特低渗透油藏超前注水合理技术参数实验研究

殷代印， 巩象珠

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)



特低渗透油藏超前注水合理技术参数实验研究

殷代印， 巩象珠

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

针对杏71试验区同步注水开发过程中存在的地层压力下降较快、原油脱气严重、产量递减较快等问题，对杏71试验区进行超前注水室内优化进行实验研究，并应用三管并联长条岩心对该区块超前注水合理技术参数进行优选。实验结果表明，当岩心内孔隙压力水平达到120%，注入速度为0.014 mL/min，即可取得较好的开发效果。以实验结果为基础，建立无量纲渗流数学模型，应用相似准则得到现场超前注水合理技术参数，并取得了较好的开发效果。

特低渗透油藏；超前注水；合理技术参数；相似准则

随着我国大部分常规油田已经进入高含水及特高含水期，进一步提高采收率的空间有限。低渗透和特低渗透油田在我国原油储量中比重较大，高效开发低渗透和特低渗透油田已经成为能源接替的重要组成部分[1-2]。杏71试验区属于特低渗透油藏，平均渗透率为4 mD。由于油藏边、底水不活跃，渗流阻力大，导致地层压力下降明显，产量递减快，开发效果较差[3-4]。近几年来，超前注水技术在长庆、新疆、吉林以及江苏等多个油田得到了广泛的应用并取得了较好的开发效果[5]。查阅文献可知：目前超前注水关键参数(注水强度等)的确定方法是根据地层破裂压力，应用经验公式计算得到参数取值范围[6-8]，且现有方法并没有考虑油藏井网条件、油层层间差异、地层原油脱气、流体性质变化等因素，实用性和针对性较差。所以，如何确定超前注水合理技术参数成为该技术在应用过程中最关键、最棘手的问题，且至今并没有形成较为成熟的确定方法[9]。本文应用三管并联岩心驱油实验，将不同渗透率级别的人造长条岩心并联，模拟地层条件下超前注水过程中不同渗透率级别储层压力传导情况以及纵向上不同渗透率储层动用状况。分析得到室内超前注水岩心的合理压力水平、注入速度。以实验结果为基础，考虑井网条件、孔隙体积、水驱特征时间等因素，应用相似准则[10]得到不同井网条件下的超前注水合理技术参数。该方法考虑了油田的井网系统、油藏地质条件以及原油和注入水的物性，能够很好地反映超前注水过程中地层压力传导、层间干扰等现象。

1　区块概况

杏71试验区位于大庆油田杏七区西部，属于特低渗透油藏，平均渗透率为4 mD。按照渗透率大小可将油层在纵向上具体划分为高、中、低三个油层组，其平均渗透率分别为：7、4、2 mD。油层有效厚度8.6 m，地层压力系数1.09，地层压力17.98 MPa，上覆岩层压力36.8 MPa，地层温度75 ℃。在借鉴大庆油田及其他超前注水油田开发经验和油藏工程方法计算的基础上[11-15]，结合利用已有井网，设计超前注水井网方案为125、141、160 m和180 m五点法面积井网，并分别研究在不同井网条件下的超前注水参数。

2　实验条件及方法

为了模拟实际压力系统，根据动力学相似理论计算得到在不同压力水平及注采压差条件下岩心两端的压力值，并在出口端安装回压阀以达到控制压力的目的。另外，由于杏71试验区在开发过程中存在脱气严重的问题，考虑实验的安全性和可靠性，在油藏压力和温度条件下，据原始气油比在岩心内饱和一定体积的CO2，在驱油过程中CO2随着压力的降低从原油中脱离，模拟原油脱气。在此基础上进行实验，可以使得实验结果具有较高的精度。

驱油实验仪器设备主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、回压阀、手摇泵和中间容器等，温度为75 ℃。

驱油实验步骤如下：

(1) 岩心烘干称量干重，抽真空后饱和地层水；

(2) 以20 MPa的压力将CO2注入到原油中；

(3) 用回压阀控制出口压力20 MPa，饱和原油至出口端没有水产出；

(4) 并联岩心，封闭岩心出口，以恒定流量注水，至三块岩心平均压力为p时,停止注入，记录不同时间各岩心末端压力p1、p2、p3；

(5) 根据动力学相似性，即(LzΔγ/Δp)|模型=(LzΔγ/Δp)|油藏，计算模型压差Δp1、Δp2、Δp3，从而得出各岩心注入端压力与出口端压力值；

(6) 打开岩心封口，各岩心均采用恒压驱替，记录不同时间各岩心出口端产出的油、水量，当出口端含水率达98%时，停止实验。

3　实验结果与分析

3.1超前注水压力水平

关闭岩心出口端阀门，以0.01 mL/min的速度向岩心内注水模拟超前注水过程，当岩心内平均压力分别达到90%、105%、110%、120%和130%时，打开阀门进行驱油实验。该过程以同步注水作为参照实验。

