李金宜，何逸凡，劉博偉，張運(yùn)來(lái)，胡治華，洪 鑫

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459；2.中海油實(shí)驗(yàn)中心渤海實(shí)驗(yàn)中心，天津 300452）

Q 油田位于渤海盆地，油層以河流相沉積為主，儲(chǔ)層孔隙度在25%～45%之間，滲透率在（100～11 487）×10-3μm2之間，具有高孔、高滲的儲(chǔ)集物性特征。油田水平井含水率在特高含水階段長(zhǎng)期穩(wěn)定，部分井區(qū)目前的局部采出程度已經(jīng)超過(guò)預(yù)測(cè)采收率，且剩余油分布復(fù)雜，影響因素較多[1-5]，常規(guī)驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)（小于100 PV）已不能描述特高含水期滲流參數(shù)的變化。有學(xué)者統(tǒng)計(jì)礦場(chǎng)密閉取心檢查井強(qiáng)水洗段驅(qū)油效率最高可達(dá)89.7%，而室內(nèi)實(shí)驗(yàn)要使驅(qū)油效率達(dá)到90%則注水倍數(shù)需要高達(dá)20 000 倍[6]。趙明月通過(guò)研究認(rèn)為強(qiáng)底水油藏中間主流線及近井地帶，驅(qū)替倍數(shù)可以到上萬(wàn)，水驅(qū)油孔隙體積倍數(shù)選用2 000 PV比較符合實(shí)際地層中高倍數(shù)驅(qū)替情況[7]。張俊廷等人開(kāi)展了海上稠油油藏高倍水驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)，為現(xiàn)場(chǎng)優(yōu)化注水，提高采收率提供了方向[8]。羅憲波等人分析了稠油高倍數(shù)水驅(qū)油效率的影響因素[9]。但這些文獻(xiàn)只闡述了油藏通過(guò)高倍數(shù)水驅(qū)后可以得到較高驅(qū)油效率的表象，卻未深入從實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)中剖析產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因和機(jī)理。本文開(kāi)展2 000 PV 的高倍數(shù)水驅(qū)條件下的極限驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)，以更好地挖掘渤海邊底水發(fā)育的河流相砂巖不同類(lèi)型儲(chǔ)層的剩余油潛力。

1 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

以渤海典型河流相底水油藏Q 油田為例，實(shí)驗(yàn)柱塞樣品從Q 油田密閉取心井巖心上鉆取，結(jié)合主力砂體物性和流體分布，樣品滲透率分為5 000×10-3μm2和2 000×10-3μm2兩類(lèi)，每一類(lèi)各鉆取5 個(gè)柱塞。改變實(shí)驗(yàn)用模擬油黏度，每一類(lèi)按照稀油、普1 類(lèi)稠油和普2 類(lèi)稠油等3 種流體類(lèi)型開(kāi)展2 000 PV 高倍數(shù)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。通過(guò)對(duì)比分析不同流體類(lèi)型在高倍數(shù)驅(qū)替過(guò)程中的驅(qū)油效率變化特征，為底水稠油油藏為何能夠在特高含水階段持續(xù)有效挖潛剩余油、保持長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的原因提供實(shí)驗(yàn)機(jī)理參考。

1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程

實(shí)驗(yàn)采用恒速法。恒速法測(cè)定水驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程如圖1所示。

圖1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程Fig.1 Experimental equipment and process

1.2 實(shí)驗(yàn)條件及參數(shù)

實(shí)驗(yàn)?zāi)M油黏度分別為：28 mPa·s、65 mPa·s、78 mPa·s、167 mPa·s、260 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)?zāi)M地層水：標(biāo)準(zhǔn)鹽水，礦化度10 000 mg/L。

實(shí)驗(yàn)步驟參照GB/T 28912—2012 標(biāo)準(zhǔn)[10]執(zhí)行，僅在結(jié)束實(shí)驗(yàn)時(shí)由標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的驅(qū)替30 PV 或含水率99.95%改為驅(qū)替2 000 PV。

實(shí)驗(yàn)采用10 塊天然巖心，參數(shù)及實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)條件見(jiàn)表1。

