邊水氣頂油藏開發(fā)方式物理模擬
——以伊拉克哈法亞油田Khasib油藏為例

汪周華，王濤，劉輝，李楠，朱光亞，郭平

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都 610500；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

伊拉克哈法亞油田Khasib油藏為典型的帶氣頂邊水的低滲透孔隙型生屑灰?guī)r油藏。儲集層非均質(zhì)性強，孔隙度為8.0%～25.6%，滲透率為（0.01～80.00）×10-3μm2。構(gòu)造低部位賦存常規(guī)原油，地飽壓差大，油井產(chǎn)量遞減相對較慢。構(gòu)造高部位靠近氣頂處為輕質(zhì)原油，地飽壓差小、氣油比上升快、氣竄嚴(yán)重，油井產(chǎn)量遞減快。Khasib油藏占伊拉克 3大油田地質(zhì)儲量的23.37%，開發(fā)潛力巨大，急需探索最優(yōu)的提高采收率方式。

氣頂邊水油藏主要有衰竭、注水、注氣、屏障注水、氣水協(xié)同等開發(fā)方式[1-4]。尼日爾Agadem地區(qū)G油田采用衰竭式開發(fā)效果較差，初期較大的采油速度導(dǎo)致高部位油井氣竄、邊部油井水淹，油環(huán)采收率低，大量原油滯留地下無法采出[5]。敖西川等[6]系統(tǒng)分析貝克塔斯氣頂邊水油藏氣頂屏障注水與邊部注水開發(fā)方式的生產(chǎn)動態(tài)特征，指出該方式既能增加地層能量穩(wěn)定油氣界面，又能阻止氣頂外擴，油藏氣油比迅速下降，產(chǎn)油量穩(wěn)步增長。劉輝等[7]基于室內(nèi)實驗方法評價中東地區(qū)某孔隙型碳酸鹽巖 S油藏伴生氣驅(qū)開發(fā)的可行性，注入氣使原油體積膨脹、黏度降低、流動性改善，驅(qū)油效率可達(dá) 52.02%。劉旺東等[8]剖析阿里斯庫姆油田采用氣頂注氣及屏障注水開發(fā)方式的開采規(guī)律，實際生產(chǎn)動態(tài)與數(shù)值模擬預(yù)測證實了通過注氣可補充氣頂能量、屏障注水可遏制氣頂氣的擴散，油氣界面附近油井氣油比大幅度降低，注水屏障氣侵作用顯著。此外，邊部注水與頂部注氣相結(jié)合不僅能提高采收率，還能充分利用現(xiàn)場的氣頂氣資源，具有良好的社會經(jīng)濟效益[9-13]。

氣頂邊水油藏開發(fā)方式評價主要采用數(shù)值模擬和物理模擬手段。馮曉楠等[14]、胡蓉蓉等[15]、Miao[16]通過數(shù)值模擬研究了典型氣頂邊水油藏不同開發(fā)方式（衰竭、注氣）和注氣參數(shù)（注氣類型、注氣時機、注氣方式）下的開采效果，認(rèn)為氣頂邊水油藏采用衰竭方式開采會導(dǎo)致油井氣竄、水淹嚴(yán)重，開采效果較差；通過注氣保壓可以降黏、補能、降低界面張力，得到較好的開采效果；氣驅(qū)原油采收率比水驅(qū)高3.25～20.00個百分點。周宇洋[17]基于物質(zhì)平衡理論，以 JZ25-1S氣頂邊水油藏為例，采用油藏工程方法計算分析不同注采參數(shù)對油氣、油水界面運移規(guī)律的影響，認(rèn)為控制合理的注采速度能實現(xiàn)界面的穩(wěn)定運移。

