砂岩油藏特高含水期的水驱特征

李传亮，王凤兰，杜庆龙，由春梅，单高军，李斌会，朱苏阳

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，成都 610599；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

0 引言

由于驱油效率高，许多砂岩油藏都采用了注水开发技术［1］。注水开发油藏的早期表现出能量充足、产量稳定的特征，生产管理相对简单，但油藏见水后，含水会不断上升，产量也随之递减，开发过程变得复杂且难以管理。虽然会采取调剖、堵水及层系井网调整等措施减缓含水上升的速度［2-7］，但总的含水上升趋势并不会彻底改变。含水低于20%为低含水阶段，含水达到20%～60%为中含水阶段，含水达到60%～90%为高含水阶段，含水超过90%为特高含水阶段［1］。我国的许多老油田长时间运行在高含水阶段，科研人员总结出了该阶段的主要生产特征，并提出了许多模型来研究该阶段的水驱规律，童先章［8-9］、陈元千［10-16］、俞启泰［17-19］及其他学者［20-29］都做出了一定的贡献，为科学开发水驱油藏提供了理论指导。

近期一些老油田都无可避免地进入了特高含水期，有些油田还进入了特高含水后期（含水大于95%），特高含水期的水驱特征与高含水阶段有很大不同［15，24-25，27-29］，高含水阶段总结出来的水驱规律不能直接用于指导特高含水期的生产实践，需要研究总结特高含水期的生产特征和水驱规律。本文基于DT 油藏的生产数据，从生产特征和水驱机理出发，研究探讨特高含水期的水驱规律，以期为特高含水期油藏的水驱开发提供理论支持。

1 主要生产特征

DT 油藏于1983 年投产，采用早期注水保压方式开采，采油井数在90 口左右，注水井数在30 口左右。油藏的孔隙度在31%左右，渗透率在350 mD左右，为高孔高渗砂岩油藏，油藏静态地质储量为3 120 万t。截止2019 年底，该油藏已生产36 a，累计产油942万t，采出程度达到30.19%，综合含水达到95%，进入特高含水后期开采阶段。

图1 为DT 油藏的含水和产量曲线，1983—1990 年为低含水生产阶段，持续时间为7 a；1990—1994 年为中含水生产阶段，持续时间为4 a；1994 年进入高含水生产阶段，持续时间为19 a；2013 年进入特高含水生产阶段，持续时间迄今已达7 a。油藏在中低含水阶段的持续时间较短，而在高含水和特高含水阶段的持续时间却特别长。

图1 DT 油藏含水和产量曲线Fig.1 Curves of water-cut and production rate of reservoir DT

油藏在中含水阶段的含水上升速度较快，为11.25%/a，属于中速上升［30］。高含水阶段的含水上升速度趋缓，目前仅为1.3%/a，属于慢速上升［30］。

油藏投产初期因生产井数不断增加，产量也快速上升，1991 年完成建产，油藏达到了峰值产量86.81万t/a，之后便开始了漫长的递减过程，但产量递减与含水上升同步进行且密切相关（图1），含水上升是产量递减的主要原因。目前的产量仅为5.93万t/a，产量水平相对较低。

油藏产量开始递减较快，递减率为19.9%/a，为中等偏快递减［31］。随后产量递减速度趋缓，目前的递减率仅为8.2%/a，为低速递减［31］。

油藏的采出程度曲线（图2）显示，投产初期因采油井数较少其增速较慢，2002 年之前的中高含水阶段增速较快，2002 年之后的高含水及特高含水期增速放缓。目前油藏的采出程度仍然较低，仅为30.19%。

图2 DT 油藏的采出程度曲线Fig.2 Curve of recovery factor of reservoir DT

综合分析不难看出，特高含水期的油藏呈现出了“一高两低”的生产特征：高含水、低产量、低采出程度。这里的“高含水”是指特高含水的意思，即含水高于90%。“低产量”是指与峰值产量相比相对较低的意思。“低采出程度”即不是很高的意思，虽然有少数高含水油藏的采出程度也较高，但大多数油藏的采出程度都较低，通常低于50%。特高含水期的产量递减率和含水上升速度也都相对较低。

特高含水期的生产特征在业界也有“两高”或“双高”的说法：高含水、高采出程度。这里的“采出程度”不是地质储量的采出程度，而是可采储量的采出程度。这里的“高”是特高的意思，即含水和采出程度都高于90%。

