王國棟 唐 洪 羅憲波 侯建偉 張 章 石健聰

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452；2. 西南石油大學 地球科學與技術(shù)學院， 成都 610500)

剩余油分布規(guī)律一直是老油田研究關(guān)注的焦點。我國對老油田剩余油的研究始于20世紀80年代，目前已形成多種多樣的剩余油研究方法[1-4]。對于剩余油分布影響因素的研究也取得了許多成果，如關(guān)于儲層非均質(zhì)性及井網(wǎng)、井距、開采方式對剩余油分布狀況的影響[5]，關(guān)于砂體厚度、注水方向、單砂體平面接觸樣式及砂體疊置類型對剩余油分布范圍的影響[6]，關(guān)于儲層孔隙結(jié)構(gòu)差異對剩余油微觀分布的影響[7]。水平井網(wǎng)廣泛應(yīng)用于油田開發(fā)后，學界對水平井網(wǎng)下的開發(fā)效果也有許多研究。武兵廠等人的研究認為，井網(wǎng)布置方式對水平井見水時間影響較大，聯(lián)合井網(wǎng)的見水時間隨著水平井長度的增加而縮短[8]。杜殿發(fā)等人論證了直井與水平井聯(lián)合井網(wǎng)開采的獨特優(yōu)勢[9]。趙繼勇等人通過數(shù)值模擬研究認為，水平采油井、直井注水聯(lián)合布井方式的開發(fā)效果最好[10]。不過，對于聯(lián)合井網(wǎng)和儲層非均質(zhì)性對剩余油分布規(guī)律的影響還少有人研究。

本次研究，結(jié)合海上碎屑巖非均質(zhì)油藏儲層特征，根據(jù)相似性原理，設(shè)計制作點陣式電阻率掃描平板填砂水驅(qū)油物理模型，進行直井與水平井的聯(lián)合井網(wǎng)模擬實驗，主要分析平面非均質(zhì)對剩余油分布特征及規(guī)律的影響。

1 實驗設(shè)計

物理模擬實驗是基于相似性原理，在按比例縮小的物理模型中模擬真實滲流與驅(qū)替規(guī)律，但要完全滿足所有相似條件是很困難的。因此，針對具體的實驗?zāi)康暮鸵蠖‘斶x取相似參數(shù)，這是確保實驗結(jié)果可靠性的關(guān)鍵。

1.1 油藏概況

本次實驗?zāi)M的是渤海灣盆地某油藏的地質(zhì)條件和開發(fā)井網(wǎng)。該油藏屬于新近系明化鎮(zhèn)組碎屑巖儲層，具有高孔高滲特點。其孔隙類型以粒間孔為主，含少量顆粒溶蝕孔，具有較好的孔滲相關(guān)性：孔隙度主要集中在25%～40%，平均約30%；滲透率主要集中在0.1～5.0 μm2，平均約1.6 μm2。儲層平面非均質(zhì)性較強，井組內(nèi)部滲透率級差為2～6。油藏地下原油黏度為8.21～11.74 mPa·s，平均約10 mPa·s。地層水總礦化度為1 483～2 050 mgL，平均約1 788 mgL。主要采用直井注水、定向井和水平井采油的聯(lián)合井網(wǎng)開發(fā)模式，注水井與水平井的井距為400 m，與直井的井距為200 m，日注水量為62～680 m3。油藏的采出程度為18%左右，但綜合含水率已達70%左右。儲層中分布了大量剩余油，具有較大的開發(fā)潛力。

1.2 實驗裝置

使用的實驗裝置為平板填砂模型系統(tǒng)，包括實驗?zāi)Ｐ颓惑w、輸入設(shè)備和輸出設(shè)備(見圖1和圖2)。實驗?zāi)Ｐ颓惑w的有效體積為500 mm×500 mm×30 mm，用于制作填砂儲層模型。為了隨時檢測填砂儲層模型內(nèi)的水驅(qū)油滲流動態(tài)，在腔體內(nèi)部放置了64個等距抗腐蝕電極，組成8×8電極陣列，可以探測實驗過程中不同位置電阻率的變化。輸入設(shè)備為蠕動泵，用于控制注水驅(qū)替速度或流量。輸出設(shè)備包括LCR電橋測量儀和計算機，用于自動檢測和記錄實驗?zāi)Ｐ颓惑w內(nèi)部不同位置在不同時間點的電阻率變化情況。

