三维大尺度非均质油藏模型下的剩余油水驱物理模拟实验研究

熊 钰，钟 浩，周文胜，刘 成，苟 梨

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，成都610500；2.中海油研究总院，北京100027）

现阶段来讲，我国大部分水驱油藏已进入中高含水期，但仍然有相当可观储量的剩余油未能被采出[1-2]。普遍的认识是储层纵向非均质性使得注入水单层突进[3]，率先形成注水通道，纵向各层动用程度差异较大导致采收率低[4-5]；主要还是基于渗流力学和平面驱替实验所得到的认识总结，是通识性的概念，少有实验上的长时间测试和观察。而事实上注采井网内沉积韵律、物性等的复杂性决定了水驱流场是高度复杂的，与均质模型下的电模拟流场相比可能相差极大，而对基础井网控制下的复杂结构油藏进行井网加密，现有的方法一般都是采用基于渗流力学方程建立的数值模拟来完成。譬如：目前国外研究报告也很少见大型油藏模型水驱物理模拟实验研究，国内的研究报告涉及的相关水驱物理模拟实验，多从均质模型出发研究了平板模型及柱塞模型条件下进行流场模拟和剩余油分布研究，平板模型驱替压力和温度均较低[6-9]，几乎没有模拟实际井组及对应加密井组下的流场长时测试和时变剩余油分布的三维非均质油藏大模型岩心实验。基于国家重大专项的支持，以实际油田绥中36-1的地质开采情况为背景，在岩心制作研究基础上[10-12]，根据相似准则制作出与储层类似的大尺度非均质井组岩心模型，自制测试设备[13-15]，在高温高压下开展了大尺度9点注采井网到排状加密井网的连续流场测试和剩余油变化时变检测，详细研究了相应的水驱油特征和剩余油分布变化特点。

1 油田概况

图1 实验模拟典型井组的位置及连井剖面Fig.1 Distribution and cross section of typical well groups in simulation experiment

绥中36-1油田位于渤海辽东湾海域。油田目的层为东营组下段，埋深1 175～1 640 m，储层为湖相三角洲沉积，油组储层分布比较稳定，油层呈层状分布，油气分布受构造控制，局部区域同时也受岩性影响：为受构造控制、岩性影响的具有多个油气水界面的层状油藏。各9点注采井组控制范围内沉积韵律各异、油层非均质程度高。图1为选取的实例井井位示意图及部分连井剖面。根据测井资料分析，油组井点平均有效厚度24.7 m，单井最大有效厚度达70.8 m；孔隙度分布在28%～35%，90%以上分布在30%～33%，井点平均孔隙度32%；渗透率分布在0.1～9 μm2，大部分分布在1～5 μm2，井点平均渗透率2.29 μm2。原油具有密度大、黏度高、胶质沥青含量高、含硫量低、含蜡量低、凝固点低等特点，属重质稠油。采用常规注水开发，注入水单层和单向突进比较严重，大段合采存在层间干扰。

2 实验研究方法与步骤

2.1 岩心制作及参数制定

三维大尺寸油藏岩心模型需要与实际储层具有相似性。油藏井间距约为300 m，油藏模拟位置地层埋深厚度为100～200 m，实验室模型厚度最大能做到20 cm。因此，确定模型厚度比例为1∶1 000，两角井间距为26 cm，考虑到模型边界原因，实验模型的长、宽均为30 cm。选用不同目数的石英砂配比进行各层逐级填砂，模拟韵律层以及构造形态，填砂过程埋入饱和度探针压实烘干。根据井组各井所处沉积微相和物性设计了复杂结构非均质性的三维大尺寸岩心及9点井网模式：正韵律层（左侧）、反韵律层（右侧）、复合正韵律层（前侧）以及复合正反韵律层（后侧），能有效模拟绥中36-1实际的储层情况，制作的岩心物性对比按照参考文献[10-12]。图2a为岩心模型，图2b为井网部署俯视。该次实验的重点井放在1号、3号、11号、13号四口角井，1号井与11号井部署在模型右侧具有反韵律特点的角区域，3号井与13号井部署在模型左侧具有正韵律特点的角区域。其中，1号井左侧与3号井右侧区域为平均物性稍好的复合韵律区域，而11号井左侧与13号井右侧为平均物性稍差的复合韵律区域。图2中每个复杂韵律层中的色块颜色由深及浅代表该色块区域的物性（相对的）由差到好，具体各井相关物性见表1。在保证流体黏度不变情况下，时间比例也为1∶1 000，因此，注水强度比例由计算可得，为1∶1 000 000，根据实际井组注水量结合模型后期转为排状注水井网模式，井组注水速度按1 000～3 200 m3/d计算，则转换模型为0.694～2.083 mL/min，具体模型参数换算见表2。

