夏連晶，陶 博

大慶油田有限責任公司第四采油廠地質(zhì)大隊，黑龍江 大慶

1. 引言

杏71 試驗區(qū)位于杏七區(qū)西部，其主要產(chǎn)層為扶余油層，該油層的非均質(zhì)性較強，油層平均孔隙度為15.7%，平均含油飽和度為43.6%，平均滲透率僅為4.32 × 10-3μm2，屬于典型的低滲透油藏。在低滲透率油藏開發(fā)過程中，往往采用超前注水的開發(fā)方案[1]，但在超前注水作業(yè)實施前往往難以確定超前注水的合理技術(shù)界限[2]，以至于容易出現(xiàn)超前注水作業(yè)實施效果差的問題。張芨強[3]考慮到非達西效應對超前注水效果的影響，使用自動歷史擬合對非達西滲流參數(shù)進行計算，確定了超前注水井底流壓界限。劉楊[4]使用數(shù)值模擬方法對胡尖山區(qū)塊超前注水合理注入界限進行分析和優(yōu)化，確定超前注水的合理注入時機和合理注入?yún)?shù)。張東[5]考慮到低滲透油藏開發(fā)過程中存在的問題，通過數(shù)值模擬和實驗研究，建立了超前注水地層壓力和配注強度的技術(shù)界限?；谘芯楷F(xiàn)狀，本文通過超前注水的室內(nèi)巖心實驗，確定超前注水對滲透率、驅(qū)油效率和微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的影響，結(jié)合數(shù)值模擬研究，確定杏71 區(qū)塊扶楊油層超前注水開發(fā)的滲透率動用上限和動用下限，并將超前注水與同步注水的開發(fā)效果進行對比，為超前注水技術(shù)的推廣和應用提供借鑒和參考。

2. 超前注水室內(nèi)巖心實驗

對低滲透油藏開發(fā)效果造成影響的重要因素是原油在儲層運移過程中產(chǎn)生的壓敏效應[6]。通過室內(nèi)超前注水壓力敏感實驗，研究超前注水時流體壓力變化對滲透率的影響，分析超前注水情況下滲透率損失情況；應用天然巖心進行超前注水驅(qū)油實驗，模擬地層條件，采用不同驅(qū)替壓差進行驅(qū)油，研究油層存在啟動壓力條件下，超前注水對驅(qū)油效率、水驅(qū)采收率的影響。

2.1. 超前注水對滲透率的影響

采用天然巖心進行室內(nèi)物理模擬實驗，根據(jù)地層的實際滲透率，在進行室內(nèi)巖心驅(qū)油實驗時，采用3 組不同滲透率級別的巖心進行壓敏實驗研究。

實驗條件：實驗溫度75℃，圍壓36.8 MPa；

實驗巖心：直徑為2.5 cm 的天然實驗巖心，實驗巖心參數(shù)見表1。

Table 1. Core parameters表1. 巖心參數(shù)

巖心實驗步驟如下：1) 天然巖心制備、抽提洗油；2) 氮氣測定巖心滲透率；3) 將巖心放置在恒溫箱內(nèi)，75℃條件下恒溫12 小時；4) 在恒定圍壓下，逐漸增加(降低)巖心流體(氮氣)孔隙流動壓力，測量不同孔隙流體壓力穩(wěn)定條件下的滲透率。

模擬超前注水后地層壓力水平為原始地層壓力的120%，滲透率隨著地層孔隙流體壓力上升的變化規(guī)律見表2，滲透率變化率與凈壓力的關系如圖1 所示。

由表2 可知，隨地層流體壓力的上升，巖石骨架凈應力逐漸減小，巖石滲透率略有升高，并且滲透率級別越低的巖心滲透率升高的越多，滲透率損失率絕越大，即巖心滲透率受到的提升越明顯。

Table 2. Pressure sensitive test results of advanced water injection表2. 超前注水壓敏實驗結(jié)果

Figure 1. Relationship between permeability change rate and net stress of core圖1. 巖心滲透率變化率與凈應力關系曲線