圖1 實驗裝置示意

圖2 平板填砂模型腔體

1.3 模型參數(shù)和注采井位

以某典型井組內(nèi)的平均孔滲參數(shù)和平面滲透率級差分布范圍為基礎(chǔ)，設(shè)計均質(zhì)儲層和非均質(zhì)儲層的物理模型，模型的孔隙度和滲透率與實際儲層物性基本一致。均質(zhì)儲層模型中，孔隙度約為30%，滲透率約為1.5 μm2。非均質(zhì)儲層模型中，第1組的滲透率級差為4，其滲透率從左到右依次為0.8、1.6、3.2 μm2；第2組的滲透率級差為6，其滲透率從左到右依次為0.5、1.0、3.0 μm2。

注采井的布置如圖3所示，模擬實際地層的直井和水平井聯(lián)合開采井網(wǎng)。圖中，圓點表示直井，水平線指示的為水平采油井。模型中，直井采油井與注水井同側(cè)，水平采油井位于另一側(cè)，平行于直井注采井的連線；同時注水井正對水平采油井中部，直井采油井正對水平井跟部。對于非均質(zhì)儲層，考慮到儲層流場的特點，直井采油井部署在低滲帶；注水井位于中滲帶的中間；水平采油井穿過低、中、高滲透區(qū)，跟部位于低滲區(qū)，趾部位于高滲區(qū)。

圖3 模型井網(wǎng)布置

1.4 實驗參數(shù)

為保證實驗結(jié)果能夠反映實際油藏的驅(qū)替動態(tài)、驅(qū)油效果及剩余油分布情況，物理模型與實際井網(wǎng)的幾何形態(tài)尺寸和滲流動力也要滿足相似性原則。在與實際油藏產(chǎn)量比值一定的前提下，實驗的流體參數(shù)等采用式(1)(2)進行計算。

qmqf=[(lmlf)2(KmKf)(ΔlmΔlf)]

(μmμf)

(1)

Lmlm=Lflf

(2)

式中：qm—— 模型實注量，m3d；

qf—— 原型實注量，m3d；

lf—— 原型水平段長度，m；

lm—— 模型水平段長度，m；

Km—— 模型滲透率，μm2；

Kf—— 原型滲透率，μm2；

μm—— 模型水黏度，mPa·s；

μf—— 原型水黏度，mPa·s；

Lf—— 原型井距，m；

Lm—— 模型井距，m。

將油田原始地層參數(shù)和開發(fā)參數(shù)代入式(1)和式(2)，得到物理模擬實驗參數(shù)：驅(qū)替速度為1 mLmin，水黏度為1 mPa·s，油黏度為20 mPa·s，水密度為1 gcm3，直井與水平井注采井距為0.335 m，直井間的注采井距為0.17 m，水平段長度為0.335 m，實驗室溫度為20 ℃。

2 實驗方案及步驟

在物理模擬實驗過程中，通過計量得到產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和儲層電阻率等參數(shù)，利用相關(guān)公式計算獲得含水率、采出程度、含水飽和度，然后建立水驅(qū)特征曲線和含水飽和度分布圖，由此分析水驅(qū)油規(guī)律和剩余油分布規(guī)律。

共進行3組實驗。第一組為均質(zhì)模型實驗，第二組和第三組為非均質(zhì)模型實驗。每組實驗均在相同的水平井段長度、注采井間距離、水黏度、油黏度和驅(qū)替速度設(shè)置條件下進行，只是滲透率條件有區(qū)別。以均質(zhì)模型實驗為基礎(chǔ)，將非均質(zhì)模型的2組實驗結(jié)果與其進行比對。

實驗研究按以下步驟進行：

(1) 制作模型。滲透率級差不同，所需的水泥含量不同。將石英砂和水泥按不同配比混合，填入不同的模型腔體中，用相同的壓強壓實后密封。為了消除模型邊界顆粒正方形排列方式對流體流動的影響效應(yīng)，填砂前用固體膠對模型內(nèi)腔壁進行粗化。

(2) 模型飽和水。垂向放置填砂密封后的模型，從模型底部緩慢注水，實時監(jiān)測電極點的電阻，直到模型中的水從頂部出口溢出(排除模型中的全部氣體)，并在各電極點電阻值穩(wěn)定后，關(guān)閉底部注水閥門，計量注入水的體積，計算模型的孔隙度。

(3) 模型飽和油。保持模型垂向放置，從模型頂部以較低流速注入實驗油樣，從底部閥門排出水。充分利用油水氣重力分異作用，使油水界面自上而下緩慢、均勻地向下部推進，直至下部所有排水口不再出水時停止注油，關(guān)閉上下閥門，計量注入油的體積。為了使模型充分飽和油，在第一次停止注油后，靜置8 h以上，再從模型頂部注入油樣飽和。如此反復多次，直到電阻率分布顯示均質(zhì)為止。

