高含水率油藏人工強邊水驅(qū)技術(shù)研究

張?zhí)煅?/p>

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.陜西省油氣成藏地質(zhì)學重點實驗室，陜西西安 710065）

現(xiàn)階段，我國大部分陸上油田已進入特高含水率期[1-3]。特高含水率邊底水油藏含水率高、日產(chǎn)油量低、采油速度較低、耗水量大和剩余油分散、開發(fā)效益差[4-7]。水驅(qū)開發(fā)是油田主要經(jīng)濟有效的開采方式，由于邊底水油藏的復雜性及地質(zhì)參數(shù)的適應性，提高并改善水驅(qū)技術(shù)是挖潛邊底水油藏強有力的措施之一[8-11]。近年來，勝利油田通過對人工強邊水驅(qū)技術(shù)提高采收率機理的研究，對廢棄的斷塊油藏進行實驗研究，發(fā)現(xiàn)人工強邊水驅(qū)能夠進一步提高采收率[12]。人工強邊水驅(qū)的實質(zhì)就是，通過人工注水，注入油藏邊底水中驅(qū)替油，形成水驅(qū)開發(fā)油藏的過程。在剩余油研究的基礎上，針對邊底水油藏“局部富集”區(qū)域剩余油，應用特殊結(jié)構(gòu)井和開發(fā)工藝技術(shù)實施措施挖潛取得了明顯成效，但對于特高含水率邊底水油藏普遍分布的剩余油如何強化水驅(qū)、改善開發(fā)效果方面研究應用存在不足。隨著局部富集剩余油空間的減少，如何挖掘剩余油成為特高含水率邊底水油藏改善開發(fā)效果和提高采收率的重要研究方向。如何有效動用高部位普遍存在的小規(guī)模富集剩余油，需要攻關提高采收率技術(shù)。因此，開展特高含水率邊底水油藏強化水驅(qū)技術(shù)研究更為迫切。受地質(zhì)條件的影響，高含水率油藏斷塊構(gòu)造，破碎復雜，埋藏深，物性差，非均質(zhì)性強，開發(fā)難度大。隨著開發(fā)的深入和生產(chǎn)年限的延長，該油藏已進入特高含水率開發(fā)階段。如何應用強化水驅(qū)技術(shù)改善開發(fā)效果，提高邊底水油藏原油采收率具有重要的意義。

1 人工強邊水驅(qū)技術(shù)

人工強邊水驅(qū)技術(shù)是模擬自然水驅(qū)，在大井距注水，在儲層下部大位移，在高含水率油田超高含水率期進一步注水開發(fā)，從而達到增產(chǎn)的目的。在廣泛調(diào)研國內(nèi)外相關文獻基礎上認為，人工強邊水驅(qū)改善采收率的機理主要體現(xiàn)在提高驅(qū)油效率、改善波及系數(shù)和加速剩余油再聚集。

1.1 提高驅(qū)油效率機理

在油藏注水開發(fā)過程中，注水倍數(shù)與油藏某一段的注水倍數(shù)相差很大。點狀驅(qū)替過水倍數(shù)的注水井圖（圖1a）。從圖1a 中可以看出，點狀注水，過水倍數(shù)隨著距離水井的距離增大而減小。

圖1 注水井點狀和人工邊水驅(qū)替過水倍數(shù)示意圖Fig.1 Schematic diagram of water flooding multiples of point-like and artificial edge water flooding in water injection wells

假設一個含油條帶寬度為300 m 的均質(zhì)油藏分為6 000 個段，邊緣外注水開發(fā)，人工邊水驅(qū)替過水倍數(shù)示意圖（圖1b）。在水井中心地區(qū)中，水流倍數(shù)最高。離水井越遠，油藏的過水倍數(shù)逐漸減小，水井之間存在弱波及區(qū)。若采用人工強邊水驅(qū)，進行遠距離、大排量注水，邊水的推進已從“舌進”轉(zhuǎn)向平行于油水邊界的驅(qū)油，這大大提高了弱波及區(qū)的過水倍數(shù)，提高了油藏的驅(qū)油效率。因此，人工強邊水驅(qū)可以通過提高注水開發(fā)的波及系數(shù)和過水倍數(shù)來改善驅(qū)油效率。

1.2 提高波及系數(shù)機理

邊外注水驅(qū)替阻力差異小，有利于提高平面波及系數(shù)，其特點是平面掃描系數(shù)高。邊內(nèi)注水驅(qū)流線分布圖和人工強邊水驅(qū)流線分布圖見圖2。

