直井水平井联合井网与剩余油分布的实验研究

王国栋 唐 洪 罗宪波 侯建伟 张 章 石健聪

(1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452；2. 西南石油大学 地球科学与技术学院， 成都 610500)

剩余油分布规律一直是老油田研究关注的焦点。我国对老油田剩余油的研究始于20世纪80年代，目前已形成多种多样的剩余油研究方法[1-4]。对于剩余油分布影响因素的研究也取得了许多成果，如关于储层非均质性及井网、井距、开采方式对剩余油分布状况的影响[5]，关于砂体厚度、注水方向、单砂体平面接触样式及砂体叠置类型对剩余油分布范围的影响[6]，关于储层孔隙结构差异对剩余油微观分布的影响[7]。水平井网广泛应用于油田开发后，学界对水平井网下的开发效果也有许多研究。武兵厂等人的研究认为，井网布置方式对水平井见水时间影响较大，联合井网的见水时间随着水平井长度的增加而缩短[8]。杜殿发等人论证了直井与水平井联合井网开采的独特优势[9]。赵继勇等人通过数值模拟研究认为，水平采油井、直井注水联合布井方式的开发效果最好[10]。不过，对于联合井网和储层非均质性对剩余油分布规律的影响还少有人研究。

本次研究，结合海上碎屑岩非均质油藏储层特征，根据相似性原理，设计制作点阵式电阻率扫描平板填砂水驱油物理模型，进行直井与水平井的联合井网模拟实验，主要分析平面非均质对剩余油分布特征及规律的影响。

1 实验设计

物理模拟实验是基于相似性原理，在按比例缩小的物理模型中模拟真实渗流与驱替规律，但要完全满足所有相似条件是很困难的。因此，针对具体的实验目的和要求而恰当选取相似参数，这是确保实验结果可靠性的关键。

1.1 油藏概况

本次实验模拟的是渤海湾盆地某油藏的地质条件和开发井网。该油藏属于新近系明化镇组碎屑岩储层，具有高孔高渗特点。其孔隙类型以粒间孔为主，含少量颗粒溶蚀孔，具有较好的孔渗相关性：孔隙度主要集中在25%～40%，平均约30%；渗透率主要集中在0.1～5.0 μm2，平均约1.6 μm2。储层平面非均质性较强，井组内部渗透率级差为2～6。油藏地下原油黏度为8.21～11.74 mPa·s，平均约10 mPa·s。地层水总矿化度为1 483～2 050 mgL，平均约1 788 mgL。主要采用直井注水、定向井和水平井采油的联合井网开发模式，注水井与水平井的井距为400 m，与直井的井距为200 m，日注水量为62～680 m3。油藏的采出程度为18%左右，但综合含水率已达70%左右。储层中分布了大量剩余油，具有较大的开发潜力。

1.2 实验装置

使用的实验装置为平板填砂模型系统，包括实验模型腔体、输入设备和输出设备(见图1和图2)。实验模型腔体的有效体积为500 mm×500 mm×30 mm，用于制作填砂储层模型。为了随时检测填砂储层模型内的水驱油渗流动态，在腔体内部放置了64个等距抗腐蚀电极，组成8×8电极阵列，可以探测实验过程中不同位置电阻率的变化。输入设备为蠕动泵，用于控制注水驱替速度或流量。输出设备包括LCR电桥测量仪和计算机，用于自动检测和记录实验模型腔体内部不同位置在不同时间点的电阻率变化情况。

图1 实验装置示意

图2 平板填砂模型腔体

1.3 模型参数和注采井位

以某典型井组内的平均孔渗参数和平面渗透率级差分布范围为基础，设计均质储层和非均质储层的物理模型，模型的孔隙度和渗透率与实际储层物性基本一致。均质储层模型中，孔隙度约为30%，渗透率约为1.5 μm2。非均质储层模型中，第1组的渗透率级差为4，其渗透率从左到右依次为0.8、1.6、3.2 μm2；第2组的渗透率级差为6，其渗透率从左到右依次为0.5、1.0、3.0 μm2。

注采井的布置如图3所示，模拟实际地层的直井和水平井联合开采井网。图中，圆点表示直井，水平线指示的为水平采油井。模型中，直井采油井与注水井同侧，水平采油井位于另一侧，平行于直井注采井的连线；同时注水井正对水平采油井中部，直井采油井正对水平井跟部。对于非均质储层，考虑到储层流场的特点，直井采油井部署在低渗带；注水井位于中渗带的中间；水平采油井穿过低、中、高渗透区，跟部位于低渗区，趾部位于高渗区。

