/水/氣三相相對滲透率；劉莉等［17］、劉欣穎等［18］、劉佳等［19］分別研究了在底水錐進過程中水脊的形成和上升形態(tài)；張偉等［20］將水驅(qū)倍數(shù)由常規(guī)的30 PV 增至2000 PV，提出高倍數(shù)水驅(qū)使稠油油藏的物性發(fā)生轉(zhuǎn)變，能顯著提高驅(qū)油效率。上述實驗結(jié)果表明：原油黏度影響驅(qū)油效率，而夾層分布對底水具有一定的遮擋作用，能夠抑制底水錐進，二者是影響水平井波及系數(shù)和采收率的重要因素。

在上述實驗研究中，多以稀油油藏為主，且刻畫的是二維水驅(qū)波及規(guī)律，而針對強底水油藏，水平井開發(fā)表現(xiàn)為油水在地層中的三維、大尺度流動特征，目前能有效反映和對比稠油、稀油水脊形態(tài)特征的物理模擬實驗尚且較少，現(xiàn)有的常規(guī)實驗規(guī)范無法準確地描述此類油藏的波及規(guī)律。由此，基于南海東部X 稠油油藏參數(shù)，設計并開展強底水稠油油藏水平井三維波及物理模擬實驗，綜合分析原油黏度、不同夾層范圍對于水脊形態(tài)和波及系數(shù)的影響，旨在半定量分析底水稠油油藏與稀油油藏波及規(guī)律的異同，進一步為水平井合理井距的確定、井網(wǎng)加密調(diào)整提供理論基礎。

1 三維水驅(qū)物理模擬實驗設計

1.1 實驗裝置設計

強底水稠油油藏水平井三維水驅(qū)物理模擬實驗裝置主體部分為：三維可視化裝置、底水供給裝置和計量裝置。實驗整體裝置如圖1 所示，其中：

（1）底水供給裝置。由進液罐、氣罐、水泵及連接管線組成。水泵采用HAS-200 型恒壓恒速泵。氣罐進氣提供水泵抽吸、排出液體的壓力，亦用于水泵的流量控制。同時，為了模擬實際油藏強底水能量，采用雙水泵并聯(lián)聯(lián)合供給。底水采用黑色墨水染色的蒸餾水，以便觀察三維水脊形態(tài)。

圖1 強底水稠油油藏水平井三維水驅(qū)物理模擬實驗裝置Fig.1 3-D water flooding physical simulation experiment device of horizontal well in heavy oil reservoir with strong bottom water

（2）三維可視化裝置。由5 面鋼板和1 面有機玻璃組成，尺寸為100 cm × 30 cm × 20 cm，內(nèi)部填充玻璃珠模擬儲層。用特制的不銹鋼管模擬水平井，采用射孔完井的方式，將水平井置于模型上部可視面中間，以便于觀察。

（3）計量裝置。由1 臺數(shù)字攝像設備、秒表、量筒以及管線組成，用于實時測量采出液體的量。

強底水稠油油藏水平井三維水驅(qū)物理模擬實驗裝置參數(shù)見表1。

表1 強底水稠油油藏水平井三維水驅(qū)物理模擬實驗設置參數(shù)Table 1 3-D physical simulation experimental parameters of horizontal well in heavy oil reservoir with strong bottom water

1.2 實驗方案設計

原油黏度和夾層范圍大小是本實驗設計的主控因素，其中夾層類型考慮為不滲透型夾層，選用模擬夾層的材質(zhì)為不滲透有機塑料板，設計實驗流程如下，實驗方案設計見圖2，其相關(guān)參數(shù)見表2。

（1）油樣準備。稠油油樣取自X稠油油藏油層條件下原油黏度52.6 mPa·s 的地層原油，稀油油樣采用機油與煤油按1∶2 的比例配置黏度為5 mPa·s的混合油，根據(jù)實驗要求將二者使用蘇丹紅染色劑進行染色。

（2）將0.180 mm 的玻璃珠填充以模擬地層的多孔介質(zhì)，采用油與玻璃珠混合均勻后填入實驗裝置，并用木板壓實，保證模型中多孔介質(zhì)充分且均勻飽和模擬油。

（3）如需設置夾層在相應位置鋪設，待模型填充完畢后，保證水平段水平，密封模型。

（4）打開氣泵和2 臺并聯(lián)水泵，為了保證實驗中底水的強度，設置0.7 MPa 恒定壓差輸出黑色墨水染色的蒸餾水，使底水持續(xù)穩(wěn)定供給到模型中，保持地層壓力，模擬生產(chǎn)。

