海上稠油油田多层合采层间油水渗流规律研究

付云川 王成胜 周文超

摘      要：油水相渗规律的研究是油藏开发的关键，是油田生产预测和数值模拟分析的重要依据。海上稠油油田多层合采条件下，随着开发进行，同一储层内部和不同储层之间的油水渗流状态均有所不同。通过室内实验，研究黏度、驱替压力、储层渗透率对油水相对渗透率的影响规律，结果表明：随油相黏度增大，油水兩相渗流能力降低;随驱替压力增大，两相渗流区域变宽;随储层渗透率降低，油水两相渗流能力降低。根据几种油水相对渗透率研究规律，提出生产调整和提高采收率措施建议，为海上稠油油田多层系综合开发提供技术支持。

关  键  词：稠油油田;多层合采;油水相渗;驱替压力;储层渗透率

中图分类号：TE53        文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）05-0798-04

Abstract： The study of oil-water phase permeability is the key to reservoir development and the important basis for oil production prediction and numerical simulation analysis. Under the condition of multi-layer co-production in offshore heavy oil fields， the oil and water seepage states are different within the same reservoir and between different reservoirs with the development of the oil field. In this paper， the effect of viscosity， displacement pressure and reservoir permeability on oil and water relative permeability was studied through laboratory experiments. The results showed that，with the increase of oil viscosity， the seepage capacity of oil and water phase decreased; with the increase of displacement pressure， the seepage area became wider; with the decrease of reservoir permeability， the seepage capacity of oil and water phase decreased. Based on the research rules of oil and water relative permeability， some measures to adjust production and improve oil recovery were put forward. The paper can provide technical support for the comprehensive development of multilayer systems in offshore heavy oil fields.

Key words： Heavy oil fields; Multi-layer production; Oil-water relative permeability; Displacement pressure; Reservoir permeability

随着海洋石油的高速发展，油田的开发将先后经历上产期、稳产期、衰减期等不同的开发阶段。非均质性严重的多层稠油油藏，由于原油黏度较高的影响，注水开发过程中，水驱的压力梯度较大，每个生产层位在不同驱替速度和驱替压力条件下的油水两相渗流规律也会发生变化。在一套井网多层笼统注水开采条件下，不同层系的渗透率、孔隙度、均质性等物性参数不同，导致吸水能力不同，传导压力性能也不同，层间压力差别很大。层间干扰使层间流体渗流状态发生改变，每个层位的驱替压力梯度、渗流速度等都会发生变化，从而影响油田采收率。本文研究黏度、驱替压力、储层渗透率对稠油油田油水相对渗透率影响规律和影响机制。综合分析油水两相渗流特征和储层性质，用于油田开发参数计算、动态分析及油藏数值模拟研究，为实际生产中的层系组合调整提供指导[1-3]。

1  实验设备及方法

1.1  实验装置

实验装置主要由岩心模型、注入系统、压差检测系统、产出计量系统四大部分组成，除岩心模型外的三大系统均由电脑自动控制。模型本体为岩心夹持器和环压跟踪系统;注入系统为注入泵、高温烘箱和中间容器;压差检测系统为精密压差传感器，用于检测驱替过程中岩心两端压差;产出计量系统为高温高压油水在线分离计量装置，可实现油水两相快速分离计量。

实验岩心使用目标油藏对应层位渗透率的模拟岩心，除黏度影响规律实验外的实验用油使用目标油藏原油配制地层条件下模拟油，根据目标油藏地层水矿化度配制模拟地层水作为驱替流体，实验方法采用非稳态驱替法，根据设计的实验方案进行实验。实验装置流程见图1。

1.2  实验方案设计

①黏度对油水相对渗透率影响规律研究：目标油藏主力层位渗透率岩心，渗透率2 000 mD，分别配制3、50、100 mPa·s三种模拟油，在油藏温度65 ℃条件下进行油水相对渗透率实验3组，恒定驱替速度为0.8 mL/min。

②驱替压力对油水相对渗透率影响规律研究：目标油藏主力层位渗透率岩心，渗透率2 000 mD，配制70 mPa·s模拟油，在油藏温度65 ℃条件下进行油水相对渗透率实验3组，改变驱替速度从而改变驱替压力，驱替速度分别为0.4、0.8、1.2 mL/min。

③储层渗透率对油水相对渗透率影响规律研究：目标油藏三个层位渗透率岩心，渗透率分别为25、650、2 000 mD，配制70 mPa·s模拟油，在油藏温度65 ℃条件下进行油水相对渗透率实验3组，恒定驱替速度为0.8 mL/min。

