渤海某区域边底水油藏高倍水驱机理及应用

陈 科，何 伟，张旭东，陈毅雯，唐 磊，郑祖号，王 萍

（中海油能源发展工程技术分公司中海油实验中心（渤海），天津 300452）

水驱渗流机理研究是“双高”油田开发后期高效开采的有力保证，是实现渤海油田增储上产重要手段[1]。目标区块是渤海典型的边底水驱动稠油油田，投产至今，综合含水95.5%，采出程度9.5%；围绕海上油田增储上产提高原油产量等问题，对目标油田开展了密闭取心工作。通过密闭取心岩心荧光、白光资料显示，经过长期注水开发，油藏存在强水淹层区域[2，3]。针对此现象，在室内开展了高倍水驱油实验，同时通过CT 扫描驱替技术进行了高倍水驱过程中油水分布的定量描述，明确了高倍水驱提高采收率机理；在物理模拟实验基础上，开展了数值模拟工作，明确了目标区块后续开发策略。

1 实验部分

1.1 实验试剂与仪器

CaCl2、NaCl、MgCl2·6H2O 等均为分析纯，天津市大茂化学试剂厂；

德国Bruker 公司生产的1173 型号X 射线断层CT 扫描仪。

1.2 高倍水驱油效率实验规律研究

根据标准《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》（GB/T 28912-2012）开展高倍水驱油实验，得到油水两相相对渗透率曲线及驱油效率曲线。

1.3 CT 技术表征高倍水驱提高采收率机理研究

选取目标区块岩心柱塞，经过热缩套包封之后，进行高倍水驱机理研究。

2 实验结果及分析

2.1 高倍水驱油效率实验结果

2019 年，目标油田4 口密闭取心井资料显示，在注水井及优势通道附近存在强水淹段、剩余油饱和度较低的特征。通常情况下，室内进行的水驱油实验驱替倍数一般不超过30 PV，与目标油田数模软件获取的过水倍数数值有很大的差距。同时，前人研究表明水驱开发过程中储层特征参数会随之发生变化，高倍数注水冲洗会使得岩石润湿性、孔隙结构发生变化，水洗效率增加[4，5]。本次选了目标油田有代表性的岩心，在20 ℃下，开展了2 000 PV 高倍水驱油实验，明确了目标油田极限驱油效率，实验结果（见表1、图1）。

由表1、图1 可知，由于油水黏度比较高，水驱指进现象比较明显，岩心无水采油期较短为3.3%～5.0%。在含水为98%时，平均采出程度为32.4%，驱油效率较低；2 000 PV 极限驱替之后，岩心最终的平均驱油效率为63.9%，相对于含水率98%时，采出程度平均增加了31.5%，增油效果明显。同时，随过水倍数的增加，岩心含油饱和度呈下降的趋势，在500 PV 之前，含油饱和度下降明显。实验表明，通过增加过水倍数能够提高岩心的水驱效率。

2.2 高倍水驱油相渗实验结果

油水相渗曲线作为数值模拟分析重要的基本参数之一，其形态特征对数值模拟结果有较大影响，如果能准确的描述高倍数驱替后相渗形态的变化并应用于数模分析中，那么对油田未来开发方案的制定以及采收率的预测将会有很大帮助[6]。本实验取目标油田岩心，在20 ℃实验温度下，进行高倍数油水相渗驱替实验，实验结果（见图2）。

表1 高倍水驱油效率实验结果

图1 采出程度/含油饱和度与过水倍数的关系

由图2 可知，见水后，含水急剧变化，迅速达到高含水期，主要是油水黏度差异大造成的；随注入水倍数增加，水相相对渗透率增加，两相共流区变大，残余油饱和度减小。随含水饱和度增加，油相相渗急剧降低，水相缓慢增加，主要原因是原油黏度较高，较多的滞留油致使水相阻力较大；高倍数条件下，油水渗流能力均有提高。

2.3 高倍水驱提高采收率机理研究

高倍数水驱油实验研究表明，驱油效率与过水倍数呈正比，但注水冲刷如何提高采收率还不明确，本实验借助比较目前比较热门的CT 驱替扫描实验技术，对驱替过程中岩心微观剩余油赋存状态进行探究[7-9]，明确了高倍水驱提高采收率机理。实验结果（见图3、图4）。

由图3、图4 可知，驱替从原始状态到含水98%时，岩心三维孔隙网络结构中分布着大量的残余油，基本上以网络状为主，水驱波及效率较低。随着注水倍数的增加，岩心三维孔隙网络结构中的剩余油含量明显减小，剩余油零散分布在多孔介质中。同时，剩余油形态由网络状向多孔状、孤滴状剩余油转变，表明波及体积是随着驱替倍数的增加呈增大趋势。驱替至2 000 PV时，网络状残余油含量明显减少，剩余油形态以多孔状、孤滴状为主。

3 目标区块挖潜策略研究

图2 高倍数油水相渗曲线及采液/采油指数与水分流量关系

图3 水驱过程中剩余油含量变化

图4 岩心水驱过程中微观剩余油赋存状态变化直方图

通过前期研究，明确了高倍水驱特征及水驱机理，在地质建模的基础上，进行了高倍数油水相渗曲线调用，同时在目标油田典型工区剩余油分布基础上，确定两口井作为有利加密井位，利用数值模拟进行加密井开发效果预测研究，并与提液预测方案进行效果对比[9-11]，加密方案累产油147×104m3，累积增油28×104m3；含水达94.8%，采出程度达12.47%。提液方案累产油222×104m3，累积增油103×104m3；含水达98%，采出程度达18.9%。提液方案取得的开发效果要明显优于加密预测方案。

4 结论

（1）目标油田油水黏度比较高，水驱指进现象比较明显，岩心无水采油期较短；含水为98%时，平均采出程度为32.4%，驱油效率较低。随过水倍数增加，岩心含油饱和度呈下降的趋势，在500 PV 之前，含油饱和度下降明显。2 000 PV 极限驱替之后，岩心最终的平均驱油效率比含水率98%时增加了31.5%，增油效果明显。

（2）见水后，含水急剧变化，并迅速达到高含水期；含水大于98%后，含水上升率基本不变化。注入倍数越高，两相共流区变大，残余油饱和度减小。

（3）随着注水倍数的增加，岩心三维孔隙网络结构中的剩余油含量明显减小，剩余油零散分布在多孔介质中。同时，剩余油形态由网络状向多孔状、孤滴状剩余油转变，表明波及体积是随着驱替倍数的增加呈增大趋势。

（4）加密方案累产油147×104m3，累增油28×104m3；含水达94.8%，采出程度达12.47%。提液方案累产油222×104m3，累积增油103×104m3；含水达98%，采出程度达18.9%。提液方案取得的开发效果要明显优于加密预测方案。