保持不同压力水平驱油，综合采收率及各岩心采收率见表1。由表1可知，当岩心压力水平达到120%时，不同渗透率级别岩心的采收率均有较大幅度的提高，压力从120%增加到130%时，综合采收率仅增加0.28%，增幅不大。考虑超前注水时间、注水量以及采收率等因素，选择超前注水压力水平为120%。

表1　不同压力水平下岩心采收率

由表1还可知，随着地层压力水平的增加，采收率也增加，但是增加的幅度逐渐减小。其原因如下：随着地层压力水平的提高，启动压力梯度的影响越来越小，波及系数增加效果不明显。另外，实施超前注水后，岩心的渗透率较同步注水及滞后注水相比有不同幅度的增加，减弱了非达西渗流现象。

3.2超前注水注入速度

关闭岩心出口端阀门，分别以0.010、0.012、0.014、0.016 mL/min和0.018 mL/min的速度向岩心内注水，使其岩心压力水平达到120%时，打开阀门进行驱油实验。该过程以0.01 0 mL/min注入速度为参考实验。

不同渗透率级别岩心在不同注入速度下其超前注水阶段压力变化曲线及高、低渗透层压力差如图1所示。

图1　超前注水阶段不同渗透率级别岩心压力变化曲线及高、低渗透层压力差曲线

Fig.1 Core pressure curves among different permeability levels in advanced water injection stage and the pressure differential curve between high and low permeability layers

由图1可以看出，当注入速度小于等于0.014 mL/min时，不同渗透率级别岩心的压力水平均有所增加，计算可知其压力梯度均大于该区块的启动压力梯度，也就是说当注入速度小于等于0.014 mL/min时，不同渗透率级别的岩心均可以建立有效的驱替压力系统[16-17]。

达到相同压力要求时保持不同注入速度驱油，综合采收率及各岩心的采收率见表2。

表2　不同注入速度下岩心采收率

由实验结果可知：随着注入速度的增加，综合采收率有所下降。当注入速度小于0.014 mL/min时，采收率的下降趋势不明显，当注入速度超过0.014 mL/min时，综合采收率的下降趋势明显。对高渗透率级别的岩心，其采收率随注入速度的增加而增加，但随着注入速度的增加，采收率增加的幅度有所降低。其原因是当注入速度小于0.014 mL/min时，随着注入速度的增加，岩心内的波及体积不断增加，采收率增加明显；当注入速度大于0.014 mL/min时，随着注入速度的增加，岩心内的波及体积增加不明显，但随着流过水量的增加，其洗油效率略有增加，采收率增加不明显。对低渗透率级别的岩心，其采收率随注入速度的增加而减小，且随着注入速度的增加，采收率降低的幅度有所增加，其原因是随着注入速度的增加，高渗透率级别的岩心注入水突进更明显，这就将导致后续注入水无法进入低渗透率级别的岩心内，含水率上升更快，其采收率就会明显降低[18]。同时考虑超前注水时间、各渗透率级别岩心的压力水平、不同渗透率级别岩心的采出程度和综合采出程度等多方面的因素，优选注入速度为0.014 mL/min。

4　实验结果现场应用

无量纲渗流数学模型建立方法如下：

低渗透油藏中的油水运动方程：

(1)

油藏中的物质平衡方程：

(2)

饱和度限制条件：

(3)

初始条件：

(4)

边界条件：

对于油藏外边界，假设为定压边界，则

(5)

对于井筒边界，假设为定压注采，则

(6)

Mo、Mw、M分别为油的流度、水的流度及流体总流度：

(7)

式中，K为绝对渗透率，φ为孔隙度，Kro和Krw分别是油相和水相的相对渗透率，Φo、Φw分别为油相和水相的位势，Φi为初始位势，p为压力，Δp为注采压差，记γ=ρg，G为油水重力势差，Dp为启动压力梯度，则有如下表达式：

(8)

把运动方程带入物质平衡方程，得：

(9)

(10)

