南堡2号构造中深层油水相渗曲线分析及应用

刘薇薇，唐怀轶，刘振林，孙彦春

(中国石油冀东油田公司，河北唐山 063004)

南堡2号构造中深层油水相渗曲线分析及应用

刘薇薇，唐怀轶，刘振林，孙彦春

(中国石油冀东油田公司，河北唐山 063004)

针对南堡2号构造中深层高含水、低采出程度的问题，根据归一化油水相对渗透率曲线揭示了油水两相渗流特征，并利用相对渗透率曲线法进行了含水上升和产量递减规律研究，得出南堡2号构造中深层注水开发的基本生产特征。结果表明：南堡2号构造中深层的水相相对渗透率曲线呈下凹型，随含水饱和度的增加，水相相对渗透率的增幅变缓；进入中高含水期排液会比较困难，提液潜力较小；采出程度与含水率关系曲线属于凸型，理论曲线与实际数据吻合较差；开发应有效提高高含水期采出程度；在确定产液速度的条件下，含水上升率和递减率的变化规律一致。

南堡2号构造；相对渗透率曲线；生产特征

南堡2号构造Ed1段属中孔中渗、复杂断块层状岩性构造油藏，埋深-2 500～-3 100 m，平均渗透率254.8×10-3μm2，原油密度0.8390 g/cm3，属正常温压系统，天然能量不足，同步注水开发。南堡2号构造中深层经过几年的注水开发，目前已经进入高含水开发阶段，面临含水率高、开发效果差等问题：含水上升和产量递减趋势十分明显，地下矛盾日趋复杂，区块层间、层内及平面矛盾更加突出，局部地区井网对储层的控制程度较差，注采不均衡，储层动用状况不均衡，油水运动规律复杂，对油田下步开发工作带来很大困难。

含水上升和产量递减规律是注水开发油藏的主要生产特征，认清含水上升和产量递减规律可以更准确地预测注水开发油藏的开发指标。我国在20世纪50年代就开始对注水开发油田含水上升和产量递减规律进行研究，前人也提出了许多研究方法，大致分为四种：相渗曲线法、模型预测法、图版法和水驱特征曲线法[1-2]。本文从油水相对渗透率曲线出发，对油水渗流特征进行分析，利用相渗曲线法进行含水上升和产量递减规律研究。研究成果为南堡2号构造中深层开发调整、控水稳油以及减缓产量递减提供理论依据。

1 油水相对渗透率曲线测定

1.1 实验材料及条件

实验标准：中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5345-1999《油水相对渗透率测定》；实验用油：实验用模拟油黏度为4.8 mPa·s；实验用水：实验用饱和水黏度为0.5 mPa·s；实验温度：70℃；实验岩心：实验用岩心取自南堡2号构造中深层NP2-3、NP203X1和NP23-X2282 3口取心井的天然岩心，岩心具体参数如表1所示。

表1 油水相对渗透率测定实验岩心数据

1.2 测定结果

根据相对渗透率实验数据绘制了南堡2号构造中深层15块岩样的油水相对渗透率曲线，图1为15个岩样归一化后的相对渗透率曲线。

图1 归一化油水相对渗透率曲线

2 油水相对渗透率曲线特征

油水相对渗透率曲线能够综合反映油水两相的渗流特征，而反映油水渗流特征的油水相相对渗透率曲线形态千差万别，一般油相相对渗透率曲线变化趋势大体上一致，水相相对渗透率形态则差异较大[3-4]。根据大多数油田实际资料可划分为水相直线型、水相下凹型、水相上凹型、水相上凸型及水相靠椅型五大类。各类相渗曲线特征明显，形态差异比较大，并且对应不同的油藏开采特点，它们各自有相应的形成机理和流动特点[5-8]。

从图1可以看出，南堡2号构造中深层的油水相对渗透率曲线表现出以下特点：两相共渗区范围窄；束缚水饱和度高，原始含油饱和度低；油相相对渗透率下降快；水相相对渗透率最终值低，仅为14.7%。此外，该油藏的相对渗透率曲线最大的特点是水相相对渗透率曲线呈下凹型。

文献[9-10]中列出了多种水相相对渗透率的计算方法和公式，无论引用什么公式，我们发现都可以把水相相对渗透率(Krw)视为含水饱和度(Sw)的函数，如式(1)所示。

Krw=f(Sw)

(1)