表1 樣品信息及實(shí)驗(yàn)條件Table 1 Sample information and experimental conditions

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

對(duì)每一塊樣品均采取下列步驟進(jìn)行實(shí)驗(yàn)：

（1）巖心洗油烘干冷卻后，稱(chēng)重，測(cè)量巖心長(zhǎng)度、半徑，測(cè)量巖心滲透率；

（2）抽空飽和模擬地層水，稱(chēng)量巖心濕重，計(jì)算孔隙體積和孔隙度；

（3）將100%飽和地層水的巖心放入巖心夾持器，連接流程，用油驅(qū)水法建立束縛水飽和度，先用低流速進(jìn)行油驅(qū)水，逐漸增加驅(qū)替速度直至不出水為止，計(jì)算束縛水飽和度；

（4）按照實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)的速度進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，準(zhǔn)確記錄見(jiàn)水時(shí)的累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)液量；

（5）見(jiàn)水初期，加密記錄，根據(jù)出油量的多少選擇時(shí)間間隔，隨出油量的不斷下降，逐漸加長(zhǎng)記錄的時(shí)間間隔，達(dá)到實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)要求的注水倍數(shù)時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)；

（6）計(jì)算水驅(qū)油效率，并繪制水驅(qū)油效率曲線。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2及圖2。

圖2 不同模擬油黏度下在特高含水階段的水驅(qū)油效率結(jié)果對(duì)比Fig.2 Comparison of water displacement efficiency results at ultra-high water cut stage under different simulated oil viscosity

表2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental results

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：即使進(jìn)入含水90%的特高含水階段，水驅(qū)油效率值仍然隨著含水和水驅(qū)倍數(shù)的增加而有較大幅度的增大，原油黏度越大，特高含水階段水驅(qū)油效率值增幅越大。

3 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

3.1 高倍數(shù)水驅(qū)極限驅(qū)油效率規(guī)律認(rèn)識(shí)

在驅(qū)替2 000 PV 后得到的水驅(qū)極限驅(qū)油效率值受樣品滲透率、模擬油黏度影響較大。在相同滲透率下，隨著模擬油黏度增大，極限驅(qū)油效率值減小。在相同黏度下，極限驅(qū)油效率隨著樣品滲透率的增大而增大，并且增大幅度隨模擬油黏度增大而增大。在樣品滲透率2 000×10-3μm2下，260 mPa·s 的普2 類(lèi)稠油樣品極限驅(qū)油效率比28 mPa·s 的稀油樣品極限驅(qū)油效率低6.9%。但樣品滲透率增大到5 000×10-3μm2，兩者極限驅(qū)油效率差異已經(jīng)縮小到4.0%（圖3）。

圖3 滲透率2 000×10-3μm2 和5 000×10-3 μm2 樣品在不同模擬油黏度下極限驅(qū)油效率對(duì)比Fig.3 Comparison of ultimate displacement efficiency of samples with permeability of 2 000×10-3 μm2 and 5 000×10-3 μm2 under different simulated oil viscosity

這個(gè)實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象說(shuō)明，高滲、特高滲的普2 類(lèi)稠油儲(chǔ)層巖心樣品同樣可以在高倍數(shù)水驅(qū)中取得很高的驅(qū)油效率。

3.2 驅(qū)油效率隨驅(qū)替PV 數(shù)變化規(guī)律認(rèn)識(shí)

