均質(zhì)油藏水驅(qū)油物理模擬驅(qū)替規(guī)律實驗分析

薛 亮

（勝利油田石油開發(fā)中心有限公司，東營 257000）

利用注水井把水注入油層，以補充和保持油層壓力的措施稱為注水。由于我國油田儲集層中，約有超過90%的油田為砂巖油田或陸相碎屑巖沉積，利用注水法進行油田開發(fā)仍是我國大慶油田等三類儲集層開展采油作業(yè)的主要方式。影響注水開發(fā)效率的主要指標有很多，包含了油藏地質(zhì)因素、開發(fā)管理方法等[1-3]。趙倫等（2015）[4]認為在地質(zhì)條件相同或相似條件下，影響水驅(qū)油采收效率的主要因素為原油粘度；紀淑紅等（2012）[5]則認為水驅(qū)采收率=水波及系數(shù)×水驅(qū)油效率，對水驅(qū)油采收效率的研究應(yīng)主要集中在高含水階段提高水驅(qū)油效率。本文在假設(shè)采收油田為均質(zhì)油藏條件下，對不同粘度油藏在低、高速開發(fā)速度下的水驅(qū)油特征進行如底部突進、縱向波、水波及系數(shù)、水驅(qū)流線等進行描述，試圖明確水驅(qū)速度對低粘度、中高粘度油藏開發(fā)效果的影響，從而為我國油田注水開發(fā)工藝提供借鑒。

1 材料與方法

1.1 試驗材料與設(shè)備

為提高本試驗準確性，本文采用中國石油大學（北京）發(fā)明專利號ZL 201710718290.7的水驅(qū)油微觀物理模擬實驗裝置[6]；注入水粘度為常溫（25℃）條件下粘度為0.5mPa·s 的純凈水；試驗材料如表1所示。

表1 試驗材料與設(shè)備Tab.1 Test materials and equipment

1.2 試驗方法

為保證試驗用原油分布均勻，根據(jù)10~20mu石英砂孔隙度按照油水比1：4比例制備高含水原油；注入水通過100μg/mL蘇丹紅溶液進行染色；采油井以恒流泵裝置保證定壓生產(chǎn)，本試驗具體流程見圖1[7-9]。

圖1 水驅(qū)油物理模擬試驗流程圖Fig.1 Flow chart of water flooding physical simulation test

分別采用0.9mL/min（采油速度1%）、3.5mL/min（采油速度4%）注水速度對兩組原油進行處理，記錄注水量及采油量、采液量，至水驅(qū)油物理模擬試驗裝置中的原油含水率為100%時試驗結(jié)束[10]。

2 結(jié)果與分析

2.1 低粘度原油水驅(qū)試驗特征

2.1.1 注入水波及系數(shù)變化分析

由表1可知，本試驗使用低粘度原油與注入水粘度均為0.5mPa·s（25℃），此時油水流動比可視為1；注入水對油田的作用可近似認為為活塞式驅(qū)油。

當采油速度為0.9mL/min 時，注入水主要沿水驅(qū)油物理模擬試驗裝置底部優(yōu)先驅(qū)替，由裝置y 軸觀察，此時底面波及形態(tài)顯著大于頂面波及形態(tài)；采出程度為5%、10%以及25%時底面、頂面波及系數(shù)均逐步提高，但底面波及系數(shù)顯著高于頂面波及系數(shù)；采出程度為32%、42%時，頂面波及系數(shù)變化情況顯著高于底面，此時頂、底面波及系數(shù)差異逐漸減小，詳如表所示。

表2 0.9mL/min采出速度低粘度均質(zhì)油藏頂、底面注入水波及系數(shù)變化情況Tab.2 Changes in the conformance coefficient of injected water at the top and bottom of homogeneous reservoirs with low viscosity and production rate of 0.9 mL/min

0.9mL/min 采出速度條件下低粘度均質(zhì)油藏頂、底面注入水波及系數(shù)最大差值為采出程度29%時，此時二者差值為52.5%；至采出程度高于29%以后二者之間差距逐漸減小，最終在采出程度達到61 時降低至8.3%。

當采油速度為3.5mL/min 時，注入水無明顯的頂、底面優(yōu)先驅(qū)替特征。此時由水驅(qū)油物理模擬試驗裝置縱向觀察，頂、地面波及系數(shù)差異明顯較0.9mL/min 采出速度時更小；采出速度為5%、9%時，頂、底面波及形態(tài)變化情況均不明顯；隨著采出程度達到25%、36%后，頂、底面波及形態(tài)變化逐漸明顯，且此時底面波及形態(tài)變化情況更加明顯，至采出程度達到56%后，頂、底面波及系數(shù)差值逐漸增大，詳見表3。