由圖1 可知，降壓過程巖心滲透率范圍為2 × 10-3μm2、4 × 10-3μm2和7 × 10-3μm2的滲透率平均減小的程度遠大于升壓過程滲透率增加的幅度，且?guī)r心滲透率范圍越大，其滲透率的變化率越小。結(jié)合三個滲透率級別的巖心壓敏實驗結(jié)果可知，滲透率一旦降低，即使壓力升高，滲透率也不會有較大幅度的恢復，保持較高的地層壓力水平對杏71 試驗區(qū)超前注水開發(fā)是至關重要的。

2.2. 超前注水對驅(qū)油效率的影響

通過室內(nèi)的水驅(qū)油實驗，分析進行超前注水后，地層壓力超過原始地層壓力的情況下，不同驅(qū)替壓力下巖心驅(qū)油效率的變化。實驗過程中，為提高實驗的準確性，每一個實驗組都由3 塊滲透率級別相同的巖心組成，研究在實施超前注水的條件下，驅(qū)油效率隨孔隙流體流動壓力變化的規(guī)律，實驗結(jié)果見表3。

由表3 可知，驅(qū)油效率隨孔隙流體流動壓力的上升而逐漸增加。對于滲透率級別為2 × 10-3μm2的巖心，孔隙流體壓力從19.76 MPa 增加到20.37 MPa 的過程中，驅(qū)油效率從18.35%上升到19.28%，增加了0.93 個百分點，而孔隙流體流動壓力從20.37 MPa 增加到21.53 MPa 的過程中，驅(qū)油效率僅增加了0.63個百分點，小于上一階段的增加幅度，這說明在孔隙流體流動壓力剛剛開始上升時，驅(qū)油效率有較大的增加幅度，當孔隙中流體的流動壓力增加到一定程度時，驅(qū)油效率的增大幅度逐漸降低。其主要原因是當驅(qū)替壓力增加到一定程度之后，在孔道中的大部分流體不再受到啟動壓力梯度的限制，此時流體已經(jīng)開始進行正常滲流，當繼續(xù)提高驅(qū)動壓力梯度后，驅(qū)油效率的提高幅度逐漸變緩[7]。

總體看來，“人工智能+醫(yī)療”領域的創(chuàng)新成果仍然以涉及計算機程序的發(fā)明為主，其中，算法的改進、模型的優(yōu)化是創(chuàng)新方案的核心，在此基礎上還衍生了大量的應用場景下的具體方案。因而，這一領域的專利保護問題本質(zhì)上仍然要歸于涉及計算機程序的專利申請的保護問題?，F(xiàn)行專利制度為創(chuàng)新主體提供了更加多元化的權(quán)利要求撰寫形式，也為專利權(quán)人主張權(quán)利提供了更多的便利和更為靈活的途徑，一定程度上滿足了創(chuàng)新主體的需求。

Table 3. Effect of fluid pressure in pore of pressure boosting displacement on oil recovery表3. 升壓驅(qū)替孔隙內(nèi)流體壓力對驅(qū)油效率的影響

2.3. 超前注水對微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)影響

微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中對儲層物性影響最大的是喉道半徑，采用Micro-CT 掃描法分析平均喉道半徑隨地層壓力改變時的變化規(guī)律，平均喉道半徑隨凈壓力變化曲線見圖2。

由圖2 可知，平均喉道半徑的變化與滲透率的變化類似，降壓過程中巖心滲透率級別為2 × 10-3μm2、4 × 10-3μm2、7 × 10-3μm2巖心喉道半徑的減小的程度分別為21.21%、16.87%和13.45%，要遠大于升壓過程喉道半徑增加的幅度5.14%、4.59%和3.45%。

3. 超前注水合理壓力系數(shù)