許多學(xué)者針對灰?guī)r油藏開展了不同注入介質(zhì)和注入方式的巖心驅(qū)替實驗。蘇海洋等[18]針對中東孔隙型碳酸鹽巖油藏開展不同開發(fā)方式（水驅(qū)、氣驅(qū)、氣水交替驅(qū)）驅(qū)油效率實驗，結(jié)果表明水驅(qū)主要驅(qū)替大孔隙中的原油，小孔隙中的原油動用程度低，開發(fā)效果最差；注氣混相驅(qū)可使界面張力消失，降低原油黏度，從而提高小孔隙中原油動用程度；CO2-水交替驅(qū)的驅(qū)油效率比水驅(qū)提高20個百分點。Shi等[19]針對中東地區(qū)某低滲透碳酸鹽巖油藏，利用雙管并聯(lián)巖心驅(qū)替與核磁共振實驗研究了層間非均質(zhì)儲集層不同水驅(qū)方式驅(qū)油效率的差異，認(rèn)為分注分采與合注分采的水驅(qū)油效率差異較大，水驅(qū)后殘余油以油膜形式殘留于大孔隙，小孔隙仍被束縛水占據(jù)。Abedini等[20]將巖心驅(qū)替實驗與數(shù)值模擬相結(jié)合研究了致密碳酸鹽巖油藏 CO2混相與非混相驅(qū)時注入速度問題，認(rèn)為當(dāng)注入壓力低于混相壓力時，隨著注氣速度的增加氣驅(qū)效果變差；注入壓力接近或高于混相壓力時，注氣速度對驅(qū)油效率的影響較小。Motealleh等[21]通過實驗評價了碳酸鹽巖油藏CO2-水交替驅(qū)開發(fā)方式，認(rèn)為連續(xù)氣驅(qū)轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)是最優(yōu)開發(fā)方式?，F(xiàn)有的物理模擬方式（一維驅(qū)替實驗）均忽略了氣頂邊水油藏油氣水宏觀分布特征的影響，且實驗流程不能實現(xiàn)“邊注/頂注+中采”開發(fā)方式[22-24]。

綜上所述，對于氣頂邊水碳酸鹽巖油藏，現(xiàn)場實踐與數(shù)值模擬已經(jīng)證實氣驅(qū)與水驅(qū)相結(jié)合是比較合理的開發(fā)方式[8]。針對上述問題，本文設(shè)計模擬氣頂邊水油藏氣水分布特征的實驗裝置，開展水驅(qū)和氣水協(xié)同驅(qū)模擬實驗，并通過實驗與數(shù)值模擬相結(jié)合研究不同注入介質(zhì)和注入?yún)?shù)對氣頂邊水油藏驅(qū)油效率的影響規(guī)律。

1 驅(qū)替實驗

1.1 實驗材料

1.1.1 地層原油

根據(jù)研究區(qū)典型井原始地層流體PVT（壓力-體積-溫度）資料，參照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)[25]采用脫氣油樣和分離器氣，在原始地層壓力33.21 MPa、地層溫度94 ℃、氣油比101.87 m3/m3條件下，配制原始地層油樣，配制樣品實測飽和壓力為19.03 MPa、單脫氣油比為100.8 m3/m3、飽和壓力時黏度為3.41 mPa·s，與原始地層流體對應(yīng)參數(shù)基本一致。復(fù)配后的地層原油組成見表1。

1.1.2 注入氣

根據(jù)油藏氣頂氣組成配制注入氣（見表1）。巖心驅(qū)替實驗前先進(jìn)行注氣膨脹實驗與細(xì)管實驗[12]，系統(tǒng)評價注入氣對地層流體高壓物性的影響以及注入氣與原油是否能混相。注氣膨脹測試結(jié)果見表2，隨著注入氣量的增加，地層原油彈性膨脹能力增加、黏度降低。在地層溫度94 ℃、地層壓力33.21 MPa條件下，細(xì)管法實測注入氣與原油的最小混相壓力為50.13 MPa，遠(yuǎn)高于研究區(qū)原始地層壓力（33.21 MPa），在原始地層條件下注氣頂氣驅(qū)為非混相驅(qū)。