(4) 水驅(qū)油。水平放置模型，按設(shè)計的注水速度開始水驅(qū)油實驗，測量并記錄電極點的電阻率。注水至3 PV時，結(jié)束實驗。根據(jù)計量的采油、采水體積，計算采油速度、含水率、采出程度等參數(shù)。

實驗結(jié)束后，對物理模型中的滲流介質(zhì)進行取樣，測量其孔隙度和滲透率；根據(jù)生產(chǎn)測試實驗數(shù)據(jù)，分析水驅(qū)特征規(guī)律；對比分析不同階段的電極陣列測試數(shù)據(jù)及其反演結(jié)果，分析剩余油分布規(guī)律，討論儲層平面非均質(zhì)性對剩余油分布的影響。

3 實驗結(jié)果與討論

3.1 實驗結(jié)果

實驗與計算結(jié)果見表1和圖4至圖9。其中，見水時間指實驗中采油井首次見水時的注水體積倍數(shù)，單位HCPV；見水時采出程度，指采油井累計產(chǎn)油量與總飽和油量之比；3 PV采出程度，即注水至3 PV 時的采出程度。

各模型中直井采油井和水平井采油井的綜合生產(chǎn)動態(tài)特征均展現(xiàn)了無水采油期、含水快速上升期、含水緩慢上升期等3個典型的水驅(qū)開發(fā)階段(見圖5、圖7、圖9)。

表1 聯(lián)合井網(wǎng)水驅(qū)油實驗數(shù)據(jù)

圖4 均質(zhì)儲層各井累計產(chǎn)液量

圖5 均質(zhì)儲層含水率與采出程度

圖6 非均質(zhì)儲層各井累計產(chǎn)液量(滲透率級差=4)

圖7 非均質(zhì)儲層含水率與采出程度(滲透率級差=4)

圖8 非均質(zhì)儲層各井累計產(chǎn)液量(滲透率級差=6)

圖9 非均質(zhì)儲層含水率與采出程度(滲透率級差=6)

受流場影響，均質(zhì)儲層的水平井見水時間早于直井；在非均質(zhì)儲層，直井采油井位于低滲區(qū)，但其見水時間早于水平井。從見水時的采出程度來看，無論是水平井還是直井，均質(zhì)儲層的見水時間都晚于非均質(zhì)儲層，其采出程度高于級差小、平均滲透率高的非均質(zhì)儲層，但低于級差高、平均滲透率相同的非均質(zhì)儲層。

無論是無水采油期還是油水同產(chǎn)期，水平井的采油速度和累計產(chǎn)油量(或采收率)都明顯高于直井，這反映了水平井在開發(fā)中的優(yōu)勢。

生產(chǎn)井見水后，直井和水平井的產(chǎn)水量迅速增加，而產(chǎn)油量迅速下降。同時，因水平井的滲流斷面面積遠大于直井，水平井的產(chǎn)水速度也快于直井(見圖4、圖6、圖8)。

均質(zhì)與非均質(zhì)儲層的累計產(chǎn)油量變化趨勢相似，但累計產(chǎn)水量的變化差異較大。滲透率級差為6的儲層，直井和水平井見水后的累計產(chǎn)水量差異較?。怀艘酝獾膬幽Ｐ椭?，水平井的累計產(chǎn)水量明顯高于直井。這說明注入水在滲透率級差為6的儲層中，向直井和水平井方向的滲流速度相當(見圖8)；在其他儲層中，注入水向水平井方向出現(xiàn)明顯水竄(見圖4、圖6)。

從含水率98%時的采出程度及最終采出程度可以看出，滲透率級差較小、平均滲透率高的非均質(zhì)儲層采出程度低，剩余油數(shù)量多，不適合部署聯(lián)合井網(wǎng)；滲透率級差較大的儲層，部署聯(lián)合井網(wǎng)則具有明顯優(yōu)勢，其最終采收率甚至超過了均質(zhì)儲層，盡管其見水時間相對更早。

3.2 儲層非均質(zhì)性對儲量動用程度的影響

利用實驗數(shù)據(jù)繪制的甲型水驅(qū)特征曲線如圖10所示。含水率為98%時的可采儲量、動態(tài)儲量、死油區(qū)儲量、采收率和平均驅(qū)油效率見表2。

