李傳亮，王鳳蘭，杜慶龍，由春梅，單高軍，李斌會，朱蘇陽

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，成都 610599；2.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

0 引言

由于驅(qū)油效率高，許多砂巖油藏都采用了注水開發(fā)技術(shù)［1］。注水開發(fā)油藏的早期表現(xiàn)出能量充足、產(chǎn)量穩(wěn)定的特征，生產(chǎn)管理相對簡單，但油藏見水后，含水會不斷上升，產(chǎn)量也隨之遞減，開發(fā)過程變得復(fù)雜且難以管理。雖然會采取調(diào)剖、堵水及層系井網(wǎng)調(diào)整等措施減緩含水上升的速度［2-7］，但總的含水上升趨勢并不會徹底改變。含水低于20%為低含水階段，含水達到20%～60%為中含水階段，含水達到60%～90%為高含水階段，含水超過90%為特高含水階段［1］。我國的許多老油田長時間運行在高含水階段，科研人員總結(jié)出了該階段的主要生產(chǎn)特征，并提出了許多模型來研究該階段的水驅(qū)規(guī)律，童先章［8-9］、陳元千［10-16］、俞啟泰［17-19］及其他學(xué)者［20-29］都做出了一定的貢獻，為科學(xué)開發(fā)水驅(qū)油藏提供了理論指導(dǎo)。

近期一些老油田都無可避免地進入了特高含水期，有些油田還進入了特高含水后期（含水大于95%），特高含水期的水驅(qū)特征與高含水階段有很大不同［15，24-25，27-29］，高含水階段總結(jié)出來的水驅(qū)規(guī)律不能直接用于指導(dǎo)特高含水期的生產(chǎn)實踐，需要研究總結(jié)特高含水期的生產(chǎn)特征和水驅(qū)規(guī)律。本文基于DT 油藏的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，從生產(chǎn)特征和水驅(qū)機理出發(fā)，研究探討特高含水期的水驅(qū)規(guī)律，以期為特高含水期油藏的水驅(qū)開發(fā)提供理論支持。

1 主要生產(chǎn)特征

DT 油藏于1983 年投產(chǎn)，采用早期注水保壓方式開采，采油井數(shù)在90 口左右，注水井數(shù)在30 口左右。油藏的孔隙度在31%左右，滲透率在350 mD左右，為高孔高滲砂巖油藏，油藏靜態(tài)地質(zhì)儲量為3 120 萬t。截止2019 年底，該油藏已生產(chǎn)36 a，累計產(chǎn)油942萬t，采出程度達到30.19%，綜合含水達到95%，進入特高含水后期開采階段。

圖1 為DT 油藏的含水和產(chǎn)量曲線，1983—1990 年為低含水生產(chǎn)階段，持續(xù)時間為7 a；1990—1994 年為中含水生產(chǎn)階段，持續(xù)時間為4 a；1994 年進入高含水生產(chǎn)階段，持續(xù)時間為19 a；2013 年進入特高含水生產(chǎn)階段，持續(xù)時間迄今已達7 a。油藏在中低含水階段的持續(xù)時間較短，而在高含水和特高含水階段的持續(xù)時間卻特別長。

圖1 DT 油藏含水和產(chǎn)量曲線Fig.1 Curves of water-cut and production rate of reservoir DT

油藏在中含水階段的含水上升速度較快，為11.25%/a，屬于中速上升［30］。高含水階段的含水上升速度趨緩，目前僅為1.3%/a，屬于慢速上升［30］。

油藏投產(chǎn)初期因生產(chǎn)井數(shù)不斷增加，產(chǎn)量也快速上升，1991 年完成建產(chǎn)，油藏達到了峰值產(chǎn)量86.81萬t/a，之后便開始了漫長的遞減過程，但產(chǎn)量遞減與含水上升同步進行且密切相關(guān)（圖1），含水上升是產(chǎn)量遞減的主要原因。目前的產(chǎn)量僅為5.93萬t/a，產(chǎn)量水平相對較低。

油藏產(chǎn)量開始遞減較快，遞減率為19.9%/a，為中等偏快遞減［31］。隨后產(chǎn)量遞減速度趨緩，目前的遞減率僅為8.2%/a，為低速遞減［31］。

油藏的采出程度曲線（圖2）顯示，投產(chǎn)初期因采油井數(shù)較少其增速較慢，2002 年之前的中高含水階段增速較快，2002 年之后的高含水及特高含水期增速放緩。目前油藏的采出程度仍然較低，僅為30.19%。