“双高”的说法其实并不科学，因为可采储量是很难确定的，而且是随着经济技术条件不断变化的。该说法很容易让人产生误解，误以为油藏开发的很好，地下没有剩余油可以挖潜了。实际上，地下还有很多的剩余油。

2 水驱机理分析

注水开发油藏产出的油，都是注水驱替的结果，但从图2 的采出程度曲线上可以看出，油藏早期的注水开发效果较好，而后期的注水开发效果变差。注水开发效果变差，是由于剩余油的分布趋于离散的结果。

在注水开发初期，油藏里的油全部处于连续状态，用水直接驱替即可，这就是注水开发过程中的“水驱采油”（图3）。水驱采油的耗水率为1，即采出1 m3原油仅需1 m3水。水驱采油的注水利用率为100%，即注到地下的水全部用来驱油，没有无效循环。

图3 水驱采油Fig.3 Oil recovery by water driving

对于连续性差或离散度高的原油，用水很难直接驱替，水会在油的周围产生绕流，需要靠侧边水流的拖曳作用采油，驱油的力量较弱，用水量较大，存在无效循环，这就是注水开发过程中的“水洗采油”（图4）。水洗采油的耗水率大于1，即采出1 m3原油需要的水量大于1 m3。水洗采油的注水利用率小于100%，即注到地下的水没有全部用来驱油。

图4 水洗采油Fig.4 Oil recovery by water flooding

因此，注水开发有两个基本的开采机理：连续型剩余油的水驱采油和离散型剩余油的水洗采油。显然，油藏开发初期以水驱采油为主，开采效果较好；而油藏开发后期的特高含水期则以水洗采油为主，开采效果变差。水洗采油的采油速度比水驱采油慢（图2）。每个油藏的注水开发过程都会由初期的水驱采油向后期的水洗采油转变，转变的时机及快慢程度取决于所采用的开发措施。

图5 为DT 油藏的注水利用率和耗水率曲线。该图显示，注水利用率不断降低，目前只有28.1%，而投产初期的注水利用率高达90%左右，大量的注入水都没有发挥驱油的作用，成了无效注水。所谓注水利用率，是指注入水中用于驱油的水量占总注水量的百分数，通常称作存水率［32］，即

图5 注水利用率和耗水率曲线Fig.5 Utilization ratio of water injected and water consumption ratio of oil produced

式中：α为注水利用率，f；Wp为油藏累产水量，m3；Winj为油藏累注水量，m3。

只有注采平衡或注采欠平衡时的存水率才等于注水利用率，而过平衡开采时的存水率则大于注水利用率。DT 油藏基本为注采平衡开采。

图5 显示油藏开发的耗水率不断增大，采油需要的注入水越来越多，目前已高达3.87，而投产初期的耗水率仅在1 左右。所谓的耗水率，是指采出单位体积原油需要注入的水量［32］，即

式中：β为耗水率；Np为油藏的累产油量，m3。

很显然，投产初期的注水利用率高，耗水率低，注水开发效果较好；而特高含水期正好相反，注水利用率低，耗水率高，注水开发的效果变差。

实际上，被水驱替过的地层中还存在残余油。注入水的驱油效率，定义为能够被水驱替出的油量占地层原始油量的百分数，即

式中：Ed为驱油效率，f；soi为原始含油饱和度，f；sor为残余油饱和度，f；swc为束缚水饱和度，f。

地层的非均质性［图6（a）］和注采井网的设置［图6（b）］，会导致一些含油区域不能被注入水有效波及，注入水以舌进的方式推进而不是均衡推进，未波及区域的油无法采出，因此，波及效率会严重影响注水开发的效果。波及效率用波及系数来衡量，波及系数定义为注入水波及的油藏体积占油藏总体积的百分数。油藏的体积波及系数通常表示为面积波及系数与垂向波及系数的积［33］，即

图6 注水波及情况Fig.6 Sweep by water injected

式中：Es为体积波及效率，f；EA为面积波及效率，f；Ez为垂向波及效率，f。

较高的流度比和储层岩石的微观非均质性会导致注入水的黏性指进现象［33-34］，并最终导致非活塞驱替（图7），致使水的驱油过程是一个漫长的低效过程，而不是活塞驱替的高效快速驱替过程。非活塞驱油需要一定的时间。流度比越高、微观非均质性越强，黏性指进现象就越严重。

图7 非活塞驱替油水饱和度分布Fig.7 Saturation distribution in process of nonpiston-like displacement