2  实验结果

2.1  黏度对油水相对渗透率影响规律研究

对于稠油油田，油相黏度很高且远高于水相黏度。随着油相黏度增大，油水黏度比增大，驱替前缘推进不均匀，水驱过程中产生黏性指进现象，油水两相相对渗透率发生变化，减小水驱波及范围，影响油田采收率。由于水膜的润滑效应，稠油系统中，束缚水饱和度处的油相渗透率高于单相流体的渗透率[4-6]。并且对于稠油油田，原油黏度较大，极性化合物含量一般较高，在岩心中更易于吸附在岩石表面，水驱过程中更加容易滞留在孔吼结构内壁而难以被驱替出去，从而占据更多的渗流通道，使油水两相的渗流能力进一步降低[7，8]。

选取目标油田主力层位渗透率岩心，研究不同油相黏度时油水相对渗透率变化规律。实验基础参数设计见表1，结果见图2。

由实验结果可以知道，油相黏度从3 mPa·s升到100 mPa·s，束缚水饱和度降低7%，残余油饱和度升高15%，油相相对渗透率和水相相对渗透率均降低，残余油条件的水相相对渗透率降低39%，共渗点向左偏移了7%。随着原油黏度增加，油水黏度比增大导致了黏性指进，驱替过程中油相的流动性迅速减弱，水相更快地突破形成通道，将部分原油圈闭在孔道中成为残余油，驱替能力下降，残余油饱和度升高，驱油效率降低[9，10]。由于残余油饱和度的升高，原油大量堆集在岩心孔道中不能被驱出，流动能力减弱，同时也对水相的流动造成了很大阻力，导致残余油条件下的油相相对渗透率和水相相对渗透率都降低。

2.2  驱替压力对油水相对渗透率影响规律研究

海上稠油油田多层合采过程中，通常低渗层系的水驱压力较高，层间有较大的压差，从而产生储层流体的流动，储层流体在流向井底的同时，有一部分流体从压力较高的层位流向压力较低的层位，并逐渐达到水驱平衡状态[11，12]。层系组合调整会使不同层系的吸水量产生变化，往往会引起水驱速度的变化，从而引起水驱压力梯度的变化，目前针对驱替压力变化对油藏中油水两相渗流规律影响的研究较少。因此对于某一层位来说，需要研究水驱压力梯度的变化对油相和水相的流动能力、含水规律、残余油饱和度等产生怎样的影响，为生产调整和后续的开发方案预测提供依据。

选取目标油田主力层位岩心，在目标油藏渗流速度范围内，通过改变驱替速度从而改变驱替压力，进行驱替压力对油水相渗曲线影响规律研究。实验基础参数设计见表2，结果见图3。

由实验结果可以看出，随着水驱速度从0.4 mL/min增加到1.2 mL/min，起始驱替压力从0.064 MPa增加到0.263 MPa，残余油条件下的最终驱替压力从0.003 MPa增加到0.015 MPa，束缚水饱和度变化不大，残余油饱和度降低5.64%，油水两相渗流区域变宽。在目标油藏渗流速度范围内，相同注水量时，驱替速度越快压力越高，水驱驱油效率越高。较大的水驱压力梯度能使岩心细小孔隙中的油滴克服贾敏效应被驱替出去，从而提高水驱驱油效率。同时，较大的驱替压力能够克服细小孔道中的毛管力，使水相能够进入尺寸更小的孔喉结构中，从而将原油驱替出去。随着驱替压力的升高，原油更快地被驱出，油相相对渗透率下降较快;更多原油的驱出降低了水相的流动阻力，但较高的驱替速度会增加流动阻力，所以水相相对渗透率上升慢，残余油下水相相对渗透率变化不大，说明残余油条件下的油水两相流动能力变化不大。驱替压力对油水相对渗透率影响特征表明，对于目标油藏主力层位，渗透率较高，储层均质性较好，增加水驱速度可以增加采油速度，并且随着储层含水饱和度上升，仍然有较多的原油被驱出，见水后的产油速度下降缓慢，水驱效果变好。

2.3  储层渗透率对油水相对渗透率影响规律研究

对于海上多层稠油油田，不同层系之间的渗透率也有较大差别，层间非均质性较强。多层合采注水开發时，渗透率高的层位吸水量大，注水受效充分;渗透率较低的层位吸水量少，传导压力性能较差，地层内压力降落幅度大。低渗层与高渗透层相比，层间压力有很大差别，注入水会大量的流入压力偏小的油层，导致各油层不能注入与其自身匹配的注水量，油层中原油无法被充分驱替，驱油效率较低[13，14]。因此需要针对目标油藏的几种不同渗透率的主力层位，研究渗透率的变化对油水相对渗透率的影响规律，从而为下步层系组合调整提供参考依据。