表1 復(fù)配地層原油及注入氣組成表

表2 注氣膨脹實驗結(jié)果表

1.1.3 水樣

地層水與注入水均按實際井產(chǎn)出水的水質(zhì)分析報告配制，水型為CaCl2型、礦化度為251 980 mg/L、pH值為 5.31。水樣陽離子 Ca2+、Mg2+、Na+、K+、Sr2+的質(zhì)量濃度分別為 19 100，3 650，70 400，1 030，790 mg/L，水樣陰離子 Cl-、HCO3-、SO42-的質(zhì)量濃度分別為156 710，17，260 mg/L。

1.1.4 實驗巖心

研究區(qū)儲集層縱向物性差異較大，高、低部位平均滲透率分別為 33.0×10-3，4.5×10-3μm2。為了盡可能接近實際儲集層特征，將柱塞巖心按照調(diào)和平均方式組合成長巖心，低部位巖心長度為45.8 cm、平均孔隙度為21.7%、平均滲透率為4.5×10-3μm2，高部位巖心長度為43.1 cm、平均孔隙度為 24.4%、平均滲透率為 33.0×10-3μm2（見表3）。短巖心拼接成長巖心時，在短巖心之間加濾紙可降低末端效應(yīng)的影響[12]。由于濾紙對液體有強烈的吸收性能，可降低巖心末端潤濕相飽和度，增強巖心兩端端面毛細(xì)管的連通性，從而降低末端效應(yīng)。

表3 實驗巖心參數(shù)表

1.2 實驗裝置及流程

實驗裝置為自主研發(fā)的高溫高壓長巖心驅(qū)替系統(tǒng)，最高承壓100 MPa、最高耐溫150 ℃，由注入泵系統(tǒng)、中間容器、長巖心夾持器、回壓調(diào)節(jié)器、壓差表、控溫系統(tǒng)、氣量計組成。低部位巖心入口端與水體連接、高部位巖心入口端與氣頂連接，采油端為雙管連接處（見圖1）。采用Ruska全自動驅(qū)替泵，速度精度為0.001 mL/min，溫控系統(tǒng)精度為0.1 ℃，氣量計精度為0.1 mL。

圖1 長巖心驅(qū)替實驗裝置圖

為了模擬氣頂邊水油藏的開采特征，采用兩根巖心夾持器串聯(lián)，雙管連接處為出口端。高部位巖心入口端、低部位巖心入口端分別連接裝有氣頂氣的中間容器和裝有地層水的中間容器，容器的大小根據(jù)研究區(qū)氣頂指數(shù)（1.63）和水體倍數(shù)確定。巖心傾角與研究區(qū)地層傾角一致（2.7°）。

1.3 實驗方案及步驟

1.3.1 實驗方案

根據(jù)研究區(qū)后續(xù)開發(fā)方式設(shè)計了不同開發(fā)方式（水驅(qū)、氣水協(xié)同驅(qū)）、不同注采參數(shù)（注入時機、注入速度）的8個雙管串聯(lián)長巖心驅(qū)替方案（見表4）。方案 1—4為水驅(qū)油實驗，模擬邊部注水+中部采油的開發(fā)方式。方案5—8為氣水協(xié)同驅(qū)油實驗，模擬邊部注水+頂部注氣+中部采油的開發(fā)方式。