图2 岩心模型Fig.2 Core model

表1 实验岩心模型参数Table1 Core model parameters

表2 模型参数换算Table2 Conversion of model parameters

2.2 实验材料

实验材料主要包括：①三维大尺度岩心模型，长×宽×高为30 cm×30 cm×20 cm，通过预埋布置9点井网和加密井网，每口井均有防砂筛网模拟防砂情况；②实验用油是绥中36-1油田地层原油，64℃下黏度为90 mPa·s；③实验用水是根据绥中36-1油田地层水组成复配的地层水，总矿化度为6 140 mg/L，64℃下黏度为0.89 mPa·s。在进行实验模拟时，所设定原始地层压力和温度条件均与实际油藏一致。

2.3 实验装置及步骤

实验装置为自行研制的三维高温高压多功能岩心流动测试装置，主要由恒压泵、多功能三维模拟流动系统、三维大尺度模拟装置、电阻率采集系统、压力采集系统、饱和度采集系统、油水采集系统等组成（图3）。流场的可视化采用计算机检测各测定压力、温度、饱和度等采用特定软件实时直观显示出来。

实验步骤主要包括：①代表性的三维大尺度岩心模型制作；②岩心模型和束缚水饱和；③将进行步骤②后的岩心装入装置9中连接好管线和饱和度探针，并检查整套装置的气密性；④老化后按9点井网开井生产，记录累产油、累产水、电阻率、压力、饱和度等数据；⑤当地层压力降到饱和度压力时，转排状井网加密注水生产。

2.4 实验方案

在实际实验过程中，9点基础井网和加密井网生产过程和现场实施方案基本一致，同样分为基础井网生产阶段和排状加密生产阶段，两阶段转换点以饱和压力12 MPa为界，同时由于经济原因，海上极限含水率比陆上高，当含水率达到90%时停止采油。

图3 实验装置及流程Fig.3 Experimental device and process

基础井网生产阶段：7号井注水，1号井、2号井、3号井、6号井、8号井、11号井、12号井、13号井开启进行采油，4号井、5号井、9号井、10号井处于关闭状态，用回压阀控制井底流压，生产压差控制在0.8 MPa以内。

排状井网生产阶段：7号井依旧注水，6号井及8号井转为注水井注水，同时开启加密井4号井、5号井、9号井、10号井进行采油，当生产井出口端含水率达到90%时关井。具体实验方案见表3。

3 实验结果与讨论

3.1 模型生产数据分析

基础井网中角井为1号井、3号井、11号井以及13号井共4口井。从图4（图中箭头为6号井、8号井转注并打开加密井时刻）可以看出，4口角井累产油总体趋势呈现出平稳上升，上升速度先快后慢，符合典型水驱生产模式的特征。1号井与11号井两者主流线相似且镜像对称，但因模型是复杂非均质油藏模型，据表2可知位于模型右侧具有反韵律特点位置处的1号井与11号井周围区域非均质性有差异，1号井左侧区域为平均物性稍好的复合韵律区，而11号井左侧为平均物性稍差的复合韵律区，可见两者各自副流线上受到上述区域水动力的影响以反韵律特点对重力下沉的缓解，1号井稳产时间长于11号井，1号井累计产量高于11号井。同样，3号井与13号井两者主流线亦是相似且镜像对称，不同的是3号井与13号井布置在模型左侧具有正韵律特点，3号井右侧区域虽为平均物性稍好的复合韵律区，但此区域是复合正反韵律，中部物性好，大部分注入水进入3号井控制区域的中下部分，此时注入水下沉明显；而13号井右侧区域为复合正反韵律，注入水一定程度均匀进入3号井控制区域得上中下部分，故受此影响，13号井累计产量高于3号井。