圖2 邊內(nèi)注水驅(qū)和人工強邊水驅(qū)流線分布圖Fig.2 Streamline distribution of internal water injection and artificial strong edge water flooding

從圖2 可以看出，邊內(nèi)注水和油水井之間的主流線阻力較小，主流線區(qū)的流量遠大于非主流線區(qū)的流量，且水線舌明顯。人工強邊水驅(qū)裝置具有均勻的滲透阻力、均勻的流線分布和整個含油帶的均勻流動，實現(xiàn)了含油帶內(nèi)的均勻推進。此外，對比圖2a 和圖2b 可知，實行人工強邊水驅(qū)后，流線分布發(fā)生了明顯的改變。在生產(chǎn)過程中，當人工強邊水驅(qū)形成后，邊水和油井之間的區(qū)域形成低壓區(qū)。由于人工強邊水驅(qū)帶來了邊水能源的補充，油井之間形成高壓區(qū)，從而達到驅(qū)替常規(guī)注水開發(fā)滯留區(qū)剩余油的目的。

1.3 剩余油再聚集機理

在經(jīng)歷不同開發(fā)階段后仍留在油藏地質(zhì)環(huán)境中的原油稱為剩余油。當油藏進入高含水率階段后，通過研究剩余油再聚集機理，提高采油率以達到油田高效開發(fā)的目的。油藏中剩余油沿垂直方向和地層傾角方向再運移聚集規(guī)模取決于油藏中油水運移的速度差。通過分析研究得出，在常規(guī)開發(fā)下，剩余油的聚集速率與儲層的滲透率和含量之間存在線性關系。隨著滲透率的增加，含水率飽和度變大，剩余油成藏速度變快。應用數(shù)模分別模擬了地層傾角1°和15°時停采后剩余油再聚集運移情況，地層傾角1°和15°時停采10 年后剩余油變化對比情況見圖3。從圖3 可以看出，在停采時間相同的情況下，傾角大的油藏更有利于在高部位形成相對富集的剩余油。綜上所述，人工強邊水驅(qū)提高采收率的機理以提高驅(qū)油效率、提高波及系數(shù)和加速剩余油再聚集三方面為主。通過三個機理的相互作用，能夠改善高含水率油藏的開發(fā)效果。

圖3 地層傾角1°和15°時停采10 年后剩余油變化對比圖Fig.3 Comparison of remaining oil changes after 10-year suspension of production at formation dips of 1° and 15°

2 人工強邊水驅(qū)技術(shù)敏感因素分析

2.1 地層傾角

地層傾角是影響人工強邊水驅(qū)開發(fā)效果的主要因素之一。地層傾角決定了水驅(qū)開發(fā)過程中的重力作用大小。在基礎方案的基礎上，分別設置儲層傾角為0°、10°、15°和30°四個方案，對比儲層傾角對水驅(qū)開發(fā)效果的影響，不同儲層傾角下采收率對比見圖4。從圖4可以看出，隨著地層傾角的不斷增加，儲層的最終采收率不斷下降。

圖4 不同儲層傾角下采收率對比Fig.4 Comparison of recovery factors under different reservoir dip angles

在相同的邊水強度下，儲層傾角越大，邊水驅(qū)替原油需要克服的重力作用越大，有效驅(qū)替壓差越小，使得最終采收率越小。

通過改變?nèi)斯娺吽?qū)的強度，模擬不同地層傾角的儲層來提高采收率的幅度，不同儲層傾角提高采收率幅度情況見圖5。從圖5 可以看出，地層傾角越大，人工強邊水驅(qū)提高采收率的幅度越大。

圖5 不同儲層傾角提高采收率幅度對比Fig.5 Comparison of enhanced oil recovery amplitude with different reservoir dips

2.2 儲層因素

儲層厚度、地層傾角、最大含油條帶寬度和最小含油條帶寬度之間的關系為：

式中：L-最小含油條帶寬度，m；W-最大含油條帶寬度，m；d0-儲層厚度，m；θ-地層傾角，°。

在此基礎上，分別設置儲層厚度為2 m、4 m、6 m、8 m、10 m 五個方案對比儲層厚度對強化水驅(qū)開發(fā)效果的影響，不同儲層厚度的采收率之比見圖6。