联立式(9)与式(10)，得：

(11)

式(9)可化为：

(12)

故渗流数学模型可写成：

(13)

将式(13)在直角坐标系中展开，可得：

(14)

将数学模型(14)无量纲化,具体过程省略。

考虑水驱过程中的重要参数，定义水驱特征时间：

(15)

得到无量纲累积注入量：

(16)

(17)

式中，A、B表示岩心的宽和高，Lx表示x方向的特征长度；Ii为注水强度，m3/(d·m)；Nw为注水井数，口。

应用上述公式得到不同井网条件下的注入强度见表3。

表3　不同井距条件下注入强度

在相应的注入速度下应用相似准则得到不同井网条件下，地层压力水平达到1.2倍时，高、低渗透率储层末端压力差和采收率与注入速度之间的关系曲线如图2所示。

由图2可知，不同井距条件下当注入速度较大时，达到相同压力水平，高、低渗透层压差较大，且采收率存在急剧下降的拐点，因此由该曲线可以判断不同井距条件下的最优注入速度为：125 m井距时为2.624 m3/(d·m)、141 m井距时为2.320 应用实验结果，分别对不同井距的模型设置优选的超前注水合理技术参数，对杏71试验区不同井网进行数值模拟计算，相关参数统计如表4所示。

m3/(d·m)、160 m井距时为2.059 m3/(d·m)和180 m井距时为1.898 m3/(d·m)。

图2　不同井网高、低渗透层压力差和采收率与注入速度的关系曲线

Fig.2Pressure differential between high and low permeability layers and oil recovery curves among the injection rates in different well pattern

表4　不同井网条件开发参数

数值模拟结果显示：与同步注水相比，125、141、160 m和180 m井网初期含水分别降低2.05%、1.73%、1.48%和1.47%，初期递减率分别降低3.84%、2.87%、2.79%和2.47%，采收率分别提高3.85%、3.78%、3.42%和3.50%，开发效果明显改善。

现场根据提供的超前注水参数，并考虑油田实际情况及经济效益最终选择141 m五点法面积井网。提供的实际生产曲线如图3所示。

图3杏71试验区生产曲线

Fig.3The production curves of Xing 71 test area

5　结论

(1) 用渗透率为2、4、7 mD的方岩心进行模拟地层条件下的驱油实验，结果表明超前注水能够有效地提高低渗透油田的采收率。对于杏71试验区，当地层压力水平为120%，注入速度为0.014 mL/min时即可取得较好的开发效果。

(2) 在无量纲渗流数学模型的基础上，引入水驱特征时间，使得室内实验和矿场实践能够有机结合，为室内实验在矿场的实际应用提供新的理论基础。

(3) 所提出的优选低渗透油藏超前注水合理技术参数的方法，以室内实验为基础，以相似理论为依据，考虑油藏井网条件、储层物性、流体性质等因素，实用性和针对性较强，优选的超前注水参数能够有效改善低渗透油藏的开发效果。对于超前注水技术在低渗透油田的进一步推广应用具有指导意义。

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(编辑王亚新)

Research of the Advanced Water Injection Reasonable Technical Parameters in Ultra-Low Permeability Reservoir

Yin Daiyin, Gong Xiangzhu

(ShoolofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

In order to deal with the problems, such as reservoir pressure decreasing rapidly, degassing serious, production decline fast and other issues, in the water-flooding process in Xing 71 test area, the indoor experimental research of the advanced water injection in Xing 71 test area was carried out, and the three parallel cores were applied to get the reasonable technical parameters in the indoor experiment and decide the reasonable technical parameters of the advanced water injection in Xing 71 test area. The results of the experiment showed that, for Xing 71 test area, when the pressure level in core porosity was 120% and the advanced water injection rate was 0.014 mL/min, the indoor experiments could achieve a better development result. Based on the experimental results, the dimensionless mathematical model was established and similarity criterion was used to get the advanced water injection reasonable technical parameters in the field. The results were applied to field practice in Xing 71 test area and the production practice had achieved good development results.

Low permeability reservoir; Advanced water injection; Reasonable technical parameters; Similar criterion

1006-396X(2016)04-0018-07投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-03-09

2016-04-07

国家自然科学基金资助项目“低渗透油藏表面活性剂驱微乳液渗流机理及数值模拟研究”(51474071)。

殷代印(1966-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油藏数值模拟和油田开发动态分析方面研究；E-mail：yindaiyin@163.com。

TE357

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.004