杏71 試驗區(qū)是典型的薄差層低滲透油藏[8]，超前注水的應用，能夠充分補充地層的能量，提高生產(chǎn)壓差[9]。同時，能夠減少油藏的滲透率損失，降低脫氣損失，從而使附加額外的壓力損失下降，進而使油井的生產(chǎn)能力增強[10]，杏71 試驗區(qū)壓力系數(shù)與日產(chǎn)油增幅關系見圖3。

Figure 3. Pressure coefficient and daily oil production growth curve圖3. 壓力系數(shù)與日產(chǎn)油增幅關系曲線

由圖3 可知，杏71 試驗區(qū)的初始壓力系數(shù)為1.05 [11]，當?shù)貙訅毫ο禂?shù)增加到1.1 后，進行超前注水的區(qū)塊日產(chǎn)油量開始增加，日產(chǎn)油增幅為16.3%；隨著地層壓力系數(shù)的繼續(xù)增加，油田日產(chǎn)油量的增加程度開始逐漸降低。實施超前注水后，日產(chǎn)油的增加程度隨油藏初始壓力系數(shù)的增加而降低，初始壓力系數(shù)為1.15 的油藏，經(jīng)過超前注水開發(fā)，壓力系數(shù)增加到1.20 后，日產(chǎn)油量的增加程度開始減弱，僅增加了3.3%。由以上結(jié)果可知，在油藏實施超前注水時，油藏地層的初始壓力系數(shù)不應該超過1.10。

4. 超前注水滲透率適用范圍

由于在低滲透和特低滲透油藏注水開發(fā)過程中存在啟動壓力的影響，當且僅當驅(qū)替壓差大于相應井網(wǎng)條井下的啟動壓力時，注水井和采油井之間才能建立有效的壓力系統(tǒng)[12]。超前注水技術(shù)能夠有效增加地層壓力，降低啟動壓力梯度的影響，從而提高單井產(chǎn)油量，增加采收率[13]。通過研究啟動壓力梯度對油田開發(fā)動用界限的影響，綜合考慮儲層及原油物性的變化，進而得到儲層的動用界限，儲層的動用界限分為動用上限和動用下限。

4.1. 超前注水開發(fā)滲透率動用下限

儲層動用下限指當啟動驅(qū)替壓力梯度大于某一個值以后，即便使用超前注水技術(shù)后也不能夠形成有效的地層壓力系統(tǒng)，導致油藏不能有效動用。動用下限主要由油藏物性、原油物性以及井網(wǎng)條件所決定的[14]，杏71 試驗區(qū)啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線如圖4 所示。

由圖4 可知，啟動壓力梯度隨滲透率的增加而降低，當?shù)貙訅毫﹂_始下降后，滲透率隨之下降，啟動壓力梯度隨之上升。在進行同步注水的區(qū)域，井區(qū)內(nèi)存在的非達西滲流導致在油井附近的壓力損失較高，由于壓敏效應，導致油井附近滲透率降幅比較快，產(chǎn)生了井間壓力傳導差，從而影響了油井初期產(chǎn)能。不同井網(wǎng)、不同壓力水平條件下滲透率動用下限見表4。

由表4 可知，超前注水壓力系數(shù)為1.20，井網(wǎng)的井距為125 m 時，合理的滲透率動用下限為1.04 × 10-3μm2；而當井距增加到180 m，此時超前注水的合理滲透率動用下限為2.56 × 10-3μm2，滲透率的動用下限明顯增加。由圖4 可知，當滲透率小于1.22 × 10-3μm2時，杏71 區(qū)塊的啟動壓力梯度迅速增加，表明在滲透率小于1.22 × 10-3μm2后，即便實施超前注水技術(shù)，儲層仍然不能夠有效動用。綜上所述，在141 m 井距條件下，杏71 區(qū)塊進行超前注水作業(yè)時滲透率動用下限為1.22 × 10-3μm2。

Figure 4. Relation curve between starting pressure gradient and permeability圖4. 啟動壓力梯度與滲透率關系曲線

Table 4. Lower limit of permeability production with different formation pressure level and well spacing表4. 不同地層壓力水平、不同井距滲透率動用下限