表3 0.9mL/min采出速度低粘度均質(zhì)油藏頂、底面注入水波及系數(shù)變化情況Tab.3 Changes in the conformance coefficient of injected water at the top and bottom of homogeneous reservoirs with low viscosity and 0.9 mL/min production rate

3.5mL/min 采出條件下，低粘度均質(zhì)油藏頂、底面注入水波及系數(shù)最小差值為采出程度5%時，此時頂、底面注入水波及系數(shù)差值為1.1%；至采出程度高于56%時，二者之間差距逐漸加大，最大差值為采出程度70%時，此時頂、底面注入水波及系數(shù)差值為19.7%。

綜上，通過表2、表3 數(shù)據(jù)對比可知，0.9 mL/min、3.5mL/min 不同采油速度下低粘度均質(zhì)油藏頂、底面注入水波及系數(shù)變化均隨采出速度的提升而增加；0.9 mL/min采油速度下，低粘度均質(zhì)油藏頂、底面注入水波及系數(shù)之間的差值同樣呈先逐漸上升后逐漸下降趨勢；3.5mL/min 采油速度下，低粘度均質(zhì)油藏頂、底面注入水波及系數(shù)之間的差值呈逐漸上升趨勢；相同或相近采出速度條件下，頂、底面注入水波及系數(shù)之間的差值明顯更小，波及更均勻。

2.1.2 含水率變化規(guī)律分析

表4所示為低粘度均值油藏在0.9mL/min、3.5mL/min 兩種采出條件下含水上升規(guī)律。在0.9mL/min 低速水驅(qū)條件下，低粘度均質(zhì)油藏含水率隨采出程度的提升呈先固定不變一直為零，后在采出程度等于32%時快速提升，最后在采出程度達到42%后緩慢提升變化狀態(tài)，在采出程度達到最大時含水率達到最高值；高粘度均質(zhì)油藏含水率同樣一直為零，在采出程度達到14%后迅速提升，至采出程度達到36%后上升速度逐漸放緩，直至含水率達到最大值。在3.5mL/min 高速水驅(qū)條件下，低粘度均質(zhì)油藏含水率同樣先一直為零，后在采出程度等于42%后逐漸上升，至采出程度達到64%后上升速度逐漸放緩，最終在采出程度達到最大值后含水率達到最大值；高粘度均質(zhì)油藏含水率隨采出程度的提升成快速提升，至采出程度達到14%后緩慢提升變化態(tài)勢，至采出程度達到最大值后含水率達到最高值。

表4 不同粘度、采油速度條件下采出程度與含水率關(guān)系Tab.4 Relationship between recovery degree and water cut under different viscosity and oil recovery rate

2.2 高粘度原油水驅(qū)試驗特征

2.2.1 注入水波及系數(shù)變化分析

采用相同實驗流程對粘度10mPa·s（25℃）原油水驅(qū)試驗特征進行分析。結(jié)果表明，粘度10mPa·s（25℃）原油在注水過程中顯著呈“指進現(xiàn)象”（即呈現(xiàn)出與人類手指類似的流線較細的變化狀態(tài)）。與0.5mPa·s（25℃）低粘度油藏相比，粘度10mPa·s（25℃）原油水驅(qū)前緣推進速度顯然更快，但由于指進現(xiàn)象的出現(xiàn)，注入水波及范圍內(nèi)粘度10mPa·s（25℃）原油注水波及并不完全，流線間波及程度較弱。

表5 所示為粘度10mPa·s（25℃）均值油藏在0.9mL/min 采出條件下，不同采出程度頂、底面注水波及系數(shù)變化情況。顯然，在采出程度為5.2%時，頂、底面波及系數(shù)之間差值較?。浑S著采出程度的提升，底面波及形態(tài)擴張明顯，波及系數(shù)與頂面之間的差值越來越大至采出程度達到45.4%時，差值達到最高35.6%。

表5 粘度10mPa·s（25℃）均值油藏0.9mL/min采出條件下頂、底面注入水波及系數(shù)Tab.5 Conformance coefficient of injected water at the top and bottom of the reservoir with an average viscosity of 10 MPa·s（25℃）under the condition of 0.9 mL/min production

隨著采出程度的提升，10mPa·s（25℃）均值油藏頂面注入水波及系數(shù)呈先快速提升后緩慢提升狀態(tài)；底面注入水波及系數(shù)變化情況相同，且均在采出程度達到30.3%后增速開始逐漸放緩。