表4 長巖心物理模擬實驗方案

1.3.2 實驗步驟

①將巖心浸泡在脫氣油中老化28 d，清洗烘干后按調(diào)和平均法排序裝入長巖心夾持器后抽真空。②對高、低部位巖心分別飽和地層水，記錄飽和水量，升壓至原始地層壓力33.21 MPa，待壓力穩(wěn)定后升溫至地層溫度94 ℃。③分別對高、低部位巖心飽和地層原油，記錄驅(qū)替水量，與飽和水量相減求出每個巖心飽和油量，當(dāng)巖心出口端原油氣油比與PVT報告中原油氣油比一致時，油藏原始地層恢復(fù)完畢。④進(jìn)行水驅(qū)油評價實驗，先衰竭開采至目標(biāo)壓力后改為恒速水驅(qū)，從低部位巖心入口端恒速注入地層水，高部位巖心入口端始終與模擬氣頂相連，巖心出口端保持恒壓，水驅(qū)至含水率100%。⑤進(jìn)行氣水協(xié)同驅(qū)替評價實驗，先衰竭開采至目標(biāo)壓力后轉(zhuǎn)為氣水協(xié)同驅(qū)替，分別同時從低部位巖心入口端恒速注入地層水、高部位巖心入口端恒速注入氣頂氣，驅(qū)替至不出油為止。⑥使用石油醚分別清洗高、低部位巖心，清洗至出口端石油醚呈透明色，計量每個巖心殘余油體積。⑦雙管串聯(lián)聯(lián)合計量難以確定驅(qū)替過程中的單管驅(qū)油效率，但是根據(jù)每根單管飽和油體積、剩余油體積及原始條件下原油體積系數(shù)可確定單管的最終驅(qū)油效率。

2 實驗結(jié)果對比分析

2.1 邊部水驅(qū)注入時機與注入速度對驅(qū)油效率的影響

2.1.1 注入時機對驅(qū)油效率的影響

對比方案1、方案2、方案3，注入壓力分別為33.21，28.00，15.00 MPa時，總體水驅(qū)油效率分別為27.36%，33.56%，36.89%（見圖2）。高、低部位驅(qū)油效率均隨著注入壓力的降低有所增加（見圖 3）。由于地層原油彈性膨脹作用和氣頂能量的不斷釋放，使得高部位原油驅(qū)油效率增加，注入壓力分別為33.21，28.00，15.00 MPa時，高部位驅(qū)油效率分別為8.57%，15.10%，18.64%。注水開發(fā)主要動用低部位巖心原油，當(dāng)?shù)筒课婚_始邊部注水時，補充了地層能量，出口端壓力對于高部位巖心管而言類似于附加滲流阻力，制約高部位原油的采出；注入壓力33.21，28.00，15.00 MPa時，低部位驅(qū)油效率分別為46.54%，51.83%，55.45%，低部位巖心對整體驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)較大。

圖2 水驅(qū)油實驗不同注入時機驅(qū)油效率對比圖（PV—孔隙體積倍數(shù)）

圖3 水驅(qū)油實驗不同注入時機不同部位驅(qū)油效率對比圖

隨著注入時機的延遲，水驅(qū)突破體積與驅(qū)替壓差變化較大，33.21，15.00 MPa時水驅(qū)突破體積分別為0.37，0.47 PV，最大驅(qū)替壓差分別為1.20，4.32 MPa（見圖4）。分析認(rèn)為，注入時機較晚時，氣頂膨脹更充分，氣頂膨脹不僅增加了高部位巖心的動用程度，還延緩了整體水突破時間，驅(qū)油效率增加；同時，注入時機越晚，高部位原油流動附加阻力及原油脫氣后黏度增加，增大低部位水驅(qū)壓差，注入水易進(jìn)入小孔隙，驅(qū)油效率增大。但是，當(dāng)注入壓力低于飽和壓力時，原油脫氣出現(xiàn)油氣水三相滲流，油相滲流能力降低，降低水驅(qū)油效率。3組實驗結(jié)果表明，對于邊水氣頂油藏，先期充分利用氣頂膨脹作用驅(qū)油，再開展注水驅(qū)替有利于改善驅(qū)油效果。