對(duì)實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象進(jìn)一步深入分析，在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)中，驅(qū)油效率會(huì)隨著驅(qū)替倍數(shù)增大而增大，當(dāng)采出程度達(dá)到一定程度，驅(qū)油效率的增長(zhǎng)幅度會(huì)趨向平緩，即出現(xiàn)增幅拐點(diǎn)。實(shí)驗(yàn)用巖心樣品為高滲、特高滲疏松砂巖柱塞，其驅(qū)油效率出現(xiàn)的拐點(diǎn)對(duì)應(yīng)的驅(qū)替倍數(shù)遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于中低滲油藏巖心樣品[11]。以樣品滲透率為5 000×10-3μm2的實(shí)驗(yàn)結(jié)果為例[9]，6 號(hào)樣稀油驅(qū)油效率在100 PV 處出現(xiàn)拐點(diǎn)，8 號(hào)樣普1 類(lèi)稠油在300 PV 處出現(xiàn)拐點(diǎn)，10 號(hào)樣普2類(lèi)稠油在1 000 PV 左右出現(xiàn)拐點(diǎn)（圖4(a)）?？梢钥闯?，對(duì)于高滲、特高滲的巖心樣品，驅(qū)油效率拐點(diǎn)均出現(xiàn)在較高驅(qū)替倍數(shù)和特高含水后期階段。這個(gè)高水驅(qū)倍數(shù)下拐點(diǎn)的物理意義不同于常規(guī)水驅(qū)油過(guò)程在1 PV 附近的拐點(diǎn)，前者表示剩余油的高度分散，已非常接近殘余油狀態(tài)，后者僅表征一維活塞式驅(qū)替見(jiàn)水后，驅(qū)油效率由較高增速向較低增速的轉(zhuǎn)變，此時(shí)樣品尚富集較大量可動(dòng)油。通過(guò)對(duì)標(biāo)2 000 PV 下的極限驅(qū)油效率，對(duì)含水90%以后驅(qū)油效率貢獻(xiàn)值計(jì)算，6 號(hào)樣稀油占比53.0%，8 號(hào)樣普1 類(lèi)稠油占比58.7%，兩者相差不大，但10 號(hào)樣普2 類(lèi)稠油在含水90%以后貢獻(xiàn)占比高達(dá)72.1%。高滲、特高滲普2 類(lèi)稠油儲(chǔ)層在特高含水期理論上具有較大的挖潛潛力。另一方面，按照標(biāo)準(zhǔn)[10]結(jié)束實(shí)驗(yàn)的含水條件判斷，實(shí)驗(yàn)驅(qū)替倍數(shù)基本都在100 PV 以內(nèi)（圖4(b)）。從表3可以看出，含水99.95%以后直至驅(qū)替2 000 PV，三種類(lèi)型儲(chǔ)層樣品的驅(qū)油效率尚有4.3%～11.8%的增幅。

表3 高含水下不同類(lèi)型儲(chǔ)層驅(qū)油效率對(duì)比Table 3 Comparison of oil displacement efficiency of different types of reservoirs under high water cut

圖4 驅(qū)油效率及含水率隨驅(qū)替PV 數(shù)變化規(guī)律Fig.4 Variation of oil displacement efficiency and water cut with displacement PV number

3.3 單位PV 數(shù)下驅(qū)油效率變化規(guī)律認(rèn)識(shí)

因此，針對(duì)3.1 和3.2 的實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，進(jìn)一步開(kāi)展高倍數(shù)水驅(qū)挖潛的機(jī)理研究，分析不同類(lèi)型儲(chǔ)層樣品在高倍數(shù)水驅(qū)下驅(qū)油效率變化特征。建立單位PV 數(shù)下驅(qū)油效率（瞬時(shí)）這一指標(biāo)（相鄰記錄的驅(qū)油效率差值/相鄰記錄的驅(qū)替倍數(shù)差值，%/PV）用以描述不同類(lèi)型儲(chǔ)層在水驅(qū)過(guò)程中驅(qū)油效率隨驅(qū)替倍數(shù)的瞬時(shí)變化特征（圖5）。

圖5 不同類(lèi)型儲(chǔ)層瞬時(shí)驅(qū)油效率Fig.5 Instantaneous oil displacement efficiency of different types of reservoir

目標(biāo)油田不同類(lèi)型儲(chǔ)層樣品的單位PV 數(shù)下驅(qū)油效率（瞬時(shí)）在驅(qū)替倍數(shù)1 倍以內(nèi)呈現(xiàn)較大差異，此階段是高含水期前的含水主要上升階段，而原油黏度是這個(gè)階段影響瞬時(shí)驅(qū)油效率的最主要因素。在進(jìn)入高含水期以后，各類(lèi)型儲(chǔ)層樣品的瞬時(shí)驅(qū)油效率絕對(duì)值差異迅速減小，而這種微小的差異及變化特征會(huì)在后續(xù)高倍數(shù)驅(qū)替的累積放大作用下影響到最終的極限驅(qū)油效率。因此，對(duì)不同類(lèi)型儲(chǔ)層樣品的單位PV 數(shù)下驅(qū)油效率（瞬時(shí)）按照一定的驅(qū)替倍數(shù)范圍劃分開(kāi)展進(jìn)一步的深入分析（圖6）。

