强天然水驱油藏开发机理实验研究

张振涛，姜汉桥，李俊键，雷占祥，肖康，刘洪霞

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

强天然水驱油藏开发机理实验研究

张振涛1，姜汉桥1，李俊键1，雷占祥2，肖康2，刘洪霞1

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

针对已有的水驱相似准则体系，引入敏感因子，利用数值模拟方法研究各相似参数的敏感性，确定相似参数的主要敏感因子介于10-1～101。结合油藏实际情况，设计了满足几何相似、运动相似和动力相似的重力占优和黏滞力占优物理模型及水驱油模拟实验，研究了不同驱动力占优条件下的油藏水驱开发特征及剩余油分布特征，为挖潜方向提供指导。模拟实验结果表明：黏滞力占优模型前期含水上升速度快，含水率曲线呈“厂”字形，指进现象较严重，但总体上波及程度较高，采出程度较高；重力占优模型前期含水上升较慢，注水后含水快速上升，顶部富集剩余油，后期开发潜力较大。

重力占优模型；黏滞力占优模型；相似理论；电阻率法

0　引言

厄瓜多尔强天然水驱油藏，初期依靠天然能量开发，采用边部注水的开发方式，后期逐渐扩大水驱规模，但仍采用边部注水为主、内部注水为辅的开发方式［1-2］。油藏西部区域以黏滞力为主要驱动力，东部以重力为主要驱动力。目前该区块的开发已进入高含水率和高采出程度的“双高”阶段，含水上升快、产量递减快、储层单一、调整手段少，控水稳油面临严峻挑战。

由于天然水驱油藏的油水运动规律与人工注水油藏存在显著差异，适用于人工注水油藏的水驱机理、剩余油描述和挖潜的技术手段不能照搬到强天然水驱油藏［3］。本文以强天然水驱油藏中重力占优单元和黏滞力占优单元为研究对象［4-7］，根据相似理论设计重力占优和黏滞力占优物理模型并开展水驱油模拟实验，研究不同驱动力占优方式下的油藏水驱开发特征及剩余油分布特征［8-13］。

1　物理模型及模拟实验

1.1相似参数选择

针对已有的水驱相似准则体系，采用数值实验的方法分析各个相似参数的微小改变对于表征实验结果的目标函数的影响程度，通过比较影响程度的大小来判断相似参数的主次关系［7］。

式中：Kcwo，Krow分别为束缚水条件下和油相及残余油条件下的水相渗透率，10-3μm2；Ko，Kw分别为油相、水相渗透率，10-3μm2；xR，yR，zR，xp，yp分别为几何相似参数；h为油层厚度，cm；qw为流量，cm3/s；Sw，So分别为含水、含油饱和度；Scw，Sro分别为束缚水、残余油饱和度；φo为孔隙度；θ为接触角，（°）；Co，Cw，Cφ分别为油、水、孔隙压缩系数，MPa-1；μo，μw分别为油、水黏度，mPa·s；ρo0，ρw0分别为油、水密度，g/cm3；po0，pw0分别为油、水压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；poi为地层初始压力，MPa；J为修正的Leverret J函数。

在实际数值计算中，引入敏感因子Si表征实验结果的目标函数的影响程度，敏感因子定义式如下：

式中：wi为畸变系数；a0为模型与原型相似时采收率曲线和无因次时间轴所围的面积；Δaim为第i个相似参数畸变后的采收率曲线与完全相似时采收率曲线的偏离程度；下标m表示实验模型、p表示油藏原型。

在对相似参数进行敏感性分析时，认为注采井的相对位置保持相似，不对注采井位置的相似参数进行畸变，其他相似参数的敏感因子都是在给定的相似参数值条件下计算得到的。计算时令wi分别等于+1%和-1%，采用数值模拟方法，依次对各个相似参数的敏感性进行分析，敏感因子如图1所示。

由图可以发现，各个相似参数的敏感因子量级为10-5～100。敏感因子大，说明该相似参数对于实验结果影响程度大，从而定量地确定了各个相似参数的主次关系。分析认为，敏感因子为10-1～101的相似参数是主要的，主要为π4，π5，π10，π11，π12，π13，π16，π22，π24。

图1　相似参数敏感因子

因此，在物理模拟过程中，几何相似参数、束缚水饱和度、残余油饱和度、初始含水饱和度、毛细管力、重力及井底压力是非常重要的相似参数，要尽可能满足。

1.2实验模型建立

本区块受重力作用影响较大，因此必须要考虑重力对开发效果的影响。因而重力占优模型和黏滞力占优模型的设计均遵循重力与驱动力比值相似的原则，放松了几何相似，选择30 cm×30 cm的模型。为了更真实地模拟地层，根据选择的相似参数设计实验模型的各项参数（见表1）。

表1　重力占优与黏滞力占优实验模型参数

制作的重力占优与黏滞力占优实验模型均为胶结模型。其中，重力占优模型共计部署7口直井，1口位于模型中部，另外6口分别部署在模型两端，模型一端内部放置一个28.0 cm×0.3 cm×6.0 cm水槽，用来模拟边水。此外，模型顶部和底部分别部署7×7对电极，每对电极测量一个点的饱和度；实际黏滞力占优模型井位与电极部署与重力占优模型相同，同样放置一个28.0 cm×0.3 cm×3.5 cm的水槽模拟边水（见图2）。