圖4 水驅(qū)油實驗不同注入時機注入體積與驅(qū)替壓差和含水率關(guān)系圖

2.1.2 注入速度對驅(qū)油效率的影響

對比方案2和方案4，保持28 MPa注入壓力，注入速度從0.062 5 mL/min增加到0.125 0 mL/min時，驅(qū)油效率從37.54%下降到33.56%，驅(qū)油效率隨著注入速度的增加而減?。ㄒ妶D5）。隨著注入速度的增加，低部位和高部位巖心的驅(qū)油效率均不同程度降低，尤其是低部位巖心驅(qū)油效率降低顯著，驅(qū)油效率從59.82%降低至51.83%，降低了近8個百分點（見圖6）。分析認(rèn)為，隨著注入速度的增加，雖然驅(qū)替壓差增加會改善驅(qū)油效果，但是當(dāng)注入速度由0.062 5 mL/min增加至0.125 0 mL/min時，水突破體積由0.46 PV提前至0.41 PV，是導(dǎo)致驅(qū)油效率降低的主要原因（見圖7）。

圖5 水驅(qū)油實驗不同注入速度驅(qū)油效率對比圖

圖6 水驅(qū)油實驗不同注入速度不同部位驅(qū)油效率對比圖

圖7 水驅(qū)油實驗不同注入速度注入體積與驅(qū)替壓差和含水率關(guān)系圖

2.2 氣水協(xié)同驅(qū)注入時機與注入速度對驅(qū)油效率的影響

2.2.1 注入時機對驅(qū)油效率的影響

對比方案5、方案6、方案7的實驗結(jié)果，注入時機對整體驅(qū)油效率及不同部位原油驅(qū)替效果影響較大，注入時機33.21，28.00，15.00 MPa對應(yīng)的整體驅(qū)油效率分別為41.29%，37.77%，37.11%（見圖8）；高部位巖心的驅(qū)油效率由37.29%降低至20.39%，低部位巖心的驅(qū)油效率由 45.74%增加至 55.12%（見圖 9）。分析認(rèn)為，氣水協(xié)同驅(qū)替與常規(guī)氣驅(qū)油機理不同，常規(guī)氣驅(qū)時根據(jù)注氣膨脹實驗結(jié)果（見表2），一般認(rèn)為注氣壓力越大，原油膨脹與降黏程度越大，驅(qū)油效果越好。但是，氣水協(xié)同驅(qū)替時，隨著注氣壓力降低，高部位氣驅(qū)油效率降低、低部位水驅(qū)油效率增加，兩者此消彼長將影響整體驅(qū)油效率（見圖9）。當(dāng)注入壓力低于飽和壓力時，原油脫氣、氣-油-水多相滲流降低整體驅(qū)油效率（見圖10）。對于低部位巖心而言，由于高部位巖心物性相對較好、流體易采出，制約了低部位巖心中流體流出，注入壓力越大制約效果越明顯，表現(xiàn)出驅(qū)油效率隨壓力降低反而增大的特征?？傮w而言，考慮原油脫氣后多相滲流的不利因素，建議氣水協(xié)同驅(qū)替注入壓力維持在飽和壓力之上。

圖8 氣水協(xié)同驅(qū)油實驗不同注入時機下驅(qū)油效率對比圖

圖9 氣水協(xié)同驅(qū)油實驗不同注入時機不同部位驅(qū)油效率對比圖

圖10 氣水協(xié)同驅(qū)油實驗不同注入時機下注入體積與氣油比關(guān)系圖

2.2.2 注入速度對驅(qū)油效率的影響

實驗設(shè)定注水與注氣速度保持一致。對比方案6、方案 8的實驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)，隨著注入速度的降低，低部位、高部位及整體驅(qū)油效率均有不同程度的提高。當(dāng)注入速度從0.125 0 mL/min降低到0.062 5 mL/min時，整體驅(qū)油效率由37.77%增大至42.65%，低部位巖心驅(qū)油效率由50.37%增加至59.22%，高部位巖心驅(qū)油效率由25.36%增加至28.05%（見圖11）。分析認(rèn)為，注入速度越低、注入氣與原油接觸時間越長，越有利于相間傳質(zhì)，有利于驅(qū)油。氣驅(qū)后期，由于較低注入速度下前期原油采出程度高，后期采出油量減少、氣量增加，氣油比上升速度加快（見圖 12）。當(dāng)注入速度從0.062 5 mL/min增大至0.125 0 mL/min時，最大驅(qū)替壓差由3.22 MPa增大至6.63 MPa，水突破時注入體積由0.46 PV提前至0.42 PV，含水率上升變快，水驅(qū)油效果變差（見圖13）。