從圖6(a)至圖6(d)縱坐標(biāo)變化可以看出，驅(qū)替倍數(shù)每增大10 倍，瞬時(shí)驅(qū)油效率范圍值將減小10 倍左右。驅(qū)替倍數(shù)在0～1 PV 范圍內(nèi)，在相同PV 數(shù)下，瞬時(shí)驅(qū)油效率明顯隨原油黏度增大而減小，即普2 類(lèi)稠油樣品瞬時(shí)驅(qū)油效率始終低于普1 類(lèi)稠油樣品，普1 類(lèi)稠油樣品始終低于稀油樣品，且在0.5 PV 以內(nèi)，這種差異幅度相對(duì)較為顯著。驅(qū)替倍數(shù)在1～100 PV 范圍內(nèi)，在相同PV 數(shù)下，不同類(lèi)型儲(chǔ)層樣品瞬時(shí)驅(qū)油效率整體相差不大，但呈現(xiàn)時(shí)高時(shí)低現(xiàn)象，表現(xiàn)出儲(chǔ)層流體類(lèi)型與瞬時(shí)驅(qū)油效率關(guān)聯(lián)性不大，各類(lèi)型儲(chǔ)層樣品瞬時(shí)驅(qū)油效率隨驅(qū)替倍數(shù)的變化趨勢(shì)基本一致。驅(qū)替倍數(shù)在100～1 000 PV 范圍內(nèi)，在相同PV 數(shù)下，瞬時(shí)驅(qū)油效率隨原油黏度增大而增大，即普2 類(lèi)稠油樣品瞬時(shí)驅(qū)油效率始終大于普1 類(lèi)稠油樣品，普1 類(lèi)稠油樣品始終大于稀油樣品，且在100～500 PV 范圍內(nèi)，差異幅度相對(duì)較大。此時(shí)驅(qū)替倍數(shù)已超過(guò)常規(guī)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中的驅(qū)替倍數(shù)，進(jìn)入高倍數(shù)水驅(qū)范圍，而瞬時(shí)驅(qū)油效率的變化解釋了圖4(a)中在100 PV 以后，稀油儲(chǔ)層樣品驅(qū)油效率最先出現(xiàn)拐點(diǎn)，普1 類(lèi)稠油儲(chǔ)層樣品次之，普2類(lèi)稠油儲(chǔ)層樣品最后出現(xiàn)拐點(diǎn)的現(xiàn)象。驅(qū)油效率拐點(diǎn)是因?yàn)槲⒂^孔隙中的剩余油飽和度降低甚至分散到一定程度后才出現(xiàn)。而普2 類(lèi)稠油儲(chǔ)層樣品由于較高的流體黏度影響，在初期較低驅(qū)替倍數(shù)中，孔隙中只有部分稠油采出，因此相當(dāng)大一部分剩余油作為挖潛的物質(zhì)基礎(chǔ)才能在這個(gè)高倍數(shù)水驅(qū)階段被采出（表4）[9]，而這也是目標(biāo)油田普2 類(lèi)稠油儲(chǔ)層在特高含水期可以通過(guò)大液量生產(chǎn)實(shí)現(xiàn)剩余油挖潛的重要原因。驅(qū)替倍數(shù)在1 000 PV 以后，各類(lèi)型儲(chǔ)層樣品瞬時(shí)驅(qū)油效率均降低到極低值且波動(dòng)范圍極小，此時(shí)則不再具備通過(guò)進(jìn)一步放大驅(qū)替倍數(shù)進(jìn)行剩余油挖潛的可行性。在整個(gè)高倍數(shù)水驅(qū)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，圖6(d)揭示了此類(lèi)底水稠油油藏之所以能在特高含水階段高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，在礦場(chǎng)實(shí)現(xiàn)剩余油挖潛的機(jī)理所在。