圖2 DT 油藏的采出程度曲線Fig.2 Curve of recovery factor of reservoir DT

綜合分析不難看出，特高含水期的油藏呈現(xiàn)出了“一高兩低”的生產(chǎn)特征：高含水、低產(chǎn)量、低采出程度。這里的“高含水”是指特高含水的意思，即含水高于90%?！暗彤a(chǎn)量”是指與峰值產(chǎn)量相比相對較低的意思?！暗筒沙龀潭取奔床皇呛芨叩囊馑迹m然有少數(shù)高含水油藏的采出程度也較高，但大多數(shù)油藏的采出程度都較低，通常低于50%。特高含水期的產(chǎn)量遞減率和含水上升速度也都相對較低。

特高含水期的生產(chǎn)特征在業(yè)界也有“兩高”或“雙高”的說法：高含水、高采出程度。這里的“采出程度”不是地質(zhì)儲量的采出程度，而是可采儲量的采出程度。這里的“高”是特高的意思，即含水和采出程度都高于90%。

“雙高”的說法其實并不科學(xué)，因為可采儲量是很難確定的，而且是隨著經(jīng)濟技術(shù)條件不斷變化的。該說法很容易讓人產(chǎn)生誤解，誤以為油藏開發(fā)的很好，地下沒有剩余油可以挖潛了。實際上，地下還有很多的剩余油。

2 水驅(qū)機理分析

注水開發(fā)油藏產(chǎn)出的油，都是注水驅(qū)替的結(jié)果，但從圖2 的采出程度曲線上可以看出，油藏早期的注水開發(fā)效果較好，而后期的注水開發(fā)效果變差。注水開發(fā)效果變差，是由于剩余油的分布趨于離散的結(jié)果。

在注水開發(fā)初期，油藏里的油全部處于連續(xù)狀態(tài)，用水直接驅(qū)替即可，這就是注水開發(fā)過程中的“水驅(qū)采油”（圖3）。水驅(qū)采油的耗水率為1，即采出1 m3原油僅需1 m3水。水驅(qū)采油的注水利用率為100%，即注到地下的水全部用來驅(qū)油，沒有無效循環(huán)。

圖3 水驅(qū)采油Fig.3 Oil recovery by water driving

對于連續(xù)性差或離散度高的原油，用水很難直接驅(qū)替，水會在油的周圍產(chǎn)生繞流，需要靠側(cè)邊水流的拖曳作用采油，驅(qū)油的力量較弱，用水量較大，存在無效循環(huán)，這就是注水開發(fā)過程中的“水洗采油”（圖4）。水洗采油的耗水率大于1，即采出1 m3原油需要的水量大于1 m3。水洗采油的注水利用率小于100%，即注到地下的水沒有全部用來驅(qū)油。

圖4 水洗采油Fig.4 Oil recovery by water flooding

因此，注水開發(fā)有兩個基本的開采機理：連續(xù)型剩余油的水驅(qū)采油和離散型剩余油的水洗采油。顯然，油藏開發(fā)初期以水驅(qū)采油為主，開采效果較好；而油藏開發(fā)后期的特高含水期則以水洗采油為主，開采效果變差。水洗采油的采油速度比水驅(qū)采油慢（圖2）。每個油藏的注水開發(fā)過程都會由初期的水驅(qū)采油向后期的水洗采油轉(zhuǎn)變，轉(zhuǎn)變的時機及快慢程度取決于所采用的開發(fā)措施。

圖5 為DT 油藏的注水利用率和耗水率曲線。該圖顯示，注水利用率不斷降低，目前只有28.1%，而投產(chǎn)初期的注水利用率高達90%左右，大量的注入水都沒有發(fā)揮驅(qū)油的作用，成了無效注水。所謂注水利用率，是指注入水中用于驅(qū)油的水量占總注水量的百分數(shù)，通常稱作存水率［32］，即

圖5 注水利用率和耗水率曲線Fig.5 Utilization ratio of water injected and water consumption ratio of oil produced

式中：α為注水利用率，f；Wp為油藏累產(chǎn)水量，m3；Winj為油藏累注水量，m3。

只有注采平衡或注采欠平衡時的存水率才等于注水利用率，而過平衡開采時的存水率則大于注水利用率。DT 油藏基本為注采平衡開采。

圖5 顯示油藏開發(fā)的耗水率不斷增大，采油需要的注入水越來越多，目前已高達3.87，而投產(chǎn)初期的耗水率僅在1 左右。所謂的耗水率，是指采出單位體積原油需要注入的水量［32］，即

