低渗透油藏常规水驱与二氧化碳驱井距界限研究

于 友，魏建光，张宝忠，李江涛

(1. 中国石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000；2. 陆相页岩油气成藏及高效开发教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318；4. 中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163514)

0 引 言

低渗透油藏相比与常规油藏，不适用经典达西渗流理论，表现出独特的启动压力梯度特征[1-2]。在压力梯度较小时表现为非线性渗流，导致生产规律难以掌握，一定程度上降低了低渗透油藏的开发效益[3-4]。吉林油田扶余油层是典型的上生下储型油藏，油藏类型属于构造或构造-岩性油藏，具有渗透率低、开发难度大等特点。为提高目标区块的开发效果，亟需研究启动压力梯度与不同驱替介质对开发井网设计的影响。近年来，中国学者对启动压力梯度进行了大量的实验研究和探讨：王晓东等[5]解释了各类启动压力梯度的物理含义；王亮亮等[6]发现特低渗透油藏缝网压裂改造区域泄压行为受启动压力梯度影响较大；朱维耀等[7]研究了致密油藏内部渗流状态与启动压力梯度之间的关系，在经济效益的考量下，常规油气藏会尽量采用较大的开发井距，然而，低渗透油藏由于具有启动压力梯度特征，过大的井距会严重降低驱替效率，因此，低渗透油藏在理论上存在最大井距；张鹏飞等[8]开展了真实油藏条件下启动压力梯度的实验研究，并给出了水驱开发的井距优化方法；郭粉转等[9]研究了启动压力梯度对四点井网注水单元波及效率的影响；基于长庆油田特低渗透油田实际情况，史成恩等[10]开展了正方形反九点、菱形反九点与矩形井网提高水驱开发效果的研究。然而，对于考虑启动压力梯度影响的不同驱替方式下井距界限研究相对较少。因此，基于压力梯度测试实验，有必要开展启动压力梯度与驱替介质、井距优化、注采压差的关系研究，对低渗透油藏开发设计提供参考。

1 启动压力梯度实验测定方法

1.1 实验装置

实验装置由注入系统、驱替系统、测量系统3部分组成。注入系统主要为ISCO泵，流速为0.001～100.000 mL/min，工作压力为0～70 MPa；驱替系统主要由恒温箱、岩心夹持器、环压泵、中间容器和管线组成，工作温度为0～200 ℃，工作压力为0～50 MPa；测量系统由油水分离装置、量筒和压力传感器组成，流量测量精度为0.05 mL，压力测量精度为0.001 MPa。

1.2 实验步骤

(1) 岩心准备。将岩心洗油、烘干、抽真空24 h，岩心样品在荧光灯下达到三级标准；测定岩心孔隙度与渗透率；饱和油至采出液不含水，夹持器出口端阀门打开使岩心在恒温箱中熟化24 h。

(2) 恒压注入。岩心两端压差从0.001 MPa逐渐升高，压力点稳定5 h直至没有油流出，再提高压差。

(3) 绘制曲线。依次记录第(2)步的压差和注入流量，直至连续3个点形成线性关系，认为流体进入达西渗流阶段；绘制压力梯度与流量散点图，压力梯度曲线开始不为0时的启动压力梯度为最小启动压力梯度。

考虑到实际致密油藏开发过程中氮气驱容易发生气窜，实验使用的渗流流体为水和二氧化碳。

1.3 岩心基本参数

实验共采用8组岩样，均来自黑71区块扶余油层，岩心参数如表1所示。岩心孔隙度为4.38%～14.56%，渗透率为0.02～1.22 mD，岩心物性参数差异较大，有利于获取代表性实验结果。

2 不同驱替介质下储层启动压力梯度

2.1 水驱储层启动压力梯度

图1为水驱时岩样压力梯度与流量关系曲线。由图1可知，8块不同渗透率岩心均表现出较强的低速非达西渗流特征。当岩心压力梯度达到较大数值时，渗流流量与压力梯度才表现为线性关系，直线段的斜率可用于评价储层水测渗透率(表1)。