图3 模型井网布置

1.4 实验参数

为保证实验结果能够反映实际油藏的驱替动态、驱油效果及剩余油分布情况，物理模型与实际井网的几何形态尺寸和渗流动力也要满足相似性原则。在与实际油藏产量比值一定的前提下，实验的流体参数等采用式(1)(2)进行计算。

qmqf=[(lmlf)2(KmKf)(ΔlmΔlf)]

(μmμf)

(1)

Lmlm=Lflf

(2)

式中：qm—— 模型实注量，m3d；

qf—— 原型实注量，m3d；

lf—— 原型水平段长度，m；

lm—— 模型水平段长度，m；

Km—— 模型渗透率，μm2；

Kf—— 原型渗透率，μm2；

μm—— 模型水黏度，mPa·s；

μf—— 原型水黏度，mPa·s；

Lf—— 原型井距，m；

Lm—— 模型井距，m。

将油田原始地层参数和开发参数代入式(1)和式(2)，得到物理模拟实验参数：驱替速度为1 mLmin，水黏度为1 mPa·s，油黏度为20 mPa·s，水密度为1 gcm3，直井与水平井注采井距为0.335 m，直井间的注采井距为0.17 m，水平段长度为0.335 m，实验室温度为20 ℃。

2 实验方案及步骤

在物理模拟实验过程中，通过计量得到产油量、产水量和储层电阻率等参数，利用相关公式计算获得含水率、采出程度、含水饱和度，然后建立水驱特征曲线和含水饱和度分布图，由此分析水驱油规律和剩余油分布规律。

共进行3组实验。第一组为均质模型实验，第二组和第三组为非均质模型实验。每组实验均在相同的水平井段长度、注采井间距离、水黏度、油黏度和驱替速度设置条件下进行，只是渗透率条件有区别。以均质模型实验为基础，将非均质模型的2组实验结果与其进行比对。

实验研究按以下步骤进行：

(1) 制作模型。渗透率级差不同，所需的水泥含量不同。将石英砂和水泥按不同配比混合，填入不同的模型腔体中，用相同的压强压实后密封。为了消除模型边界颗粒正方形排列方式对流体流动的影响效应，填砂前用固体胶对模型内腔壁进行粗化。

(2) 模型饱和水。垂向放置填砂密封后的模型，从模型底部缓慢注水，实时监测电极点的电阻，直到模型中的水从顶部出口溢出(排除模型中的全部气体)，并在各电极点电阻值稳定后，关闭底部注水阀门，计量注入水的体积，计算模型的孔隙度。

(3) 模型饱和油。保持模型垂向放置，从模型顶部以较低流速注入实验油样，从底部阀门排出水。充分利用油水气重力分异作用，使油水界面自上而下缓慢、均匀地向下部推进，直至下部所有排水口不再出水时停止注油，关闭上下阀门，计量注入油的体积。为了使模型充分饱和油，在第一次停止注油后，静置8 h以上，再从模型顶部注入油样饱和。如此反复多次，直到电阻率分布显示均质为止。

(4) 水驱油。水平放置模型，按设计的注水速度开始水驱油实验，测量并记录电极点的电阻率。注水至3 PV时，结束实验。根据计量的采油、采水体积，计算采油速度、含水率、采出程度等参数。

实验结束后，对物理模型中的渗流介质进行取样，测量其孔隙度和渗透率；根据生产测试实验数据，分析水驱特征规律；对比分析不同阶段的电极阵列测试数据及其反演结果，分析剩余油分布规律，讨论储层平面非均质性对剩余油分布的影响。

3 实验结果与讨论

3.1 实验结果

实验与计算结果见表1和图4至图9。其中，见水时间指实验中采油井首次见水时的注水体积倍数，单位HCPV；见水时采出程度，指采油井累计产油量与总饱和油量之比；3 PV采出程度，即注水至3 PV 时的采出程度。

各模型中直井采油井和水平井采油井的综合生产动态特征均展现了无水采油期、含水快速上升期、含水缓慢上升期等3个典型的水驱开发阶段(见图5、图7、图9)。

表1 联合井网水驱油实验数据

图4 均质储层各井累计产液量

图5 均质储层含水率与采出程度

图6 非均质储层各井累计产液量(渗透率级差=4)

图7 非均质储层含水率与采出程度(渗透率级差=4)

图8 非均质储层各井累计产液量(渗透率级差=6)

图9 非均质储层含水率与采出程度(渗透率级差=6)

受流场影响，均质储层的水平井见水时间早于直井；在非均质储层，直井采油井位于低渗区，但其见水时间早于水平井。从见水时的采出程度来看，无论是水平井还是直井，均质储层的见水时间都晚于非均质储层，其采出程度高于级差小、平均渗透率高的非均质储层，但低于级差高、平均渗透率相同的非均质储层。