水驱开发油藏的采收率一般写成下式［33］

式中：ER为采收率，f。

由式（5）可以看出，影响水驱采收率的因素主要有波及系数和驱油效率两个因素，人们根据式（5）提出了许多提高采收率的措施，如化学驱、层系细分和加密井网等，但是，采收率并不是一个即时参数，只有到了油藏开发结束时才能知道采收率的大小，因此，提高采收率的措施在矿场上都是通过提高采出程度来具体体现的。式（5）显然没有考虑驱替过程，只考虑了驱替效果，为此，本文把它修改成下式

式中：Ro为采出程度，f；Ef为水洗程度，f。

油藏的水洗程度不是常数，而是随驱替过程不断升高的1 个变量，水洗程度定义为

式中：sw为油藏水驱过程中的含水饱和度，f。

由式（7）可以看出，油藏投产之初的水洗程度为0，随注水开发过程的不断进行，水洗程度也不断提高，地层可动油全部驱出时的水洗程度为100%。当驱替完全时，油藏废弃，式（6）即趋于式（5）。

根据式（6），提高油藏采出程度的方法有3 个：扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。这样就可以把水驱油藏划分成了3 个区域：未水洗、弱水洗、强水洗（图8）。未水洗区就是未波及区，开发该区剩余油的方法就是扩大波及，即提高波及系数Es。弱水洗区就是水驱时间短、水洗程度低的区域，剩余的可动油多，开发该区剩余油的方法就是加深水洗，即提高水洗程度Ef。强水洗区就是水驱时间长、水洗程度高的区域，剩余的可动油少，且以离散油为主，开发该区剩余油的方法就是提高水的驱油效率，即提高Ed。提高驱油效率的化学驱方法比较费钱，矿场上可以采用长期水洗或周期注水浮力驱油的方法提高驱油效率。但由于水洗采油的效率较低，仅靠水洗采油难以获得好的经济效益，因此，高含水期的油田开发仍应以扩大波及为主，这样就可以在提高波及效率的同时带动驱油效率一起提高。

图8 油藏水洗程度分布Fig.8 Zones of flooding degree in oil reservoir

与式（5）相比，式（6）多了1 个水洗程度参数，也就是考虑了水洗过程，长期水洗也是提高采出程度的措施之一。

3 水驱曲线特征

对于注水开发的油藏，含水率进入高含水阶段之后，油藏的累产水量与累产油量之间通常满足下面的甲型水驱曲线方程［8］

式中：a,b为水驱常数。

图9 为DT 油藏的甲型水驱曲线，由曲线可以看出，水驱曲线在高含水阶段近似为一直线，在特高含水期出现上翘，说明水驱效果变差，水驱状况有所恶化。

图9 DT 油藏甲型水驱曲线高含水阶段直线段Fig.9 Linear part of water drive curve type A of reservoir DT at high water-cut stage

DT 油藏在高含水阶段的水驱曲线方程为

水驱曲线上翘，主要是特高含水期地层中的连续油被驱替成离散油的结果。在中高含水阶段，地层中的油水皆为连续相，各自沿着自己的流道流动，油水按比例流出地层，水驱油的过程主要是不断扩大波及［图10（a）］，因此水驱曲线近似为直线。该阶段以水驱采油为主，但是，到了特高含水期，注入水的波及程度很高，进一步扩大波及的难度增大，注入水波及区的连续油被驱替成了离散油［图10（b）］，大量的注入水沿着自己的水道流出地层而没有起到驱油的作用，因此，水驱效果变差，产水增多，曲线上翘。该阶段以水洗采油为主。

图10 注水驱替过程中油水分布变化Fig.10 Saturation distribution in oil reservoir exploited by water injection

水洗采油之所以比水驱采油困难，主要是由于Jamin 效应所致（图11），油滴被毛管压力（pc）卡在喉道处［36］，渗流阻力增加，流动困难，而连续的油流则没有Jamin 效应（图12）。