式中：β為耗水率；Np為油藏的累產(chǎn)油量，m3。

很顯然，投產(chǎn)初期的注水利用率高，耗水率低，注水開發(fā)效果較好；而特高含水期正好相反，注水利用率低，耗水率高，注水開發(fā)的效果變差。

實際上，被水驅(qū)替過的地層中還存在殘余油。注入水的驅(qū)油效率，定義為能夠被水驅(qū)替出的油量占地層原始油量的百分數(shù)，即

式中：Ed為驅(qū)油效率，f；soi為原始含油飽和度，f；sor為殘余油飽和度，f；swc為束縛水飽和度，f。

地層的非均質(zhì)性［圖6（a）］和注采井網(wǎng)的設(shè)置［圖6（b）］，會導(dǎo)致一些含油區(qū)域不能被注入水有效波及，注入水以舌進的方式推進而不是均衡推進，未波及區(qū)域的油無法采出，因此，波及效率會嚴重影響注水開發(fā)的效果。波及效率用波及系數(shù)來衡量，波及系數(shù)定義為注入水波及的油藏體積占油藏總體積的百分數(shù)。油藏的體積波及系數(shù)通常表示為面積波及系數(shù)與垂向波及系數(shù)的積［33］，即

圖6 注水波及情況Fig.6 Sweep by water injected

式中：Es為體積波及效率，f；EA為面積波及效率，f；Ez為垂向波及效率，f。

較高的流度比和儲層巖石的微觀非均質(zhì)性會導(dǎo)致注入水的黏性指進現(xiàn)象［33-34］，并最終導(dǎo)致非活塞驅(qū)替（圖7），致使水的驅(qū)油過程是一個漫長的低效過程，而不是活塞驅(qū)替的高效快速驅(qū)替過程。非活塞驅(qū)油需要一定的時間。流度比越高、微觀非均質(zhì)性越強，黏性指進現(xiàn)象就越嚴重。

圖7 非活塞驅(qū)替油水飽和度分布Fig.7 Saturation distribution in process of nonpiston-like displacement

水驅(qū)開發(fā)油藏的采收率一般寫成下式［33］

式中：ER為采收率，f。

由式（5）可以看出，影響水驅(qū)采收率的因素主要有波及系數(shù)和驅(qū)油效率兩個因素，人們根據(jù)式（5）提出了許多提高采收率的措施，如化學(xué)驅(qū)、層系細分和加密井網(wǎng)等，但是，采收率并不是一個即時參數(shù)，只有到了油藏開發(fā)結(jié)束時才能知道采收率的大小，因此，提高采收率的措施在礦場上都是通過提高采出程度來具體體現(xiàn)的。式（5）顯然沒有考慮驅(qū)替過程，只考慮了驅(qū)替效果，為此，本文把它修改成下式

式中：Ro為采出程度，f；Ef為水洗程度，f。

油藏的水洗程度不是常數(shù)，而是隨驅(qū)替過程不斷升高的1 個變量，水洗程度定義為

式中：sw為油藏水驅(qū)過程中的含水飽和度，f。

由式（7）可以看出，油藏投產(chǎn)之初的水洗程度為0，隨注水開發(fā)過程的不斷進行，水洗程度也不斷提高，地層可動油全部驅(qū)出時的水洗程度為100%。當驅(qū)替完全時，油藏廢棄，式（6）即趨于式（5）。

根據(jù)式（6），提高油藏采出程度的方法有3 個：擴大波及、加深水洗、提高驅(qū)油效率。這樣就可以把水驅(qū)油藏劃分成了3 個區(qū)域：未水洗、弱水洗、強水洗（圖8）。未水洗區(qū)就是未波及區(qū)，開發(fā)該區(qū)剩余油的方法就是擴大波及，即提高波及系數(shù)Es。弱水洗區(qū)就是水驅(qū)時間短、水洗程度低的區(qū)域，剩余的可動油多，開發(fā)該區(qū)剩余油的方法就是加深水洗，即提高水洗程度Ef。強水洗區(qū)就是水驅(qū)時間長、水洗程度高的區(qū)域，剩余的可動油少，且以離散油為主，開發(fā)該區(qū)剩余油的方法就是提高水的驅(qū)油效率，即提高Ed。提高驅(qū)油效率的化學(xué)驅(qū)方法比較費錢，礦場上可以采用長期水洗或周期注水浮力驅(qū)油的方法提高驅(qū)油效率。但由于水洗采油的效率較低，僅靠水洗采油難以獲得好的經(jīng)濟效益，因此，高含水期的油田開發(fā)仍應(yīng)以擴大波及為主，這樣就可以在提高波及效率的同時帶動驅(qū)油效率一起提高。