（5）用秒表和量筒記錄不同時刻的總產(chǎn)液量，靜置后量取油量和水量，每2 min 記錄一次。

圖2 實驗方案設計示意圖Fig.2 Schematic diagram of experimental scheme

表2 實驗方案參數(shù)Table 2 Parameters of experimental scheme

1.3 實驗表征方法

（1）水脊形態(tài)表征

將水脊形態(tài)按照沿井筒方向和垂直井筒方向分別進行表征。本實驗在三維可視化裝置的正面安裝一臺攝像機，可直接記錄沿井筒方向的水脊形態(tài)，而針對垂直井筒方向水脊形態(tài)的刻畫，后期采用測量不同深度處的水脊上升高度進行反推。同時為對水脊形態(tài)作半定量刻畫，將沿井筒方向水脊形態(tài)用梯形近似表征，垂直井筒方向水脊形態(tài)用三角形近似表征（圖3）。通過測量不同時刻沿井筒方向底水波及長度l，垂直井筒方向底水波及長度d及水脊上升高度h來反映水脊上升形態(tài)隨時間的變化規(guī)律。

圖3 水脊形態(tài)表征示意圖Fig.3 Schematic diagram of water cresting characterization

（2）波及系數(shù)表征

油藏水驅(qū)波及系數(shù)定義為油藏底水波及體積與油藏總體積的比值

式中：EV為油藏水驅(qū)波及系數(shù)；V波及為底水波及體積，cm3；V總為油藏總體積，cm3。

底水波及體積需要通過計量出的累產(chǎn)油量進行反推，累產(chǎn)油量等于底水波及范圍內(nèi)驅(qū)替出的可動油量，由此得到底水波及體積的計算式

式中：NP為累產(chǎn)油量（實驗過程中計量獲得），g；為平均含水飽和度（實驗過程中由電阻率測試獲得），%；Swi為束縛水飽和度（初始條件下由電阻率測試獲得），%；Boi為體積系數(shù)；ρo為原油密度，g/cm3；φ為孔隙度，%。

式中：L長，L寬，L高分別為油藏的長度、寬度和高度，cm 。

將式（2）和式（3）代入式（1），即可得到油藏水驅(qū)波及系數(shù)。

基于上述公式，按照設計實驗流程可定量計算出水驅(qū)波及體積，從而得到不同時刻稠油和稀油油藏的波及系數(shù)。

2 實驗結(jié)果及討論

2.1 原油黏度的影響

（1）稠油與稀油油藏水脊形態(tài)對比

圖4 展示了均質(zhì)強底水條件下第1 組52.6 mPa·s稠油和第2 組5 mPa·s 稀油不同時刻的水脊上升規(guī)律，圖中“黃線”為實驗結(jié)果勾畫出的水脊形態(tài)。其中稠油水脊形態(tài)變化為局部錐進—局部見水—局部上托—圍繞見水點拓展，即“先錐后托”模式；稀油水脊形態(tài)變化為均勻上托—突破緩慢—跟端先見水，即“均勻波及”模式。此外，稠油水驅(qū)存在明顯的油水過渡帶，沿程波及范圍窄，見水突破之后波及范圍增大的趨勢較緩；稀油水驅(qū)雖突破緩慢，但驅(qū)油效率更高，底水波及范圍大，呈均勻上托趨勢。

另一方面，對于強底水稠油油藏，見水點受水平井沿程非均質(zhì)性的影響較大，盡管在實驗填砂過程中盡可能充分壓實模擬均質(zhì)地層，但無法排除存在某一高滲條帶，稠油油藏增大了非均質(zhì)局部見水的風險。因此，稠油油藏水驅(qū)應關(guān)注水平井沿程非均質(zhì)性，堵水、分段采油、變密度射孔等是提高波及系數(shù)的關(guān)鍵措施。

（2）稠油與稀油油藏波及規(guī)律定量表征分析

圖4 稠油與稀油油藏不同時刻水脊形態(tài)對比Fig.4 Comparison of water cresting characterization between heavy oil and light oil at different time

圖5 稠油與稀油油藏含水率及采出程度對比Fig.5 Comparison of water cut and recovery degree be‐tween heavy oil and light oil

圖6 稠油與稀油油藏波及系數(shù)對比Fig.6 Comparison of sweep efficiency between heavy oil and light oil

整理所測得的稠油和稀油的實驗數(shù)據(jù)，可以得到含水率、采出程度隨時間的變化規(guī)律對比（圖5）和波及系數(shù)隨時間的變化規(guī)律對比（圖6）。分析圖5、圖6 可知，①稠油油藏缺少無水采油期，而稀油油藏無水采油期較長，且在相同生產(chǎn)周期稠油油藏的含水率高于稀油油藏，即黏度越大，含水率上升越快，且由于稠油油藏先錐后托的水脊特征，其波及體積明顯小于稀油油藏，采出程度較低；②在高含水后期階段，稠油油藏波及系數(shù)增加較慢趨于平緩，而采出程度上升較快，造成這一現(xiàn)象的原因在于稠油存在油水過渡帶，由于稠油油藏的非活塞性驅(qū)替更明顯，導致過渡帶中富含剩余油，水驅(qū)沖刷將此部分的剩余油驅(qū)替出來。由此可見，開發(fā)后期稠油油藏的波及范圍提高有限，提高產(chǎn)量的重點應放在波及范圍內(nèi)油水過渡帶中的剩余油，可采用大排量提液措施，沖刷過渡帶中的剩余油。