表3 9点基础井网到排状加密流场测试和剩余油分布实验方案Table3 Experimental scheme for flow distribution test and remaining oil distribution of nine point well pattern and infilled row shape well pattern

图4 基础井网生产数据Fig.4 Production data of basic well pattern

复杂韵律结构虽对单井控制产量影响明显，但总的来说平均物性较好的反韵律特点区域产量优于平均性稍差的正韵律特点区域。边井（2号井，6号井，8号井，12号井）由于设计了转注，边井不再累述。

加密井由4号、5号、9号以及10号井共4口井组成。此时井网为排状注水井网，能量得到及时补偿，水驱波及面积扩大，但非均质性主导作用明显。故从图5可以看出同在复合正反韵律特点区域的4号井与5号井的累产油曲线形态相似，呈现出前期快速增长中后期增长放缓的趋势；而在复合正韵律特点区域的9号井与10号井的累产油曲线形态也相似，但由于该区域的非均质性更强，其曲线增长趋势缓于上述4号井与5号井。

3.2 模型含水上升规律

根据水驱曲线适用条件和绥中36-1油田油藏特征选用甲型水驱曲线。模型的综合实验生产数据中，知道模型的累产水量和累产油量，其表达关系式如下：

式中：a为水驱常数；b为水驱油藏模型的地质储量常数；Wp为累产水量，mL；Np为累产水量，mL。

对式（1）两边求导，得到：

模型单位时间产水量与产油量比值为生产水油比（Rwo）：

式中：Qw为单位时间产水量，mL；Qo为单位时间产油量，mL。

把式（2）代入式（3），然后取对数，再把式（1）代入，简化得到：

图5 加密井网生产数据Fig.5 Production data of infill well pattern

式中：c、d为水驱常数；Ro为采出程度，%。

模型生产水油比和含水率（fw）之间的关系式为：

将式（5）代入式（4）得到含水率和采出程度之间的关系表达式：

将式（4）代入式（6）得到：

式中：ER为采收率，%。

对式（7）两边采出程度求导，得到：

整理后得到：

图6 不同韵律含水率与含水上升率曲线Fig.6 Curves of water cut and water cut rising rate in different rhythms

含水上升率可以由含水率曲线直接进行计算，并绘制成含水上升率曲线。图6是综合统计生产数据下（把相同韵律位置井的生产数据综合）的不同沉积韵律含水率与含水上升率曲线，综合条件下由于无水采油期短，曲线从端点开始。可以看到，在含水率相同的情况下，反韵律模型采出程度最高、正韵律模型次之、复合韵律模型最低；在相同采出程度情况下，复合韵律模型的含水率最高，正韵律模型次之，反韵律模型最低。3种不同沉积韵律模型的含水上升率基本上都在含水率约为80%时达到最大值，最大含水上升率都约为4%，符合油田含水率在中含水阶段上升最快，在低含水阶段和高含水阶段上升都较慢的特征。总体上在相同采出程度下，反韵律模型含水上升率最小，复合韵律含水上升率最大，符合反韵律模型见水速度最慢、复合韵律模型见水速度最快的特征。实验揭示了注入水单层突进主要存在复合韵律储层中。