圖8 油藏水洗程度分布Fig.8 Zones of flooding degree in oil reservoir

與式（5）相比，式（6）多了1 個水洗程度參數(shù)，也就是考慮了水洗過程，長期水洗也是提高采出程度的措施之一。

3 水驅(qū)曲線特征

對于注水開發(fā)的油藏，含水率進入高含水階段之后，油藏的累產(chǎn)水量與累產(chǎn)油量之間通常滿足下面的甲型水驅(qū)曲線方程［8］

式中：a,b為水驅(qū)常數(shù)。

圖9 為DT 油藏的甲型水驅(qū)曲線，由曲線可以看出，水驅(qū)曲線在高含水階段近似為一直線，在特高含水期出現(xiàn)上翹，說明水驅(qū)效果變差，水驅(qū)狀況有所惡化。

圖9 DT 油藏甲型水驅(qū)曲線高含水階段直線段Fig.9 Linear part of water drive curve type A of reservoir DT at high water-cut stage

DT 油藏在高含水階段的水驅(qū)曲線方程為

水驅(qū)曲線上翹，主要是特高含水期地層中的連續(xù)油被驅(qū)替成離散油的結(jié)果。在中高含水階段，地層中的油水皆為連續(xù)相，各自沿著自己的流道流動，油水按比例流出地層，水驅(qū)油的過程主要是不斷擴大波及［圖10（a）］，因此水驅(qū)曲線近似為直線。該階段以水驅(qū)采油為主，但是，到了特高含水期，注入水的波及程度很高，進一步擴大波及的難度增大，注入水波及區(qū)的連續(xù)油被驅(qū)替成了離散油［圖10（b）］，大量的注入水沿著自己的水道流出地層而沒有起到驅(qū)油的作用，因此，水驅(qū)效果變差，產(chǎn)水增多，曲線上翹。該階段以水洗采油為主。

圖10 注水驅(qū)替過程中油水分布變化Fig.10 Saturation distribution in oil reservoir exploited by water injection

水洗采油之所以比水驅(qū)采油困難，主要是由于Jamin 效應(yīng)所致（圖11），油滴被毛管壓力（pc）卡在喉道處［36］，滲流阻力增加，流動困難，而連續(xù)的油流則沒有Jamin 效應(yīng)（圖12）。

圖11 Jamin 效應(yīng)滯留油滴Fig.11 Oil droplets retained by Jamin effect

圖12 連續(xù)油流沒有Jamin 效應(yīng)Fig.12 No Jamin effect in continuous oil flow

由水驅(qū)曲線方程（8）可以導(dǎo)出水油比方程，即

式中：Rwo為油藏的水油比；Qo為油藏的產(chǎn)油量，m3/a；Qw為油藏的產(chǎn)水量，m3/a；N為油藏的地質(zhì)儲量，m3；c，d為水驅(qū)常數(shù)。

式（10）可以用來對油藏的水油比數(shù)值進行預(yù)測，還可以用來預(yù)測油藏的水驅(qū)采收率，把式（10）寫成

當水油比達到49（含水率達到98%）時油藏停止生產(chǎn)，此時的采出程度即為油藏的采收率

把式（9）中的參數(shù)代入式（10），得水油比方程

把式（17）的參數(shù)代入式（16），得油藏的水驅(qū)采收率為ER=40.88%。

由于水驅(qū)曲線后期上翹，用高含水階段的數(shù)據(jù)預(yù)測結(jié)果偏高，實際的采收率應(yīng)該用上翹段的數(shù)據(jù)進行預(yù)測。特高含水期的水驅(qū)曲線直線段如圖13所示，水驅(qū)曲線方程為

圖13 DT 油藏甲型水驅(qū)曲線特高含水期直線段Fig.13 Linear part of water drive curve type A of reservoir DT at extra-high water-cut stage

由式（18）得水油比方程

由式（19）通過式（16）預(yù)測的油藏水驅(qū)采收率為ER=35.99%，比用高含水階段的水驅(qū)曲線直線段預(yù)測的采收率低了4.89%。

油藏的含水率定義為

式中：fw為含水率，f。

含水率與水油比之間的關(guān)系為

把式（21）代入式（10），得含水率與采出程度之間的關(guān)系方程

把式（16）與式（22）結(jié)合，得

由式（17）知高含水階段的水驅(qū)常數(shù)d=13.782，預(yù)測采收率為40.88%；由式（19）知特高含水期的水驅(qū)常數(shù)d=18.72，預(yù)測采收率為35.99%。用高含水階段的數(shù)據(jù)，通過式（23）繪制的含水率曲線如圖14 所示。由圖14 可以看出，油藏的實際含水率在高含水階段基本沿著采收率為41%的曲線運行，但到了特高含水期，曲線上翹到了采收率為36%的曲線，生產(chǎn)狀況有所惡化。