圖6 不同儲層厚度的采收率之比Fig.6 The ratio of recovery factors for different reservoir thicknesses

由圖6 可以看出，在強化水驅(qū)初期，儲層厚度越大，采收率上升幅度越緩；在強化水驅(qū)后期，采收率差異不大，厚度大的儲層略高于厚度小的儲層。當儲層厚度從2 m 增加到10 m，最終采收率無明顯的差異，表明儲層厚度對最終采收率無明顯影響。

2.3 流體因素

2.3.1 油水黏度比 通過改變油水黏度比，模擬了流體因素對人工強邊水驅(qū)開發(fā)效果的影響，不同油水黏度比下的采收率對比見圖7。從圖7 可以看出，地層油水黏度比對人工強邊水驅(qū)影響很大。當油水黏度比大于50 時，采收率的變化逐漸平緩。因此，選擇人工強邊水驅(qū)的油藏最好將油水黏度比控制在50 之內(nèi)。

圖7 不同油水黏度比下的采收率對比Fig.7 Recovery factor comparison under different oil-water viscosity ratios

2.3.2 含油條帶寬度 設置含油條帶寬度為200 m、300 m、400 m、500 m、600 m 五個方案，模擬含油條帶寬度對人工強邊水驅(qū)開發(fā)效果的影響。不同含油條帶寬度下的采收率比較情況見圖8。從圖8 可以發(fā)現(xiàn)，在強化水驅(qū)初期，含油條帶寬度越窄，采收率曲線上升速度越快。在注采條件相同的情況下，隨著含油條帶寬度逐漸變窄，地層的能量補充越及時，單位時間內(nèi)采出幅度越大。

圖8 不同含油條帶寬度下的采收率對比Fig.8 Comparison of recovery under different oil-bearing strip widths

2.3.3 剩余油飽和度 將含油飽和度分別設置為25%、30%、40%、50%和60%，并在不同剩余油飽和度下模擬人工強邊水驅(qū)提高采收率的效果。不同剩余油飽和度下采收率對比見圖9、不同剩余油飽和度下提高采收率幅度對比見圖10。從圖9、圖10 可以發(fā)現(xiàn)，剩余油飽和度越高，人工強邊水驅(qū)的最終采收率也更高。當剩余油飽和度為25%時，最終采收率已增加約5%，表明該油藏仍具有經(jīng)濟可采性。

圖9 不同剩余油飽和度下采收率對比Fig.9 Comparison of recovery factor under different residual oil saturation

圖10 不同剩余油飽和度下提高采收率幅度對比Fig.10 Comparison of enhanced oil recovery amplitudes under different remaining oil saturation

分析剩余油飽和度對能量儲集的影響，人工邊水強度相同的情況下，剩余油飽和度越高，油藏壓力下降速度越慢。當剩余油飽和度為50%時，油藏的最終壓力保持水平越高。因為當剩余油飽和度越高，含水率飽和度越低，水相相對滲透率越低，水竄速度越慢；反之剩余油飽和度越低，水竄速度則越快。

3 結(jié)論

（1）人工強邊水驅(qū)改善采收率的機理主要體現(xiàn)在提高驅(qū)油效率、改善波及系數(shù)和加速剩余油再聚集。人工強邊水驅(qū)通過提高注水倍數(shù)增加洗油效率，提升驅(qū)替壓力梯度擴大微觀孔隙剩余油動用范圍來提高驅(qū)油效率。通過邊外注水均阻效應保持水線均勻推進來提高水驅(qū)壓力，增加縱向上小層動用程度來提高波及效率，通過注水施加額外的附加壓力來加速剩余油再聚集。

（2）人工強邊水驅(qū)技術(shù)是通過優(yōu)化能量補充方法，將點狀驅(qū)油方式轉(zhuǎn)變?yōu)槊鏍铗?qū)油方式。該水驅(qū)技術(shù)實現(xiàn)了中低含水率期的高效驅(qū)替和超高含水率期剩余油的有效開采，對改善復雜斷塊油藏的水驅(qū)采收率具有重要作用。

（3）人工強邊水驅(qū)油藏開發(fā)效果主要受地層傾角、儲層滲透率、油水黏度比、含油條帶寬度和剩余油飽和度的影響較大。地層傾角越大，人工強邊水驅(qū)對采收率的改善作用越大。含油條帶的寬度越窄，采收率曲線上升速度越快；剩余油飽和度越高，人工強邊水驅(qū)的最終采收率也越高。