均質(zhì)模型中預測的可采儲量、動態(tài)儲量、采收率和平均驅(qū)油效率，均高于級差較小、平均滲透率高的非均質(zhì)儲層，但低于級差高、平均滲透率相同的非均質(zhì)儲層。2個非均質(zhì)模型的采收率相差8.91%，與實驗獲得的水驅(qū)油規(guī)律具有一致性，也說明聯(lián)合井網(wǎng)適合滲透率級差大的非均質(zhì)儲層，而不適合滲透率級差較小、平均滲透率高的非均質(zhì)儲層。

圖10 水驅(qū)油實驗甲型水驅(qū)特征曲線

表2 水驅(qū)油實驗預測參數(shù)對比

3.3 儲層非均質(zhì)性對剩余油分布的影響

根據(jù)實驗過程中電極陣列測試數(shù)據(jù)分析含水飽和度變化，結(jié)果如圖11至圖13所示。注入水在進入儲層以后向注水井周邊滲流，逐漸在直井采油井和垂直于水平井方向上形成2條主要流線。實驗結(jié)束時，注水井和主流線上含水飽和度高，特別是在注水井與直井連線一帶剩余油較少，連線一帶以外含水飽和度逐漸降低。在滲透率級差為1的均質(zhì)儲層模型中，剩余油分布的區(qū)域主要集中在水平采油井的跟部和趾部附近；在滲透率級差為4的非均質(zhì)儲層模型中，剩余油主要分布于低滲區(qū)和高滲區(qū)靠近采油井的大部分區(qū)域；在滲透率級差為6的模型中，剩余油主要分布于低滲區(qū)多數(shù)區(qū)域和鄰近采油井的中滲區(qū)域。

圖11 不同注水時刻均質(zhì)儲層含水飽和度等值線圖

圖12 不同注水時刻滲透率級差為4的儲層含水飽和度等值線圖

圖13 不同注水時刻滲透率級差為6的儲層含水飽和度等值線圖

造成驅(qū)油效果及剩余油分布差異的原因，主要有以下幾點：

(1) 受聯(lián)合井網(wǎng)流場的影響，注入水會在儲層中形成2條主要的流線：一條是向著直井方向，一條是向著水平井方向。盡管注水井到直井方向的距離短，但水平井生產(chǎn)阻力小，且水平井方向的流動橫截面遠大于直井方向，因此注入水向水平井方向的壓力梯度并不會因幾何距離大而變小，水平井方向仍然是滲流優(yōu)勢方向。

(2) 滲透率的差異也會導致注入水向水平井方向的流場強度差異，從而引起注入水波及范圍的差異。儲層滲透率的級差越大，主流線越向著高滲區(qū)偏移，水洗范圍越大，最終采出程度越高。滲透率級差為6的儲層，主流線分布在高滲區(qū)。滲透率級差為4的儲層，主流線主要在中高滲交界區(qū)。均質(zhì)儲層，主流線分布在中滲區(qū)中部。

(3) 非均質(zhì)儲層的高滲區(qū)滲透率值越大，注入水在主流線上滲流越快，容易形成優(yōu)勢通道，從而抑制另外的主流線方向上的水洗范圍和滲流速度。滲透率級差為4的儲層中，高滲區(qū)滲透率為3.2 μm2，高于滲透率級差為6的儲層和均值儲層。因此，滲透率級差為4的儲層中，直井的產(chǎn)量較其他儲層低，最終采出程度低，驅(qū)油效率低。

4 結(jié) 論

根據(jù)物理模擬實驗結(jié)果，可得以下結(jié)論：

(1) 在平均滲透率相同的均質(zhì)和非均質(zhì)儲層中，采用相同驅(qū)替速度及聯(lián)合井網(wǎng)進行開發(fā)，非均質(zhì)儲層見水早，但最終采出程度高，平均驅(qū)油效率高。在平均滲透率不同的非均質(zhì)儲層中開發(fā)，滲透率級差大而平均滲透率低的儲層見水晚，最終采出程度高，平均驅(qū)油效率高。聯(lián)合井網(wǎng)適合于滲透率級差較大、平均滲透率較低的儲層。

(2) 在均質(zhì)儲層和滲透率級差為4的非均質(zhì)儲層中，剩余油主要分布在水平井的跟部和趾部附近，非均質(zhì)儲層中的剩余油分布范圍更廣，低滲區(qū)的剩余油更多，且延伸至中滲區(qū)。當儲層滲透率級差為6時，剩余油主要分布于低滲透區(qū)和鄰近水平井的中滲透區(qū)域。