圖14 用水驅(qū)曲線參數(shù)擬合含水率曲線Fig.14 Water-cut curve matched by water drive curve parameters

4 水油比曲線特征

通過DT 油藏的生產(chǎn)數(shù)據(jù)繪制的水油比曲線如圖15 所示，與甲型水驅(qū)曲線類似，特高含水期也出現(xiàn)了上翹現(xiàn)象。高含水階段的水油比曲線方程為

圖15 DT 油藏高含水階段水油比曲線Fig.15 Water oil ratio curve of reservoir DT at high water-cut stage

把式（24）的參數(shù)代入式（16），得油藏的水驅(qū)采收率為ER=38.12%。

由于曲線已上翹，用高含水階段的數(shù)據(jù)預(yù)測結(jié)果偏高。若采用特高含水期的數(shù)據(jù)進行預(yù)測（圖16），得水油比曲線方程為

圖16 DT 油藏特高含水期水油比曲線Fig.16 Water oil ratio curve of reservoir DT at extra high water-cut stage

用式（25）預(yù)測的油藏水驅(qū)采收率為ER=32.53%，比用高含水階段的水油比曲線的直線段預(yù)測的采收率低了5.59%。

由式（24）知高含水階段的水驅(qū)常數(shù)d=18.21，預(yù)測采收率為38.12%；由式（25）知特高含水期的水驅(qū)常數(shù)d=45.13，預(yù)測采收率為32.53%。分別代入式（22）繪制出的含水率曲線如圖17 所示。由圖17 可以看出，油藏的實際含水率在高含水階段基本沿著采收率為38%的曲線變化，但到了特高含水期，曲線上翹沿著采收率為33%的曲線變化，生產(chǎn)狀況有所惡化。

圖17 用水油比曲線參數(shù)擬合含水率曲線Fig.17 Water-cut curve matched by water oil ratio curve parameters

用水驅(qū)曲線和水油比曲線預(yù)測的采收率數(shù)據(jù)對比情況如表1 所示，由表中數(shù)據(jù)可以看出，用高含水階段的數(shù)據(jù)預(yù)測的采收率，比用特高含水期數(shù)據(jù)預(yù)測的采收率高，平均高出了5.24 百分點。每個油藏的注水開發(fā)都會出現(xiàn)這種差別，只是差別的大小不同而已。

表1 水驅(qū)曲線與水油比曲線預(yù)測采收率對比表Table 1 Comparison of recovery efficiencies predicted by water drive curve and oil water ratio curve

5 結(jié)論

（1）注水開發(fā)油藏在特高含水期呈現(xiàn)出“一高兩低”的生產(chǎn)特征，即高含水、低產(chǎn)量、低采出程度。產(chǎn)量遞減率和含水上升速度也都相對較低。地下還有很多的剩余油可以挖潛。

（2）注水開發(fā)油藏的采油機理可分為水驅(qū)采油和水洗采油兩個基本形式，水驅(qū)采油的對象為連續(xù)油，開采效果較好；水洗采油的對象為離散油，開采效果較差。油藏開發(fā)初期以水驅(qū)采油為主，然后轉(zhuǎn)變?yōu)殚_發(fā)后期以水洗采油為主的開發(fā)過程。

（3）油藏高含水階段的水驅(qū)曲線和水油比曲線近似為一直線，特高含水期的水驅(qū)曲線和水油比曲線出現(xiàn)上翹，表明水驅(qū)采油向水洗采油過程的轉(zhuǎn)變，開采效果變差。

（4）用高含水階段水驅(qū)規(guī)律預(yù)測的油藏采收率比用特高含水期水驅(qū)規(guī)律預(yù)測的采收率高，DT 油藏平均高5.24%。

（5）提高采收率的方法都是通過提高采出程度來實現(xiàn)的，具體包括3 個方面：擴大波及、加深水洗、提高驅(qū)油效率。長期水洗也可以提高油藏的采出程度。

（6）特高含水期的油藏開發(fā)仍應(yīng)以擴大波及為主，并帶動驅(qū)油效率一起提高。