表1 扶余油层岩心基础参数Table 1 The core parameters of Fuyu Oil Reservoir

图1 岩样压力梯度与流量关系曲线(水驱)

实验中，统计了水驱条件下8块岩心的最小启动压力梯度与渗透率数据，并绘制了相应的关系曲线(图2)。由图2可知，最小启动压力梯度与渗透率之间满足幂函数关系[10]：

dp/dL=0.0725K-0.675，(R2=0.9889)

(1)

式中：dp/dL为岩心最小启动压力梯度，MPa/m；K为岩心渗透率，mD。

分析图2关系曲线可知，渗透率为0.20 mD是曲线重要拐点。当岩心渗透率低于0.20 mD时，最小启动压力梯度随渗透率的增加快速下降，处于“快降”阶段；当渗透率高于0.20 mD时，最小启动压力梯度随渗透率的升高缓慢下降，处于“慢降”阶段。因此，在低渗透油藏实际开发过程中，储层渗透率低于0.20 mD时，采用储层改造措施能够有效减小启动压力梯度对开发的影响[11-14]。

图2 最小启动压力梯度与渗透率的关系曲线(水驱)Fig.2 The relation curve between minimumstarting pressure gradient and permeability (water flooding)

2.2 二氧化碳驱储层启动压力梯度

图3为二氧化碳驱时岩样压力梯度与流量关系曲线。由图3可知，二氧化碳驱情况下岩心渗流流量与压力梯度同样表现出较强的非达西渗流特征。但与水驱相比，二氧化碳驱的最小启动压力梯度明显变小，表明二氧化碳的驱替效率明显要优于水驱。

图3 岩样压力梯度与流量关系曲线(二氧化碳驱)Fig.3 The relation curve between rock samplepressure gradient and flow rate (carbon dioxide flooding)

实验中同样统计了二氧化碳驱条件下8块岩心的启动压力梯度与其渗透率数据(图4)。由图4可知，二氧化碳驱情况下最小启动压力梯度与渗透率关系同样可由幂函数表征：

图4 最小启动压力梯度与渗透率的关系曲线(二氧化碳驱)Fig.4 The relation curve between minimum startingpressure gradient and permeability (carbon dioxide flooding)

dp/dL=0.0139K-0.827，(R2=0.9250)

(2)

由图1、3可知：相同条件下同一岩心水驱的最小启动压力梯度约为二氧化碳驱的2～4倍。产生该现象的原因主要为：①流体在细小孔喉中的流动阻力一部分来自于毛管力，而毛管力与界面张力呈正相关，油水的界面张力大于油气的界面张力[15]，因此，二氧化碳驱受到的流动阻力相对较小；②流动阻力的另一部分来自于黏滞力，黏滞力与流体黏度正相关，二氧化碳驱替时必然存在二氧化碳在原油中的溶解现象[16]，这会降低流体黏度，从而降低流动阻力。

3 不同驱替介质下合理井距设计

在给定注采压差情况下，井距设计过大，流体驱动压差必然减小，会导致注入井波及范围缩小和驱替效率大幅降低；井距设计过小，部署井数将增加，影响油藏开发效益。因此，有必要给出考虑启动压力梯度影响下的井距界限。

以储层内流体压力梯度的最小值大于最小启动压力梯度作为目标函数来确定合理井距，计算过程中最小启动压力梯度采用上面实验数据。假设注入量与采出量相等，基于“一注一采”模式计算储层压力梯度，则压力梯度计算方程如下[17]。

(3)

式中：R为井距，m；rw为井筒半径，m；dp/dr为流体压力梯度，MPa/m；△p为注采压差，MPa。

联立式(3)、(1)得到水驱情况下最大井距；联立式(3)、(2)得到二氧化碳驱下最大井距。式(3)可以被其他压力梯度计算公式替代，取决于具体注采方式[18-23]。