圖11 氣水協(xié)同驅(qū)油實驗巖心不同部位驅(qū)油效率對比圖

圖12 氣水協(xié)同驅(qū)油實驗不同注入速度下注入體積與驅(qū)油效率和氣油比關(guān)系

圖13 氣水協(xié)同驅(qū)油實驗不同注入速度下注入體積與驅(qū)替壓差和含水率關(guān)系

2.3 注入時機與注入速度敏感性分析

上述實驗測試結(jié)果顯示，注入速度和注入時機對邊水氣頂油藏的驅(qū)油效率影響較大。為了證實是否存在合理的注入時機和注入速度，利用數(shù)值模擬建立與巖心驅(qū)替實驗物性參數(shù)一致的細(xì)管實驗?zāi)Ｐ?，在相態(tài)擬合及巖心實驗擬合的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步論證注入速度和注入時機對邊水氣頂油藏驅(qū)油效率的影響規(guī)律。

2.3.1 注入時機敏感性分析

將注入速度設(shè)定為 0.125 mL/min，針對水驅(qū)、氣水協(xié)同驅(qū)分別計算 7個不同注入時機下的驅(qū)油效率，計算結(jié)果顯示，當(dāng)采用注水開發(fā)時，隨著注入時機延后至25 MPa，氣頂彈性膨脹驅(qū)油效果逐漸顯現(xiàn)，水驅(qū)油效率逐漸增加并趨于穩(wěn)定，當(dāng)注入時壓力低于原油飽和壓力（19.03 MPa）時，原油開始脫氣、油相黏度增加，多相滲流制約原油流動，水驅(qū)油效率逐漸降低（見圖14）。當(dāng)采用氣水協(xié)同驅(qū)替時，隨著注入時機延遲，注氣壓力降低，高部位巖心驅(qū)油效率降低，導(dǎo)致整體驅(qū)油效率降低，隨著壓力進(jìn)一步降低，低部位巖心驅(qū)油效率增幅變大，整體驅(qū)油效率逐漸增加并趨于穩(wěn)定，當(dāng)注入壓力低于飽和壓力時，氣水協(xié)同驅(qū)替驅(qū)油效率降低（見圖14）。因此，Khasib邊水氣頂油藏水驅(qū)、氣水協(xié)同驅(qū)替的合理注入時機為20～25 MPa。

圖14 水驅(qū)與氣水協(xié)同驅(qū)注入時機敏感性分析結(jié)果

2.3.2 注入速度敏感性分析

將注入時機設(shè)定為28 MPa，針對水驅(qū)、氣水協(xié)同驅(qū)分別計算 6種不同注入速度下的驅(qū)油效率，計算結(jié)果顯示，當(dāng)采用氣水協(xié)同驅(qū)替時，注水與注氣速度保持一致，當(dāng)注氣速度大于0.1 mL/min時，驅(qū)油效率隨著注入速度增加而逐漸降低，低于該速度時驅(qū)油效率穩(wěn)定在43%左右（見圖15）。重力數(shù)可以用來評價氣驅(qū)時重力與黏滯力的相對作用[26-28]。不同注氣速度下重力數(shù)計算結(jié)果顯示（見圖16），隨著注氣速度的降低，黏滯力減小、重力數(shù)增大，氣驅(qū)過程中重力影響占優(yōu)，有利于氣油界面的穩(wěn)定，驅(qū)油效率較高[29-31]?？紤]到儲集層物性的垂向差異，為了獲得最佳驅(qū)替效果，氣、水突破時間應(yīng)保持一致，將注氣速度設(shè)定為0.1 mL/min，計算不同注水速度下的驅(qū)油效率（見圖17）。由于低部位巖心物性差，若注水速度保持與注氣一致，氣優(yōu)先突破而制約低部位油的流動；當(dāng)注水速度增加至0.15 mL/min時，即注水速度為注氣速度的1.5倍時，出口端氣、油同時突破，驅(qū)油效率達(dá)到最大值46.58%。為了進(jìn)一步論證注入速度與采油速度的合理性，保持注水速度0.15 mL/min、注氣速度0.10 mL/min不變，計算不同注采比下的驅(qū)油效率（見圖18），當(dāng)注采比為1.0∶1.2時驅(qū)油效率達(dá)到最大值 47.15%，對應(yīng)的采油速度為0.3 mL/min，適當(dāng)提高采液速度有利于驅(qū)油。