图2　胶结模型示意

1.3实验仪器和设备

平流泵、抽真空系统（包括真空泵和真空缓冲容器；驱油物理模拟含水饱和度动态分布测定仪，主要用来实时监测不同部位饱和度的变化情况）、量筒、压力表、六通阀、扳手等。

1.4实验流程

本次实验通过改变注水速度，研究在不同注水速度条件下模型的含水率、采出程度和采油速度的变化，并监测含油饱和度的变化情况，为剩余油的进一步挖潜提供指导。研究共进行6组一注一采实验，分别为：重力占优模型3组，注水速度分别为0.90，1.29，1.53 mL/min；黏滞力占优模型3组，注水速度分别为2.04，2.87，3.76 mL/min。实验中胶结模型内不同点的含水饱和度值与电阻值呈单值函数关系，所以含水饱和度值可以通过测量电阻值而间接得到，即应用电阻率法得到含油饱和度的分布。

1.4.1电阻值与饱和度的图版标定实验［14］

1）制作3.0 cm×3.0 cm×4.5 cm胶结模型（与实验驱替模型在物性上保持一致），布设电极。

2）模型饱和地层水，测定电阻值。

3）将油水按不同比例注入模型，并测定电阻值，得到油水不同饱和度下的电阻值。

4）处理数据，得到电阻值与饱和度的关系曲线，求解电阻与饱和度的拟合公式，见式（3）。

1.4.2胶结模型驱替实验

1）模拟边底水开发阶段。打开水槽边部的3口注水井按照实验设定的水侵速度恒速驱替，模拟边水驱，记录出液情况，测定模型上部和下部不同点的饱和度分布，直至采出端含水率达到90%。

2）模拟边底水+人工注水开发阶段。采出端含水率达到90%后，按照实验设计的注水速度加大水槽中部的注水井速度进行恒速水驱，记录出液情况，测定模型上部和下部不同点的饱和度分布，直至采出端含水率达到98%停止。

2　实验结果分析

2.1含水率变化规律

2种模型的含水率曲线如图3所示。由图可以看出，注入速度（v）越大，重力占优模型和黏滞力占优模型的含水率上升越快，无水采油期越短。因黏滞力占优模型水侵速度大，因而其前期含水率上升速度快，含水率曲线呈“厂”字形，而重力占优模型水侵速度小，前期含水率上升较慢，注水后含水率快速上升。

图3　不同注入速度下的含水率曲线

2.2采油速度变化规律

2种模型的采油速度曲线如图4所示。由图可以看出：注入速度越大，重力占优模型和黏滞力占优模型的采油速度越大，后期基本无差异。与黏滞力占优模型相比，重力占优模型水侵速度很小，能力供给不足，因而，前期产油速度递减较快，后期递减较慢。

图4　不同注入速度下的采油速度曲线

2.3采出程度变化规律

2种模型的采出程度曲线如图5所示。由图可以看出，注入速度越大，重力占优模型和黏滞力占优模型的采出程度越高，同时，黏滞力占优模型水侵速度大，能量供给充足，因而与重力占优模型相比较，其采出程度较高。

图5　不同注入速度下的采出程度曲线

2.4剩余油饱和度分布规律

由电阻率法得到2种模型顶部和底部剩余油分布（见图6、图7，其中，a，b，c为顶部，d，e，f为底部）。

图6　重力占优模型剩余油饱和度分布

图7　黏滞力占优模型剩余油饱和度分布

由图6可以看出，注入速度越大，重力占优模型驱替效果越好，剩余油越少，总体来看，重力占优模型顶部富集剩余油，潜力较多，底部波及较好。由图7可以看出，黏滞力模型指进现象较严重，注入速度越大，指进现象越严重，但总体上波及程度较高。

因而，对于重力占优储层，可适当加大驱替速度，增大波及系数，同时部署水平井挖潜顶部剩余油；对于黏滞力占优储层，则可适当减小驱替速度，减小黏性指进程度，进而进一步扩大波及系数。

3　结论

1）针对已有的水驱相似准则体系，引入敏感因子，利用数值模拟方法研究水驱油藏条件下各相似准则的敏感性，确定π4，π5，π10，π11，π12，π13，π16，π22和π24为敏感性较强的相似参数。

2）黏滞力占优模型含水率上升快、产油速度递减快、采出程度较高；同时，指进现象较严重，注入速度越大指进现象越严重，但总体上波及程度较高。

3）重力占优模型顶部富集剩余油，开发潜力较大，底部区域波及较好。

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（编辑王淑玉）

Mechanism of strong natural aquifer reservoir development

ZHANG Zhentao1，JIANG Hanqiao1，LI Junjian1，LEI Zhanxiang2，XIAO Kang2，LIU Hongxia1
（1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Beijing 100083，China）

In this paper，we studied the similarity criterion of water flooding by sensitivity factor.Using numerical simulation to investigate the sensitivity of each dimensionless parameter，it shows that the sensitivity factor is within 0.1-1.0.Based on geometric similarity，movement similarity and dynamic similarity，the gravity-dominant and viscous force-dominant physical models and water flooding simulation experiment were designed.Development features and remaining oil distribution under different driving forces were investigated for potential production.The simulation results indicate that the water cut rises fast and fingers seriously by the viscous force-dominant physical model，but it has large swept volume and high reserves recovery.The water cut of the gravitydominant physical model rises slowly at first，but rises fast after water injection，which has a great potential for developing in the rich remaining oil distribution regions.

gravity dominant model；viscous force dominant model；similarity criterion；resistivity method

国家自然科学基金项目“复杂裂缝潜山油藏水平井堵水封堵机理研究”（51404280）

TE34

A

10.6056/dkyqt201605018

2016-03-30；改回日期：2016-07-25。

张振涛，男，1991年生，在读硕士研究生，从事油气田开发理论与提高采收率方面的研究。E-mail：firezzt@163.com。

引用格式：张振涛，姜汉桥，李俊键，等.强天然水驱油藏开发机理实验研究［J］.断块油气田，2016，23（5）：625-629.

ZHANG Zhentao，JIANG Hanqiao，LI Junjian，et al.Mechanism of strong natural aquifer reservoir development［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：625-629.