该类型曲线的特点是油相相对渗透率曲线下降快，水相相对渗透率曲线有下凹趋势，通常有一个拐点，偶尔也会出现两个拐点；在高含水饱和度阶段，水相相对渗透率增加幅度变缓，曲线趋于平稳；在残余油饱和度处所对应的水相相对渗透率最终端点值达到最大，最终值比较低。该类型曲线的形成机理一般是由于储集层物性较差，渗透率与孔隙度相对比较低，黏土矿物含量比较高并具有较强的敏感性，主要是盐敏或水敏性，当黏土遇到低矿化度的水时发生膨胀，从而堵塞喉道，增大流动阻力，出现随含水饱和度增加水相相对渗透率增加速度变缓的情况[5]。

综合分析认为，除了上述机理外，南堡2号构造中深层水相相对渗透率曲线呈下凹型的主要原因有两点：首先是由于储层非均质性严重，小孔道的启动压力梯度比较大，注入水优先进入大孔道，水相相对渗透率以直线形式上升很快，而随着注入时间的增加，注入水逐渐进入小孔道，增加了流动阻力，流体流动变得困难，与此同时，水将大孔道中的油分成了小油滴，当小油滴运移至喉道附近时，容易形成“液阻效应”，油水的流动都比较困难，因此，水相相对渗透率增加速度越来越慢，甚至不增加，储层非均质性越严重，渗透率越低，液阻效应越明显；其次是由油水黏度比造成的，油水黏度比为9.6，水驱油为非活塞式驱动，比较容易出现异常的相对渗透率曲线。

3 油水相对渗透率曲线的应用

3.1 无因次采液(采油)指数变化规律

无因次采液指数为某一含水下的采液指数与含水为零时的采液指数(即采油指数)之比，是评价不同含水条件下油井采液能力的指标[11-12]。

在不考虑启动压力梯度的情况下，无因次采液指数(JDL)可表示为：

(2)

QL=Qo+Qw

(3)

(4)

(5)

将式(4)、(5)带入式(2)中得：

(6)

JDO=JDL(1-fw)

(7)

式中：JL——任一含油饱和度下的采液指数，cm3/(d/MPa)；JDL——任一含水饱和度下的无因次采液指数；Qomax——油藏条件下含水为0时的产油量，mL/min；QL、Qo、Qw——油藏条件下的产液量、产油量、产水量，mL/min；kro、krw——油相相对渗透率和水相相对渗透率；μw、μo——水和油的黏度，mPa·s；re、rw——供油半径和油井半径，m；s——表皮系数；k——渗透率，10-3μm2；h——生产层有效厚度，m。

利用式(6)和式(7)以及油水相对渗透率实验数据，即可求出无因次采液、采油指数随含水率的变化规律，图2为归一化无因次采液采油指数曲线。

图2 归一化无因次采液采油指数曲线

从图2可以看出，无因次采油指数递减速度快，随含水率的上升，递减速度一直较快。在中、低含水期，无因次采液指数比较稳定，当含水80%左右时，无因次采液指数出现上升的趋势，但上升值比较小，并不像高渗透油藏那样高含水阶段上升值比较大，说明南堡2号构造中深层进入中高含水期排液比较困难，提液潜力较小，通过提液来实现区块稳产难度较大。

3.2 含水上升变化规律

国内外大量水驱油田的生产数据统计表明：含水率与采出程度的关系可以划分为3种类型：凸型、S型和凹型[13-14]。利用归一化的油水相对渗透率曲线数据绘制了含水率与采出程度的理论关系曲线，如图3所示。从图3可以看出，含水率与采出程度理论关系曲线属于凸型，开采特点为无水采油期短、油井见水早、开采初期含水率上升比较快，后期含水上升开始变缓，高含水期是主要的开采阶段，整体开发效益相对较差。

图3 可采储量采出程度与含水率关系曲线

将理论曲线与实际开发生产数据进行对比，结果表明：该构造油藏没有无水采油期，截至2014年9月的可采储量采出程度仅为29.9%，含水率却已经上升至69.9%，与理论曲线相比，实际含水率明显高于理论含水率，含水上升太快，由此可以说明南堡2号构造中深层开发效果并不理想。

由于含水率的变化受多种因素影响，例如储层的非均质性、原油性质、油藏类型、岩石的润湿性、注采井网、注采条件等，因此油藏实际含水率变化非常复杂。经综合分析认为，南堡2号构造中深层含水上升过快的原因有两点：①该油藏为人工注水开发复杂断块油藏，受注采井网、井距、油藏非均质性、注采强度等因素影响，没有无水采油期，早期含水上升速度明显大于边底水活跃的油藏；②油水黏度比不同，所以含水上升规律不同，一般来说都符合凸型、S型和凹型3种基本模式。