表4 不同驅(qū)替倍數(shù)范圍內(nèi)驅(qū)油效率階段增加值Table 4 Increment value of oil displacement efficiency stage within different PV ranges

圖6 不同類(lèi)型儲(chǔ)層樣品在不同PV 范圍內(nèi)的瞬時(shí)驅(qū)油效率曲線Fig.6 Instantaneous displacement efficiency curves of different types of reservoir samples within different PV ranges

4 實(shí)踐指導(dǎo)

根據(jù)普2 類(lèi)稠油樣品驅(qū)油效率可在100～1 000 PV 的高倍數(shù)水驅(qū)過(guò)程中得到較大增加的實(shí)驗(yàn)認(rèn)識(shí)，可有效指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)普2 類(lèi)稠油油藏通過(guò)提液、延長(zhǎng)特高含水階段生產(chǎn)時(shí)間等生產(chǎn)措施來(lái)有效挖潛此類(lèi)油藏剩余油潛力。目標(biāo)油田西區(qū)地層原油黏度260 mPa·s，D25H 井投產(chǎn)后底水突破，含水迅速升高。該井井控儲(chǔ)量采出程度在含水達(dá)到90%時(shí)只有10%，在礦場(chǎng)多次實(shí)施大泵提液等生產(chǎn)措施下，目前已在特高含水階段穩(wěn)產(chǎn)近15年，采出程度已超過(guò)50%，采收率預(yù)測(cè)可達(dá)到60%，較提液前提高35%。結(jié)合實(shí)驗(yàn)機(jī)理，可在特高含水階段繼續(xù)有效挖潛剩余油，目前單井日產(chǎn)液量保持在1 000 m3（圖7(a)）。在特高含水階段，礦場(chǎng)通過(guò)強(qiáng)化水驅(qū)，增加水驅(qū)倍數(shù)，可以持續(xù)改善開(kāi)發(fā)指標(biāo)，提高最終采收率（圖7(b)）。

圖7 Q 油田D25H 特高含水期生產(chǎn)情況Fig.7 Production situation of Q oilfield at D25H during the ultra-high water cut stage

目標(biāo)油田綜合調(diào)整已在“十二五”實(shí)施完成，實(shí)現(xiàn)水平井細(xì)分層系開(kāi)發(fā)。實(shí)驗(yàn)機(jī)理研究及礦場(chǎng)試驗(yàn)成果將推動(dòng)油田在平臺(tái)設(shè)施能力范圍內(nèi)為高倍數(shù)水驅(qū)在礦場(chǎng)規(guī)模化應(yīng)用提供指導(dǎo)。這對(duì)海上相似類(lèi)型油藏制定特高含水期開(kāi)發(fā)策略具有重要借鑒意義。

5 結(jié)論

（1）對(duì)滲透率范圍在（2 000～5 000）×10-3μm2、地層油黏度在28～260 mPa·s 的高滲稠油油藏，其高倍數(shù)水驅(qū)下的極限驅(qū)油效率，在相同滲透率下，隨著模擬油黏度增大而減小；在相同黏度下，隨著樣品滲透率的增大而增大，且模擬油黏度越大，相應(yīng)增大幅度越大。

（2）驅(qū)替倍數(shù)在100～1000 PV 范圍內(nèi)，在相同PV 數(shù)下，普2 類(lèi)稠油樣品瞬時(shí)驅(qū)油效率高于普1 類(lèi)稠油，普1 類(lèi)稠油樣品瞬時(shí)驅(qū)油效率高于稀油，呈現(xiàn)出瞬時(shí)驅(qū)油效率隨原油黏度增大而增大的現(xiàn)象，這是底水稠油油藏能在特高含水期通過(guò)大液量生產(chǎn)實(shí)現(xiàn)剩余油挖潛的重要機(jī)理。

（3）基于普2 類(lèi)稠油樣品在100～1000 PV 高倍數(shù)水驅(qū)階段可較大幅度提高驅(qū)油效率的實(shí)驗(yàn)機(jī)理，可在礦場(chǎng)實(shí)施提液、優(yōu)化注水等措施。渤海油田該類(lèi)稠油油藏可以實(shí)現(xiàn)在特高含水期經(jīng)濟(jì)有效地挖潛剩余油。