3.3 模型开采效果及剩余油分布

图7为饱和度采集，图7a从左往右分别为反韵律、正韵律、复合韵律特点区域的初始含油饱和度切片，图7b从左往右分别为反韵律、正韵律、复合韵律最终含油饱和度切片。将各阶段的数据进行分类后（表4、表5、表6），进一步结合表3可以看出：由于模型复杂非均质性强，各单井控制区域的沉积韵律各异，每口井产量差异较大。对比表4与表5可知，4口角井加密前相对于4口边井距离注水井远、其控制区域非均质性相对较弱，故见水时间晚，其平均产油量高于边井，加密改为排状注水井网后，则主要受非均质性的影响，单井增幅差异较大。对比表5与表6可知，加密后的边井与加密井都是部署在非均质强的复合韵律区，此时注水强度大，产油情况更为复杂。可看出12号井（61.5 mL）与相邻的9号井（50.9 mL）加密后产油量相差不大外，其余单井相差较大。最终采出程度受平均物性的影响，角井采出程度最高（17.6%），边井次之（14.0%），加密井最低（8.0%），模型累计采出39.6%。根据甲型水驱曲线预测模型不设加密井开采最终采收率为29.7%，显示通过布置加密井可提高采收率9.9%。

表4 角井产油Table4 Oil production of corner wells

表5 边井产油Table5 Oil production of edge wells

表6 加密井产油Table6 Oil production of infilled wells

图7 油水饱和度Fig.7 Oil and water saturation

显然，根据前述实验，剩余油分布是不同韵律下综合采油、产水及重力作用等因素共同作用的结果，利用饱和度采集系统可以直观研究该实验剩余油分布情况。从图7看出随着水驱的进行，高渗透带含油饱和度下降明显，水流通道一旦形成，含油饱和度变化不大。正韵律层饱和度分布切片看出，模型受非均质性和重力下沉作用的影响，注入水沿模型底部物性好的透层突破，含水上升速率居中。表3中3号井、8号井、13号井的采油主要是该层水驱产量，可视为主力产层，该层含油饱和度下降幅度明显，而该层模型顶部水驱效果差，剩余油聚集多。值得注意的是模型底部边角区域也存在一定剩余油，该区域处于远井地带距离注水井远，具有较大挖潜潜力。反韵律层饱和度分布切片可以看出，在模型反韵律层重力下沉作用刚好使得水驱波及相对均匀，模型中、低渗透层能够被有效动用，水驱过后剩余油分布较模型正韵律层相对均匀，含水上升速率最小，表3中1号井、6号井、11号井的采油则相对均匀，各层贡献相当，水驱效果相对较好，波及面积相对较大，剩余油主要集中在远井区域附近的低渗透带；而复合韵律层饱和度分布切片可以看出，由于模型小层厚度小，非均质性明显，含水上升速率最快剩余油的分布主要受渗透率的影响，由于受单层突进的影响及复杂的绕流等特性，剩余油主要集中分布在远井为波及区域以及近井低渗透带。

4 结论

1）对于韵律复杂的注采井网，剩余油分布非常复杂，但存在一定的规律：对单一正韵律条件，即使在实验模型条件下注入水下沉也较为明显，剩余油主要分布在正韵律上部；在反韵律条件下注入水能够均匀波及模型各个渗透率层，剩余油主要集中在水动力弱的区域；在结构复杂的复合韵律情况下，剩余油的分布取决于复合结构中水驱作用弱的低渗透带，并不一定是边角井之间无流线穿过区域。

2）实验显示复合韵律储层存在单层突进和绕流，位于这些位置的生产井含水率上升较快，层内剩余油也相对分散、但整体剩余储量相对较高，这些位置和层段在开发调整中值得重视。

3）在基础井网水动力较弱时，通过生产井转注水井以及布置加密井的措施改善了水驱效果，整个模型的采收率为39.6%，比不加密提高采收率9.9%。

5 建议

以上实验结果是在保证最大可能相似性前提下得出，其最终采收率未超过40%。考虑实际油田的更强非均质性，此研究结果可为油田后期调整挖潜及最终采收率标定提供一定的依据，在油田开发后期应以局部挖潜为主，可以考虑聚合物驱来减缓重力作用造成的分异，进一步扩大波及面积，同时部署必要的加密井网进行挖潜。