选择目标油田几个不同渗透率层位的岩心，研究油水相对渗透率影响规律，实验基础参数设计见表3，结果见图4。

由实验结果可以看出，渗透率从2 000 mD降低到25 mD，束缚水饱和度升高9%，残余油饱和度升高11.6%，两相流动范围变窄;残余油条件的水相相对渗透率降低23%，共渗点向右偏移了7%。在等渗点之前，油相相对渗透率随着含水饱和度的升高而急剧下降，并且渗透率越低下降趋势越明显。水相在进入岩心后吸附在孔隙内壁上，形成一层不可流动的水膜，对原油的流动产生干扰，压缩了油相的渗流通道，从而使油相相对渗透率迅速降低。渗透率越低，水相在岩心孔隙结构内壁形成的薄膜占据流动通道的体积越大，油相相对渗透率的降低幅度越大[15，16]。并且随着储层渗透率降低，岩心内部孔隙结构变得复杂，喉道半径变小，水驱过程中容易发生卡断效应，水相迅速连通形成通道，油相以油珠的形态残留在细小的孔喉结构中而不能形成连续相，导致油相流动能力迅速下降，残余油饱和度增加。由于残余油的增加，油相占据更多的孔喉中心，产生强烈的贾敏效应，水相在孔隙内壁形成的薄膜结构中流动，导致残余油条件下水的流动性减弱，水相相对渗透率大幅降低。低渗储层的相渗特征表明，水驱过程中无水采油期较短，由于油相相对渗透率下降迅速，含水饱和度稍有增加，将导致储层具有水驱见水后产油速度迅速下降，含水快速上升的特征。

3  结论

①随着油相黏度增大，束缚水饱和度降低，残余油饱和度升高，两相渗流区域变窄，驱油效率降低，油水两相相对渗透率均降低，残余油条件下的水相相对渗透率降低，油水两相在岩心中流动能力变差，共渗点向含水饱和度低的方向偏移，水驱效果变差。在油田开发过程中，可以通过提高注入水黏度或者降低原油黏度，从而降低油水黏度比，提高油水两相的流动能力，扩大水驱波及范围，最终提高采率。

②随着驱替压力增加，束缚水饱和度变化不大，残余油饱和度降低，两相渗流区域变宽，共渗点变化不大，水驱效果变好。对于多层系油田的某一层位，增加水驱压力可以提高采油速度，提高水驱驱油效率，最终提高采收率。

③随着储层渗透率减小，束缚水饱和度升高，残余油饱和度升高，两相渗流区域变窄，残余油条件下水相相对渗透率降低，共渗点向含水饱和度高的方向偏移。海上多层系稠油油田，层间渗透率极差较大时，低渗储层油水渗流状态远差于高渗储层，多层笼统注水开采层间干扰严重，应考虑井网调整、调驱等措施，提高油田采收率。

参考文献：

[1]缪飞飞，杨东东，王美楠，等.油田开发全程储采比计算方法研究[J].石油化工应用，2018，37（8）：55-58.

[2]赵春森，孔祥义，时来元，等.水驱油效果影响因素的数值模拟研究[J].当代化工，2016，45（7）：1640-1642+1646.

[3]李禹，彭昊，王兴坤.层间干扰问题的评价及解决方法研究[J].山东化工，2018，47（8）：114-116.

[4]姜维东，任艳滨，张运来，等.稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究[J].大庆石油地质与开发，2018，27（4）：50-53.

[5]刘庆.江苏油田原油黏度特征及其对注水开发的影响研究[J].内江科技，2018 （6）：76-78.

[6]吴伟.基于测井和统计分析的油水相对渗透率新模型[J].特种油气藏，2018，25 （4）：82-86.

[7]曾勇，金敬镭.油水相对渗透率在八面河油田开发中的应用[J].江汉石油职工大学学报，2004，17 （4）：31-33.

[8]刘子雄.油水相对渗透率在八面河油田开发中的应用[J].石油地质与工程，2016，30（2）：93-95+135+149.

[9]杨滨，方洋，姜汉桥，等.提高高凝油油藏水驱效率实验研究[J].钻采工艺，2012，35（6）：94-97+13.

[10]胡海光，王芳芳.水驱油效率影响因素及计算方法研究[J].兰州石化职业技术学院学报，2013，13（1）：1-5.

[11]黃世军，康博韬，程林松，等.海上普通稠油油藏多层合采层间干扰定量表征与定向井产能预测[J].石油勘探与开发，2015，42（4）：488-495.

[12]田敏，李晓平，李楠，等.低渗透油藏油水两相非线性渗流规律[J].特种油气藏，2011，18（6）：92-95+128-129.

[13]胡雪滨，汪伟英，蒋明煊.异常渗流油藏油水两相渗流特征研究[J].江汉石油学院学报，2014，26（3）：103-105.

[14]杜玉山，杨勇，郭迎春，等.低渗透油藏地层压力保持水平对油水渗流特征的影响[ J].油气地质与采收率， 2015， 22（3）：72-76.

[15]阳晓燕，黄凯，马超，等.不同油藏条件下相渗曲线分析[J].科学技术与工程， 2012， 12（14）：3340-3343.

[16]高慧梅，姜汉桥，陈民锋.储层孔隙结构对油水两相相对渗透率影响微观模拟研究[J].西安石油大学学报，2007，22（2）：56-59.