3.1 水驱井距部署界限

两井之间的注采压力梯度大于最小启动压力时，注采井之间的流体才能流动，结合水驱情况下最小启动压力梯度实验数据与合理井距求解方法，可得到水驱情况下低渗透油藏合理井距确定图版(图5)，图中次纵坐标为不同渗透率和注采压差条件下流体能够克服最小启动压力梯度开始流动的最大井距。由图5可知：采用注水开发、注采压差为25.000 MPa条件下，储层渗透率为0.1 mD时动用条件为井距小于70 m，而储层渗透率为0.2 mD时动用条件为井距小于120 m。可以发现储层渗透率增加导致了启动压力梯度的降低，启动压力梯度降低储层可以采用的合理注采井距也相应有所增加。

图5 低渗透油藏合理水驱井距确定图版Fig.5 The final drawing of reasonable well spacingfor low-permeability reservoirs (water flooding)

3.2 二氧化碳驱井距部署界限

二氧化碳驱合理井距设置与岩心渗透率、注采压差的变化趋势与水驱情况类似，如图6所示。不同点在于井距量级上，由于二氧化碳驱下启动压力梯度较低，其井距相对于水驱情况可以适当增大。相同条件下，二氧化碳驱的合理井距约为水驱的3～5倍。由图6可知，在二氧化碳驱注采压差25.000 MPa条件下，0.05 mD储层动用条件为井距小于120 m，二氧化碳驱注采压差25.000 MPa条件下渗透率0.1 mD储层动用条件为井距小于380 m。

3.3 水驱和二氧化碳驱对比

从图5和图6次纵坐标可得到不同渗透率和注采压差条件下水驱和二氧化碳驱的最大注采井距。扶余油层目前生产压差为25.000 MPa左右，表2为注采压差为25.000 MPa时不同渗透率条件下水驱、二氧化碳驱合理井距对比情况。由表2可知，岩心渗透率越低，合理井距越小，岩心渗透率为0.05 mD时二氧化碳驱合理井距为120 m，渗透率为0.10 mD时二氧化碳驱对应合理井距为380 m；岩心渗透率为0.10 mD时水驱合理井距为70 m，0.20 mD时水驱合理井距为120 m。当渗透率较低时，例如渗透率小于0.10 mD时，采用水驱需要密集部井，会极大增加开发成本；而该情况下二氧化碳驱井距可以设置在300 m以下，属于合理区间，因此，该情况下二氧化碳驱开发比水驱开发更有优势。渗透率较大时，从开发角度讲，水驱与二氧化碳驱均能满足要求，但二氧化碳驱开发成本比水驱高，此时采用水驱开发更有优势。

图6 低渗透油藏二氧化碳驱合理井距图版Fig.6 The drawing of reasonable well spacing forcarbon dioxide flooding in low-permeability reservoirs

表2 不同渗透率条件下水驱、二氧化碳驱合理井距对比Table 2 The comparison of reasonablewell spacing between water flooding and carbondioxide flooding under different permeability conditions

4 结 论

(1) 绘制了水驱和二氧化碳驱时流量与压力梯度的关系曲线，得到不同驱替方式下的最小启动压力梯度，表明相同条件下水驱最小启动压力梯度为二氧化碳驱的2～4倍。

(2) 建立了启动压力梯度与渗透率关系图版，二者呈负相关。当渗透率低于0.20 mD时，启动压力梯度处于“快降”阶段；当渗透率高于0.20 mD时，启动压力梯度处于“慢降”阶段。

(3) 相同开发条件下，二氧化碳驱合理井距上限大于水驱，储层渗透率为0.10 mD是选择二氧化碳驱开发或者水驱开发的重要临界点。储层渗透率为0.05～0.10 mD时应采取二氧化碳驱，合理井距随渗透率的降低而减小，合理井距为120～380 m；储层渗透率为0.10～0.20 mD时应采取水驱，合理井距亦随渗透率的降低而减小，合理井距为70～120 m。