2.2 夾層分布的影響

（1）稠油油藏不同夾層范圍水脊形態(tài)對比

圖7為第3 組含1/2 水平段長度夾層的水驅(qū)波及水脊形態(tài)實驗，不同于前文所述無夾層均質(zhì)稠油油藏“先錐后托”的波及特征，本組實驗呈現(xiàn)出先均勻上托，在夾層兩端出現(xiàn)雙峰繞流，后出現(xiàn)水錐突破且沿見水點擴大波及的特征，近似于底水—次生邊水混合驅(qū)模式。

圖8 為第4 組含3/2 水平段長度夾層的水驅(qū)波及水脊形態(tài)實驗，水驅(qū)特征表現(xiàn)為先均勻上托，然后夾層有效改變底水上升路徑，使底水繞流在夾層兩側(cè)水線上升較快，繞流后形成大量次生邊水，近似于次生邊水驅(qū)模式，沿井筒方向波及范圍增大幅度較大，且在夾層下部出現(xiàn)明顯的“屋檐油”。

圖7 1/2 水平段長度夾層不同時刻水脊形態(tài)Fig.7 Water cresting characterization of interlayer with 1/2 horizontal section length at different time

圖8 3/2 水平段長度夾層不同時刻水脊形態(tài)Fig.8 Water cresting characterization of interlayer with3/2 horizontal section length at different time

驅(qū)替實驗完成后，將裝置拆開，按照不同深度將其剖開，觀察內(nèi)部多個深度的水脊形態(tài)，短夾層與長夾層不同深度剖面水脊形狀對比如圖9 所示，圖中“藍線”即為水平井位置。分析實驗結(jié)果，發(fā)現(xiàn)短夾層的水脊現(xiàn)象較長夾層的水脊現(xiàn)象更明顯，即長夾層更能有效抑制底水錐進。此外，短夾層殘余油主要集中在上部［圖9（a）］，波及范圍較窄，波及系數(shù)較小；長夾層中下部殘余油較多［圖9（b）］，波及范圍較寬，波及系數(shù)較大。

圖9 短夾層與長夾層不同深度剖面水脊形狀對比Fig.9 Comparison of water cresting characterization in profiles at different depth between short interlayer and long interlayer

根據(jù)刮開不同深度處的水脊形態(tài)，可反推出最后時刻垂直井筒方向的水脊形態(tài)［圖10］。1/2 水平段長度夾層和3/2 水平段長度夾層下部均完全波及，為裝置寬度30 cm，水脊高部位與水平井位置齊平，高18 cm，但相較于1/2 水平段長度夾層方案中“拋物線”弧度形態(tài)，3/2 倍水平段長度夾層的實驗方案上部水脊形態(tài)較窄，呈上窄下寬的弧度形態(tài)。

圖10 短夾層與長夾層驅(qū)替結(jié)束時刻垂直井筒方向水脊形態(tài)對比Fig.10 Comparison of water cresting characterization in vertical wellbore direction at the end of displacement between short interlayer and long interlayer

（2）稠油油藏不同夾層范圍波及規(guī)律定量表征

不同夾層方案含水率及波及系數(shù)對比見圖11，分析可知：無夾層方案見水時間最早，含1/2 水平井長度夾層方案次之，含3/2 水平井長度夾層方案見水最慢，無水采油期最長，說明大范圍夾層能夠有效抑制含水率上升；無夾層方案波及系數(shù)最低，含1/2 水平井長度夾層方案次之，含3/2 水平井長度夾層方案波及系數(shù)最大，即夾層的存在會抑制底水錐進，從而使得波及系數(shù)增加，且隨著夾層長度增加，抑制底水錐進的效果越好，波及系數(shù)越大。

圖11 不同夾層方案含水率及波及系數(shù)對比Fig.11 Comparison of water cut and sweep efficiency under different interlayer conditions

3 結(jié)論

（1）通過觀察稠油與稀油油藏水脊形態(tài)變化可知，稠油油藏水脊變化過程為局部錐進—局部見水—局部上托—圍繞見水點拓展，稀油油藏為底水均勻上托，無明顯水脊水錐；針對稠油油藏高含水階段，開發(fā)后期波及范圍增大有限，可采用大排量提液措施，沖刷在波及區(qū)油水過渡帶中的剩余油以提高采收率。

（2）對于強底水稠油油藏，見水點受水平井沿程非均質(zhì)性的影響較大，稠油油藏增大了非均質(zhì)局部見水的風險，因此稠油油藏水驅(qū)應關(guān)注水平井沿程非均質(zhì)性，堵水、分段采油、變密度射孔等均是提高波及系數(shù)的關(guān)鍵措施。

（3）對于強底水含夾層稠油油藏水平井開發(fā)，小范圍夾層底部剩余油較少；大范圍夾層易發(fā)生底水繞流形成次生邊水，沿井筒方向波及范圍提高幅度較大，但夾層下部殘存大量剩余油，表現(xiàn)為“屋檐油”，這是下一步剩余油挖潛的重點。