另外，利用油水相对渗透率曲线数据计算了中、低含水期(含水60%)之前的采出程度及其占总采出程度(含水98%)的比例，发现二者的值相对比较低，由此可以说明该油藏在高含水开发阶段的采出程度更高，因此，该油藏开发应该立足延长高含水开发阶段，应有效提高高含水期采出程度。

利用油水相对渗透率曲线数据进一步计算出理论含水和理论含水上升率，绘制出含水上升率、含水率与含水饱和度、含水上升率与含水率的理论关系曲线，见图4和图5。

图4 含水上升率、含水率与含水饱和度关系曲线

图5 含水上升率与含水率关系曲线

从图4和图5可以看出，在油藏注水开发过程中，随着油层含水饱和度的增加，含水上升率先增大后减小。在低含水开发阶段(2%<含水率<20%)，含水上升率上升比较快；到达中含水开发阶段(20%≤含水率<60%)，主力层大面积见水，含水上升加快，含水上升率在含水率为50%左右时达到最大；在高含水开发阶段(含水率≥60%)，含水上升率开始减小，含水率为90%左右时，含水上升率降低到1.5%以下。

3.3 产量递减变化规律

将含水上升率定义为采出1%可采储量的含水率上升值，即：

(8)

式中：fw——含水率，小数；Rf——可采储量采出程度，小数。

含水率和可采储量采出程度可分别表示为：

(9)

(10)

式中：Np——累积产油量，104m3；NR——可采储量，104m3；Q1——年产液量，104m3；Q0——年产油量，104m3。

根据油田实际生产状况及无因次采液/采油指数曲线可以看出：油田生产有定液量生产和定生产压差生产两种方式。南堡2号构造中深层无因次采液指数在中低含水期之下稳定、高含水期上升(图2)，所以可以定液量生产。把式(9)和式(10)代入式(8)，并假设产液量为定值，可得：

(11)

式(11)进一步转化可得：

(12)

式中：Dt——年递减率，a-1，V1——产液速度，%。

式(11)和式(12)分别为定产液量和定产液速度条件下，水驱油田的自然递减率公式。根据式(12)计算递减率，绘制递减率与含水率的理论关系曲线(图6)，从图6可以看出：在定产液速度的条件下，递减率与含水上升率呈正比关系，递减率变化趋势与含水上升率形态(图5)一致，含水上升率越大，递减率越大；从图6还可以看出，产液速度越大，递减率越大。目前产量递减已经过了高峰递减期，产量递减趋势有所减缓。

图6 含水率与递减率关系曲线

综上所述，南堡2号构造中深层油水渗流特征明显，束缚水饱和度高，原始含油饱和度低，两相共渗区范围窄，再加上储层非均质性严重，会加大对低渗油层增注的难度，给注水开发带来一定的困难。为了减缓含水上升和产量递减趋势，提高该油藏的水驱采收率，需要及时开展水驱调整措施，例如采用调剖、调驱、分层注水等技术手段对差油层进行增注，加强其动用程度，控制含水上升和产量递减，其中，控制含水上升将是提高采收率的关键。另外，个别断块可以通过实施加密调整技术，充分动用薄差油层，完善注采井网，实现区块稳产。

4 结论

(1)南堡2号构造中深层两相共渗区范围窄，水相相对渗透率曲线呈下凹型，随含水饱和度的增加，水相相对渗透率的增加速度变缓；液阻效应造成油水流动都比较困难，水相相对渗透率增加速度越来越慢，甚至不增加。

(2)无因次采液指数最终值低，说明进入中高含水期排液会比较困难，提液潜力较小。

(3)含水率与采出程度理论关系曲线属于凸型，其开采特点为无水采油期短、油井见水早、含水上升快，高含水期是主要的开采阶段；开发应立足延长高含水开发阶段，有效提高高含水期采出程度。

(4)在定产液速度的条件下，递减率与含水上升率的变化规律一致，呈正比关系；产液速度越大，递减率越大。

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编辑：吴官生

1673-8217(2015)01-0085-05

2014-10-18

刘薇薇,工程师，博士，1983年生，2006年毕业于大庆石油学院通信工程专业，2013年毕业于东北石油大学石油与天然气工程专业，现从事油气藏开发动态研究工作。

国家科技重大专项“渤海湾盆地黄骅坳陷滩海开发技术示范工程”(2011ZX05050)。

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