表6 所示為粘度10mPa·s （25℃） 均值油藏3.5mL/min 采出條件下，頂、底面注水波及系數(shù)變化情況。隨著采出程度的提升，頂、底面注入水波及系數(shù)之間的差值急劇增大，至采出程度達到45.4%時，底面與頂面之間注水波及系數(shù)差值已高達33.9%。

表6 粘度10mPa·s（25℃）均值油藏3.5mL/min采出條件下頂、底面注入水波及系數(shù)Tab.6 The conformance coefficient of injected water at the top and bottom of the oil reservoir with an average viscosity of 10 MPa·s（25℃）under the condition of 3.5mL/min production

顯然，粘度10mPa·s（25℃）均值油藏3.5mL/min采出條件下頂面注入水波及系數(shù)除在采出程度由5.2%至20.3%變化過程中呈現(xiàn)小幅提升外，其余時間隨采出程度變化并未產(chǎn)生明顯變化；相對而言底面變化情況明顯更加顯著。

2.2.2 含水率變化規(guī)律分析

粘度10mPa·s（25℃）均值油藏在高采出速度條件下的見水時間短，同時由于指進現(xiàn)象的存在，其無水期采油量較粘度0.5mPa·s（25℃）均質(zhì)油藏更低；3.5mL/min高速開發(fā)條件下，粘度10mPa·s（25℃）均值油藏開發(fā)含水上升速度顯著快于0.9mL/min 采出條件。

2.3 不同粘度、不同采油速度下均值油藏驅(qū)替規(guī)律

通過以上試驗所得數(shù)據(jù)可知，0.5mPa·s（25℃）、10mPa·s（25℃）兩種均質(zhì)油藏水驅(qū)波及形態(tài)特征明顯不同，兩種粘度原油水驅(qū)特征受驅(qū)替速度的影響變化規(guī)律差異較大。

首先，0.5mPa·s（25℃）均質(zhì)油藏粘度與注入水粘度基本相當，此時的驅(qū)油形式主要呈活塞驅(qū)油形式，隨著注入水量提升，頂、底面波及形態(tài)均呈粗流線變化，此時設(shè)備中含水率提升相對較慢，但波及比較均勻，睡去效果以及驅(qū)油效率均較為理想；10mPa·s（25℃）均質(zhì)油藏粘度遠高于注入水粘度，此時的驅(qū)油形式呈明顯的指進狀態(tài)，因而形成了頂、底面注入水波及不完全現(xiàn)象，此時盡管水驅(qū)前緣推進速度遠較0.5mPa·s（25℃）均質(zhì)油藏更快，但驅(qū)油效率較低。因此，在相同采油速度條件下0.5mPa·s（25℃）均質(zhì)油藏水驅(qū)波及范圍更小，在相同采出程度條件下，0.5mPa·s（25℃）粘度油藏水驅(qū)波及范圍內(nèi)剩余油飽和度相對更低。因此，可得出結(jié)論一：原油粘度越高，越不容易實現(xiàn)高速開發(fā)，油藏開發(fā)效果往往越差。

其次，0.5mPa·s（25℃）均質(zhì)油藏在0.9mL/min采出條件下注入水波及受重力影響較大，底面的波及速度明顯高于頂面，因此在頂面、底面二者波及系數(shù)差異較大的條件下能夠獲得更快的含水率上升速度；在3.5mL/min 高速開發(fā)狀態(tài)下頂面、底面二者波及系數(shù)差異逐漸減小，水波及前緣受重力影響程度降低?？傻贸鼋Y(jié)論二：低粘度原油高速開發(fā)效果明顯優(yōu)于低速開發(fā)。

最后，10mPa·s（25℃）均質(zhì)油藏指進現(xiàn)象明顯，因此其波及系數(shù)隨注入水突進程度的提升無顯著變化，油井含水上升速度的提升并不能顯著提高采出程度。由此可得出結(jié)論三：高粘度油藏并不適合采用高速開發(fā)模式。

3 結(jié)語

綜上所述，文章針對兩種不同粘度0.5mPa·s（25℃）、10mPa·s（25℃）均質(zhì)油藏水驅(qū)油物理特性進行分析，得出了不同粘度、不同采油速度、不同采出程度條件下，均值油藏水驅(qū)油驅(qū)替規(guī)律，認為0.5mPa·s（25℃）粘度均質(zhì)油藏更加事宜采用高速開發(fā)模式，而10mPa·s（25℃）粘度均質(zhì)油藏更加事宜采用低速開發(fā)模式。