陳 科，何 偉，張旭東，陳毅雯，唐 磊，鄭祖號，王 萍

（中海油能源發(fā)展工程技術分公司中海油實驗中心（渤海），天津 300452）

水驅滲流機理研究是“雙高”油田開發(fā)后期高效開采的有力保證，是實現渤海油田增儲上產重要手段[1]。目標區(qū)塊是渤海典型的邊底水驅動稠油油田，投產至今，綜合含水95.5%，采出程度9.5%；圍繞海上油田增儲上產提高原油產量等問題，對目標油田開展了密閉取心工作。通過密閉取心巖心熒光、白光資料顯示，經過長期注水開發(fā)，油藏存在強水淹層區(qū)域[2，3]。針對此現象，在室內開展了高倍水驅油實驗，同時通過CT 掃描驅替技術進行了高倍水驅過程中油水分布的定量描述，明確了高倍水驅提高采收率機理；在物理模擬實驗基礎上，開展了數值模擬工作，明確了目標區(qū)塊后續(xù)開發(fā)策略。

1 實驗部分

1.1 實驗試劑與儀器

CaCl2、NaCl、MgCl2·6H2O 等均為分析純，天津市大茂化學試劑廠；

德國Bruker 公司生產的1173 型號X 射線斷層CT 掃描儀。

1.2 高倍水驅油效率實驗規(guī)律研究

根據標準《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》（GB/T 28912-2012）開展高倍水驅油實驗，得到油水兩相相對滲透率曲線及驅油效率曲線。

1.3 CT 技術表征高倍水驅提高采收率機理研究

選取目標區(qū)塊巖心柱塞，經過熱縮套包封之后，進行高倍水驅機理研究。

2 實驗結果及分析

2.1 高倍水驅油效率實驗結果

2019 年，目標油田4 口密閉取心井資料顯示，在注水井及優(yōu)勢通道附近存在強水淹段、剩余油飽和度較低的特征。通常情況下，室內進行的水驅油實驗驅替倍數一般不超過30 PV，與目標油田數模軟件獲取的過水倍數數值有很大的差距。同時，前人研究表明水驅開發(fā)過程中儲層特征參數會隨之發(fā)生變化，高倍數注水沖洗會使得巖石潤濕性、孔隙結構發(fā)生變化，水洗效率增加[4，5]。本次選了目標油田有代表性的巖心，在20 ℃下，開展了2 000 PV 高倍水驅油實驗，明確了目標油田極限驅油效率，實驗結果（見表1、圖1）。

由表1、圖1 可知，由于油水黏度比較高，水驅指進現象比較明顯，巖心無水采油期較短為3.3%～5.0%。在含水為98%時，平均采出程度為32.4%，驅油效率較低；2 000 PV 極限驅替之后，巖心最終的平均驅油效率為63.9%，相對于含水率98%時，采出程度平均增加了31.5%，增油效果明顯。同時，隨過水倍數的增加，巖心含油飽和度呈下降的趨勢，在500 PV 之前，含油飽和度下降明顯。實驗表明，通過增加過水倍數能夠提高巖心的水驅效率。

2.2 高倍水驅油相滲實驗結果

油水相滲曲線作為數值模擬分析重要的基本參數之一，其形態(tài)特征對數值模擬結果有較大影響，如果能準確的描述高倍數驅替后相滲形態(tài)的變化并應用于數模分析中，那么對油田未來開發(fā)方案的制定以及采收率的預測將會有很大幫助[6]。本實驗取目標油田巖心，在20 ℃實驗溫度下，進行高倍數油水相滲驅替實驗，實驗結果（見圖2）。

表1 高倍水驅油效率實驗結果

圖1 采出程度/含油飽和度與過水倍數的關系

由圖2 可知，見水后，含水急劇變化，迅速達到高含水期，主要是油水黏度差異大造成的；隨注入水倍數增加，水相相對滲透率增加，兩相共流區(qū)變大，殘余油飽和度減小。隨含水飽和度增加，油相相滲急劇降低，水相緩慢增加，主要原因是原油黏度較高，較多的滯留油致使水相阻力較大；高倍數條件下，油水滲流能力均有提高。

2.3 高倍水驅提高采收率機理研究

高倍數水驅油實驗研究表明，驅油效率與過水倍數呈正比，但注水沖刷如何提高采收率還不明確，本實驗借助比較目前比較熱門的CT 驅替掃描實驗技術，對驅替過程中巖心微觀剩余油賦存狀態(tài)進行探究[7-9]，明確了高倍水驅提高采收率機理。實驗結果（見圖3、圖4）。

由圖3、圖4 可知，驅替從原始狀態(tài)到含水98%時，巖心三維孔隙網絡結構中分布著大量的殘余油，基本上以網絡狀為主，水驅波及效率較低。隨著注水倍數的增加，巖心三維孔隙網絡結構中的剩余油含量明顯減小，剩余油零散分布在多孔介質中。同時，剩余油形態(tài)由網絡狀向多孔狀、孤滴狀剩余油轉變，表明波及體積是隨著驅替倍數的增加呈增大趨勢。驅替至2 000 PV時，網絡狀殘余油含量明顯減少，剩余油形態(tài)以多孔狀、孤滴狀為主。

3 目標區(qū)塊挖潛策略研究

圖2 高倍數油水相滲曲線及采液/采油指數與水分流量關系

圖3 水驅過程中剩余油含量變化

圖4 巖心水驅過程中微觀剩余油賦存狀態(tài)變化直方圖

通過前期研究，明確了高倍水驅特征及水驅機理，在地質建模的基礎上，進行了高倍數油水相滲曲線調用，同時在目標油田典型工區(qū)剩余油分布基礎上，確定兩口井作為有利加密井位，利用數值模擬進行加密井開發(fā)效果預測研究，并與提液預測方案進行效果對比[9-11]，加密方案累產油147×104m3，累積增油28×104m3；含水達94.8%，采出程度達12.47%。提液方案累產油222×104m3，累積增油103×104m3；含水達98%，采出程度達18.9%。提液方案取得的開發(fā)效果要明顯優(yōu)于加密預測方案。

4 結論

（1）目標油田油水黏度比較高，水驅指進現象比較明顯，巖心無水采油期較短；含水為98%時，平均采出程度為32.4%，驅油效率較低。隨過水倍數增加，巖心含油飽和度呈下降的趨勢，在500 PV 之前，含油飽和度下降明顯。2 000 PV 極限驅替之后，巖心最終的平均驅油效率比含水率98%時增加了31.5%，增油效果明顯。

（2）見水后，含水急劇變化，并迅速達到高含水期；含水大于98%后，含水上升率基本不變化。注入倍數越高，兩相共流區(qū)變大，殘余油飽和度減小。

（3）隨著注水倍數的增加，巖心三維孔隙網絡結構中的剩余油含量明顯減小，剩余油零散分布在多孔介質中。同時，剩余油形態(tài)由網絡狀向多孔狀、孤滴狀剩余油轉變，表明波及體積是隨著驅替倍數的增加呈增大趨勢。

（4）加密方案累產油147×104m3，累增油28×104m3；含水達94.8%，采出程度達12.47%。提液方案累產油222×104m3，累積增油103×104m3；含水達98%，采出程度達18.9%。提液方案取得的開發(fā)效果要明顯優(yōu)于加密預測方案。