圖15 水驅(qū)與氣水協(xié)同驅(qū)注入速度敏感性分析結(jié)果

圖16 氣水協(xié)同驅(qū)不同注入速度下重力數(shù)與驅(qū)油效率對比

圖17 氣水協(xié)同驅(qū)注水速度敏感性分析結(jié)果

圖18 氣水協(xié)同驅(qū)注采比、采油速度與驅(qū)油效率關(guān)系圖

當(dāng)采用水驅(qū)時，注入速度為0.075 mL/min時的驅(qū)油效率達(dá)到最大值 40.01%（見圖 15），偏離該速度時驅(qū)油效率均表現(xiàn)出不同程度的降低。分析認(rèn)為，當(dāng)注水速度過大時，見水早、含水率上升快，驅(qū)油效率降低；注水速度太低，注入壓差減小，水相難以進(jìn)入小孔隙，驅(qū)油效率會略有降低。

2.4 Khasib油藏最優(yōu)驅(qū)替方式

Khasib邊水氣頂油藏采用氣水協(xié)同驅(qū)的驅(qū)油效率優(yōu)于水驅(qū)，注入壓力高于飽和壓力時，相同注入速度時前者驅(qū)油效率比后者高 5.0～14.8個百分點（見圖14、圖15）。水驅(qū)與氣水協(xié)同驅(qū)的驅(qū)油效率差異主要取決于高部位巖心原油的動用程度，最大驅(qū)油效率差值達(dá)28.72個百分點（見圖19、圖20）。因此，對于類似Khasib油藏的氣頂邊水油藏，建議采用氣水協(xié)同驅(qū)替方式，易在儲集層中形成“上壓下頂”的立體驅(qū)替效應(yīng)，不同部位原油均能得到充分動用。

圖19 低部位巖心不同驅(qū)替方式驅(qū)油效率對比

圖20 高部位巖心不同驅(qū)替方式驅(qū)油效率對比

3 結(jié)論

對于Khasib油藏氣頂邊水油藏，采用“邊部水驅(qū)+中部采油”開發(fā)方式時，先期衰竭有利于充分發(fā)揮氣頂能量動用高部位原油。水驅(qū)合理注入時機為 20～25 MPa，實驗條件下合理注水速度為0.075 mL/min，最高驅(qū)油效率為40.01%。

采用“氣水協(xié)同驅(qū)+中部采油”開發(fā)方式時，綜合考慮不同部位原油的驅(qū)替效果，氣水協(xié)同驅(qū)替合理注入時機20～25 MPa，實驗條件下合理注氣速度0.10 mL/min、注水速度0.15 mL/min，最高驅(qū)油效率為47.15%。

“氣水協(xié)同驅(qū)+中部采油”的開發(fā)方式可充分動用高部位原油，驅(qū)油效率比“邊部水驅(qū)+中部采油”高5.0～14.8個百分點。

由于一維線性滲流與實際注采井徑向滲流流場的差異，本文確定的合理注采速度不能直接推廣至實際油藏條件，可根據(jù)相似理論，參考實際注采井的儲集層厚度、注采壓力等參數(shù)換算為實際注采井的注采參數(shù)。