沈 暢，劉海濤，彭雪飛

（1.廣東南油服務有限公司，天津 300450；2.中海油田服務股份有限公司，天津 300450）

二維物理模擬是對油藏的特定剖面進行研究，通過研究剖面上油-氣-水三相流動規(guī)律反映油藏整體的流動規(guī)律[1-4]。二維物理模擬可以通過單面可視化的模型來實現(xiàn)，通過對流體進行染色，更加直觀地觀察流體的流動特征，目標區(qū)塊為氣頂邊水層狀油田，二維可視化模型可以觀測氣-油、水-油界面的移動規(guī)律以及開發(fā)過程中每個層位的剩余油分布情況，實驗結果可以為生產開發(fā)中的措施轉換提供直觀的證據[5-9]。本文主要通過二維物理模擬實驗探索氣頂邊水油藏開發(fā)中后期轉變開發(fā)方式的可行性，包括屏障注水、布調整井等。

1 實驗裝置及流程

1.1 實驗裝置

二維物理模擬實驗裝置主要由模型、注入泵、中間容器、氣瓶、產出分離計量及相機組成。低壓實驗的模型單側可視化，正面裝有一塊20 mm 厚鋼化玻璃，通過相機拍攝實驗過程中模型的圖像（圖1）。

圖1 實驗模型參數(shù)圖（水平井長度：400 m）

1.2 實驗步驟

（1）安裝模擬水平井（用雙重篩網做防砂處理），安裝模型玻璃蓋板，試壓。

（2）根據各層設計滲透率采用不同目數(shù)的玻璃微珠填砂。

（3）模型飽和水（無色），再從頂部飽和氣體，從模型底部飽和模擬地層水（甲基橙染色），從模擬井飽和油（蘇丹紅染色），滲透率由低到高逐層飽和。

（4）連接氣液分離計量裝置、模擬氣頂氣瓶和模擬邊水的中間容器，緩慢打開水平井開始生產。

（5）實驗過程中記錄氣體體積、產水體積和產油體積，用相機間隔一定時間拍照。

2 實驗結果及分析

2.1 衰竭開采

中間層位（1 000 mD）相對滲透率較高，飽和油階段照片顯示顏色明顯偏紅，天然能量開發(fā)結束后，顏色也在三個層系中為最淺，表明高滲層位原油驅替效果較好，剩余油主要分布在靠近氣頂高部位200 mD 和400 mD 兩個層。

2.2 衰竭開發(fā)后期轉屏障注水

H 油田的氣頂能量充足但邊水能量較弱，為研究這類油藏的開發(fā)特點及中后期轉屏障注水的可行性，開展了二維物理模擬實驗，結果見圖2、圖3。實驗進行30 min 后，出口端見少量氣體，見氣時間早于中等邊水，135 min 后見水，見水后產油量下降，屏障注水后產量回升后逐漸降低，后期注水有一定成效，后期水量增長較快，最終含水率高達90%以上。

圖2 實驗過程中產出特征曲線

圖3 實驗過程中采收率、含水率和氣油比變化

屏障注水后圖像顏色進一步變淺，由于天然能量開發(fā)階段采出油較多，因此，屏障注水后圖像上差異并不明顯，但是仍然可以看出邊水下部位與氣頂部位相比顏色較淺，剩余油主要分布在水平井上部區(qū)域。表明，屏障注水盡管取得了一定成效，但仍然不能彌補由于滲透率差異導致的剩余油分布特征。

2.3 衰竭開發(fā)后期轉分層開采

上述研究表明，H 油田天然能量開發(fā)后剩余油同樣主要分布在水平井上部區(qū)域，為了研究布調整井分層開采H 油田剩余油的可行性，開展了相應的二維物理模擬實驗，調整井為定向井布在氣油界面附近的油層內。調整井開采模擬分為小層合采和小層單獨開采。實驗結果見圖4、圖5。

圖4 實驗過程中產出特征曲線

圖5 實驗過程中采收率、含水率和氣油比變化

天然能量開發(fā)階段無水采收期為135 min，含水率為60%時（實驗開始225 min）關閉水平井，開始分層開采，含水率為90%時（340 min）采用分層單采，首先開采最下層（400 mD），495 min 開采最上層（200 mD），600 min 開采中間層（1 000 mD）。

可以看出，通過逐層單采增油效果明顯，含水率90%以上時分層單采低滲層（200 mD 和400 mD）效果更為明顯，含水率有明顯下降，天然能量開發(fā)采出程度為45.16%，分層單采提高10.85%。分層單采作用明顯，這也說明了滲透率級差對采出程度以及剩余油分布影響較大。

2.4 衰竭開發(fā)后期剩余油挖潛方式對比

對于氣頂邊水油藏來說，整體上若對比增油指標，后期屏障注水效果好于分層開采，若對比油氣當量指標，則布調整井開采效果更好，見表1。

表1 二維物理模擬實驗不同開發(fā)方式對比

綜上實驗研究結果表明：可以采用屏障注水和布調整井兩種方式進行開發(fā)方式轉換，但是考慮到H 油田氣頂邊水窄油環(huán)的特殊性，布新井仍然面臨成本高以及氣竄和水竄的風險。對比方案實施可行性與增油效果，在氣頂邊水窄油環(huán)油藏開采中后期，對于一些低產低效井，應該考慮轉屏障注水開發(fā)。

3 現(xiàn)場應用

以氣竄嚴重、縱向驅替不均衡、剩余油富集、增產效果顯著為優(yōu)選原則，最終選擇兩井組實施屏障注水。該井組受氣竄影響，日產液由初期的平均185 m3降至當前的59 m3，單井最低日產油12 m3，開發(fā)效果有待優(yōu)化。屏障注水井實施后，累增油4.8×104m3，井組提高采收率4.9%。

4 結論與認識

（1）剩余油主要分布在氣頂高部位滲透率相對較低的層位。

（2）對比各方案實施可行性與增油效果，在氣頂邊水油藏開采中后期，屏障注水和布調整井兩種方式均可以提高油藏采收率。

（3）礦場的成功試驗驗證屏障注水對氣頂邊水窄油環(huán)油藏的適用性，為整體注水方案的實施夯實基礎。