无论是无水采油期还是油水同产期，水平井的采油速度和累计产油量(或采收率)都明显高于直井，这反映了水平井在开发中的优势。

生产井见水后，直井和水平井的产水量迅速增加，而产油量迅速下降。同时，因水平井的渗流断面面积远大于直井，水平井的产水速度也快于直井(见图4、图6、图8)。

均质与非均质储层的累计产油量变化趋势相似，但累计产水量的变化差异较大。渗透率级差为6的储层，直井和水平井见水后的累计产水量差异较小；除此以外的储层模型中，水平井的累计产水量明显高于直井。这说明注入水在渗透率级差为6的储层中，向直井和水平井方向的渗流速度相当(见图8)；在其他储层中，注入水向水平井方向出现明显水窜(见图4、图6)。

从含水率98%时的采出程度及最终采出程度可以看出，渗透率级差较小、平均渗透率高的非均质储层采出程度低，剩余油数量多，不适合部署联合井网；渗透率级差较大的储层，部署联合井网则具有明显优势，其最终采收率甚至超过了均质储层，尽管其见水时间相对更早。

3.2 储层非均质性对储量动用程度的影响

利用实验数据绘制的甲型水驱特征曲线如图10所示。含水率为98%时的可采储量、动态储量、死油区储量、采收率和平均驱油效率见表2。

均质模型中预测的可采储量、动态储量、采收率和平均驱油效率，均高于级差较小、平均渗透率高的非均质储层，但低于级差高、平均渗透率相同的非均质储层。2个非均质模型的采收率相差8.91%，与实验获得的水驱油规律具有一致性，也说明联合井网适合渗透率级差大的非均质储层，而不适合渗透率级差较小、平均渗透率高的非均质储层。

图10 水驱油实验甲型水驱特征曲线

表2 水驱油实验预测参数对比

3.3 储层非均质性对剩余油分布的影响

根据实验过程中电极阵列测试数据分析含水饱和度变化，结果如图11至图13所示。注入水在进入储层以后向注水井周边渗流，逐渐在直井采油井和垂直于水平井方向上形成2条主要流线。实验结束时，注水井和主流线上含水饱和度高，特别是在注水井与直井连线一带剩余油较少，连线一带以外含水饱和度逐渐降低。在渗透率级差为1的均质储层模型中，剩余油分布的区域主要集中在水平采油井的跟部和趾部附近；在渗透率级差为4的非均质储层模型中，剩余油主要分布于低渗区和高渗区靠近采油井的大部分区域；在渗透率级差为6的模型中，剩余油主要分布于低渗区多数区域和邻近采油井的中渗区域。

图11 不同注水时刻均质储层含水饱和度等值线图

图12 不同注水时刻渗透率级差为4的储层含水饱和度等值线图

图13 不同注水时刻渗透率级差为6的储层含水饱和度等值线图

造成驱油效果及剩余油分布差异的原因，主要有以下几点：

(1) 受联合井网流场的影响，注入水会在储层中形成2条主要的流线：一条是向着直井方向，一条是向着水平井方向。尽管注水井到直井方向的距离短，但水平井生产阻力小，且水平井方向的流动横截面远大于直井方向，因此注入水向水平井方向的压力梯度并不会因几何距离大而变小，水平井方向仍然是渗流优势方向。

(2) 渗透率的差异也会导致注入水向水平井方向的流场强度差异，从而引起注入水波及范围的差异。储层渗透率的级差越大，主流线越向着高渗区偏移，水洗范围越大，最终采出程度越高。渗透率级差为6的储层，主流线分布在高渗区。渗透率级差为4的储层，主流线主要在中高渗交界区。均质储层，主流线分布在中渗区中部。

(3) 非均质储层的高渗区渗透率值越大，注入水在主流线上渗流越快，容易形成优势通道，从而抑制另外的主流线方向上的水洗范围和渗流速度。渗透率级差为4的储层中，高渗区渗透率为3.2 μm2，高于渗透率级差为6的储层和均值储层。因此，渗透率级差为4的储层中，直井的产量较其他储层低，最终采出程度低，驱油效率低。

4 结 论

根据物理模拟实验结果，可得以下结论：

(1) 在平均渗透率相同的均质和非均质储层中，采用相同驱替速度及联合井网进行开发，非均质储层见水早，但最终采出程度高，平均驱油效率高。在平均渗透率不同的非均质储层中开发，渗透率级差大而平均渗透率低的储层见水晚，最终采出程度高，平均驱油效率高。联合井网适合于渗透率级差较大、平均渗透率较低的储层。

(2) 在均质储层和渗透率级差为4的非均质储层中，剩余油主要分布在水平井的跟部和趾部附近，非均质储层中的剩余油分布范围更广，低渗区的剩余油更多，且延伸至中渗区。当储层渗透率级差为6时，剩余油主要分布于低渗透区和邻近水平井的中渗透区域。