图11 Jamin 效应滞留油滴Fig.11 Oil droplets retained by Jamin effect

图12 连续油流没有Jamin 效应Fig.12 No Jamin effect in continuous oil flow

由水驱曲线方程（8）可以导出水油比方程，即

式中：Rwo为油藏的水油比；Qo为油藏的产油量，m3/a；Qw为油藏的产水量，m3/a；N为油藏的地质储量，m3；c，d为水驱常数。

式（10）可以用来对油藏的水油比数值进行预测，还可以用来预测油藏的水驱采收率，把式（10）写成

当水油比达到49（含水率达到98%）时油藏停止生产，此时的采出程度即为油藏的采收率

把式（9）中的参数代入式（10），得水油比方程

把式（17）的参数代入式（16），得油藏的水驱采收率为ER=40.88%。

由于水驱曲线后期上翘，用高含水阶段的数据预测结果偏高，实际的采收率应该用上翘段的数据进行预测。特高含水期的水驱曲线直线段如图13所示，水驱曲线方程为

图13 DT 油藏甲型水驱曲线特高含水期直线段Fig.13 Linear part of water drive curve type A of reservoir DT at extra-high water-cut stage

由式（18）得水油比方程

由式（19）通过式（16）预测的油藏水驱采收率为ER=35.99%，比用高含水阶段的水驱曲线直线段预测的采收率低了4.89%。

油藏的含水率定义为

式中：fw为含水率，f。

含水率与水油比之间的关系为

把式（21）代入式（10），得含水率与采出程度之间的关系方程

把式（16）与式（22）结合，得

由式（17）知高含水阶段的水驱常数d=13.782，预测采收率为40.88%；由式（19）知特高含水期的水驱常数d=18.72，预测采收率为35.99%。用高含水阶段的数据，通过式（23）绘制的含水率曲线如图14 所示。由图14 可以看出，油藏的实际含水率在高含水阶段基本沿着采收率为41%的曲线运行，但到了特高含水期，曲线上翘到了采收率为36%的曲线，生产状况有所恶化。

图14 用水驱曲线参数拟合含水率曲线Fig.14 Water-cut curve matched by water drive curve parameters

4 水油比曲线特征

通过DT 油藏的生产数据绘制的水油比曲线如图15 所示，与甲型水驱曲线类似，特高含水期也出现了上翘现象。高含水阶段的水油比曲线方程为

图15 DT 油藏高含水阶段水油比曲线Fig.15 Water oil ratio curve of reservoir DT at high water-cut stage

把式（24）的参数代入式（16），得油藏的水驱采收率为ER=38.12%。

由于曲线已上翘，用高含水阶段的数据预测结果偏高。若采用特高含水期的数据进行预测（图16），得水油比曲线方程为

图16 DT 油藏特高含水期水油比曲线Fig.16 Water oil ratio curve of reservoir DT at extra high water-cut stage

用式（25）预测的油藏水驱采收率为ER=32.53%，比用高含水阶段的水油比曲线的直线段预测的采收率低了5.59%。

由式（24）知高含水阶段的水驱常数d=18.21，预测采收率为38.12%；由式（25）知特高含水期的水驱常数d=45.13，预测采收率为32.53%。分别代入式（22）绘制出的含水率曲线如图17 所示。由图17 可以看出，油藏的实际含水率在高含水阶段基本沿着采收率为38%的曲线变化，但到了特高含水期，曲线上翘沿着采收率为33%的曲线变化，生产状况有所恶化。

图17 用水油比曲线参数拟合含水率曲线Fig.17 Water-cut curve matched by water oil ratio curve parameters

用水驱曲线和水油比曲线预测的采收率数据对比情况如表1 所示，由表中数据可以看出，用高含水阶段的数据预测的采收率，比用特高含水期数据预测的采收率高，平均高出了5.24 百分点。每个油藏的注水开发都会出现这种差别，只是差别的大小不同而已。

表1 水驱曲线与水油比曲线预测采收率对比表Table 1 Comparison of recovery efficiencies predicted by water drive curve and oil water ratio curve

5 结论

（1）注水开发油藏在特高含水期呈现出“一高两低”的生产特征，即高含水、低产量、低采出程度。产量递减率和含水上升速度也都相对较低。地下还有很多的剩余油可以挖潜。

（2）注水开发油藏的采油机理可分为水驱采油和水洗采油两个基本形式，水驱采油的对象为连续油，开采效果较好；水洗采油的对象为离散油，开采效果较差。油藏开发初期以水驱采油为主，然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程。

（3）油藏高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线，特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘，表明水驱采油向水洗采油过程的转变，开采效果变差。

（4）用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高，DT 油藏平均高5.24%。

（5）提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的，具体包括3 个方面：扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。长期水洗也可以提高油藏的采出程度。

（6）特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主，并带动驱油效率一起提高。