4.2. 超前注水開發(fā)滲透率動用上限

隨著油藏滲透率的增加，低滲透油藏存在的啟動壓力梯度會相應的減小，非達西滲流現(xiàn)象也會逐漸變?nèi)?，實施超前注水對于提高采收率的貢獻也會減弱。當滲透率大到一定程度時，實施超前注水反而會導致經(jīng)濟開發(fā)效果降低。所以，超前注水時滲透率上限的確定，除了要考慮采出程度外，還要考慮油藏開發(fā)的經(jīng)濟效益[15]。通過上文的數(shù)值模擬計算，固定井距141 m，不同滲透率時的采收率見表5，不同滲透率下采收率對比如圖5 所示。

Table 5. Comparison of recovery under different mobility conditions表5. 不同滲透率條件下采收率對比

由表5 可知，滲透率從3 × 10-3μm2增加到9 × 10-3μm2時，同步注水條件下，油藏采收率由17.26%增加到27.40%；超前注水條件下，油藏采收率由21.84%增加到27.76%；采收率增幅由4.58%減小到0.36%。油藏滲透率大于7 × 10-3μm2后，實施超前注水后采收率的提高幅度明顯降低。根據(jù)啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線可知，當滲透率達到7 × 10-3μm2以上時，啟動壓力梯度已經(jīng)變的非常小，僅為0.015 MPa/m。在預測產(chǎn)量的基礎上，評價不同方案的經(jīng)濟效益，油價為60 美元時，凈收益與滲透率關系曲線如圖5 所示。

Figure 5. The relationship between net income and permeability under different oil prices圖5. 不同油價條件下凈收益與滲透率關系曲線

由圖5 可知，隨著滲透率的增加，凈收益也增加，但當滲透率為7 × 10-3μm2時，超前注水凈收益稍大于常規(guī)同步注水；當應滲透率為8 × 10-3μm2時，超前注水凈收益基本等于常規(guī)同步注水；當滲透率為9 × 10-3μm2時，超前注水凈收益小于常規(guī)同步注水，此時實施超前注水已經(jīng)不能取得較好的經(jīng)濟效果。綜合考慮采收率以及經(jīng)濟效益兩方面的因素，確定杏71 區(qū)塊超前注水滲透率上限為7 × 10-3μm2。

5. 油藏數(shù)值模擬預測效果

杏71 試驗區(qū)扶余油層的取心含油層段10 個，有效厚度7.6 m，平均孔隙度15.7%，平均滲透率4.32× 10-3μm2，初始壓力系數(shù)在1.05 左右，滿足實施超前注水的技術(shù)條件。通過地質(zhì)建模和數(shù)值模擬方法，采取固定井距為141 m，注水強度為1.75 m3/(d?m)，超前注水時間為6～9 個月進行模擬，模擬結(jié)果表明超前注水實施效果明顯，對比同步注水采收率提高1.78 個百分點，同步注水和超前注水十年采出程度對比見表6。

Table 6. Comparison of recovery degree between advanced water injection and synchronous water injection表6. 超前注水與同步注水采出程度對比

6. 結(jié)論

1) 降壓過程中滲透率的降低程度遠大于升壓過程中滲透率的增加幅度，而滲透率一旦降低，即便壓力升高，滲透率也不會有較大幅度的恢復，因而保持較高的地層壓力水平對超前注水開發(fā)是至關重要的。

2) 低滲透率級別巖心在升壓和降壓過程中驅(qū)油效率變化較大，高滲透率級別巖心在升壓和降壓過程中驅(qū)油效率變化較小，且?guī)r心滲透率越低，其驅(qū)油效率對壓力越敏感。

3) 實施超前注水后，巖心平均喉道半徑的變化與滲透率的變化類似，降壓過程中巖心喉道半徑的減小程度遠大于升壓過程中喉道半徑的增大程度。

4) 杏71 試驗區(qū)施超前注水油藏的壓力系數(shù)應小于1.1，滲透率動用下限為：1.22 × 10-3μm2，滲透率動用上限為7 × 10-3μm2。