水驱油技术现状及发展趋势

孙 晔

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300450）

1 CT扫描技术的发展现状

CT（Computerized Tomography）是计算机断层扫描的简称，一般是利用光源发射X射线穿透旋转的物体然后扫描中间的断面。系统利用X渗吸探测器捕获X射线并检测其强度，利用该射线衰减信号可以获得重建CT图像所需的完整数据，这些数据接下来通过相应的程序与算法能够重新建立出物体相关的图像。就当前来看，第三代扫描方式、第四代扫描方式是CT系统中比较常用的，其中的算法是平行束重建算法抑或是扇形束重建算法。自从首台CT系统发明后，该技术发展迅猛并被应用到石油工业，用于提供高分辨率的3D岩心模型图像，其分辨率可以达到孔隙尺度，而且该技术是一项无损伤成像技术（图1）。不管是什么胶结类型，高分辨率数字岩心模型能够一定程度定量地考察其中岩心内部的孔隙喉道特征、孔隙空间整体拓扑结构特征及其整体分布情况，比如说孔隙、喉道半径的分布，配位数分布等（图2）。

图1 2mm岩心柱塞三维重构数字岩心模型、拓扑结构及其球棍模型

图2 全尺度数字岩心模型三维重构

20世纪80年代初，Ayral等率先将医用CT引入到石油勘探开发领域，进行油层物理等方面的研究。随后，Jasti等利用体积扫描法获得了岩心多孔介质一系列的扫描图像。关于测量岩心中油的饱和度，CT技术是Wreath所采用的技术。对聚合物驱、二元复合驱及三元复合驱、表面活性剂驱的驱油效果进行比较，Bataweel同样采用了CT扫描技术。Arns等利用高分辨率的CT扫描设备对碳酸盐岩岩心的孔隙结构及岩心物性进行了研究，同时结合数值模拟方法对岩心的渗透率进行了计算。Kumar等研究了剩余油在孔隙中的分布特征（图3）。

图3 2mm数字岩心水驱剩余油分布

相对于西方国家，国内的曹绪龙等校正了CT图像，开发了体积CT测量技术，测量岩心内油水的饱和度；岩心中所剩余油的饱和度会随着不同驱替时刻产生变化，在上述基础上，曹绪龙等也对此进行了进一步的研究。孙卫等基于层析扫描成像技术开展了砂岩微观模型水驱实验，对储层孔隙结构微观特征进行了定量评价（图4）。

图4 全尺度数字岩心模型水驱剩余油分布

就当前来讲，检测并分析油层物性、对特殊岩性的岩心上的孔洞裂缝的分布进行研究、研究微观视角下岩心的空袭结构以及检查测试岩心的机械性能（图5）、研究岩心中所剩余的油分布的规律及其驱替特征、研究如何提高采收率的机理等，均是石油勘探开发中CT技术的主要应用。

图5 三维孔隙结构模型水驱剩余油分布

2 精细注水技术发展现状

2.1 分层注水

低渗透油田在一定程度上有其一定的特质，比如在纵向的开发方面中，所属的层系比较多，而其中的储层也具有严重的非均质性，因此需要分层注水技术，由于各大油田储层性质、流体性质、开采条件、采油工艺以及开发阶段的不同，关于分层注水的层数以及工艺的要求都是不一样的，就其工艺方面而言，分注的层与层之间的距离最小值可以到1.2m，而且使用的工具能够完成四级以上的分注，达到多级分注。而在国外，该方面的技术较为成熟，可以适用于多种油田，其相关的实用工具也比较适合分层注水工艺的标准。总体上已经实现了分层配注水量的要求，同时国外对注水过程要求严格、规范，注重水质，以便减小储层伤害，根据注采参数、地质条件计算得出各油层组配注水量。纵观国内的注水工艺，在20世纪60年代，我国已经在多级分注工艺方面获得成就，其中固定式和活动式的分层配水技术也包含在内。大庆油田采用了分层注水方法，提高了开发效果，之后相继研发成功了各种配水器及多级注水配套工艺，此外，关于防出砂、分层注水的相关注水技术也被研发出来，按照原来的分层进行注水并不能达到要求，这是因为在注水开发的功效上低渗透油田笼统进行的功效比较低，综合考虑地质参数、流体性质、开发参数等多因素，计算合理计算分层注水量是提高油田精细注水的关键，在计算分层配注量方面，国内外主要有静态地层系数法（根据kh劈分）、动态方程法（根据各动静态参数合理劈分）和剩余油法（根据各油层剩余油劈分）[1]，地层系数法考虑因素较少，但计算简单，动态方程法考虑因素较复杂，如何确定各参数所占比重及各参数之间的重要程度多依靠现场经验，人为因素占有较大比例，计算结果不唯一。剩余油法，主要应用数值模拟软件，在历史拟合基础上，量化各层剩余油，据此确定分层注水量。

2.2 注采比

注采比指注入水量与产出液量的比值，与地层压力恢复速度，含水率、含水上升率、油井产量相关，是保持地层压力水平的重要依据。在实际生产中，需充分认识主力油藏，使得地层压力与注采比相匹配，由于各油田储层差异，在地层压力保持合理水平下，为满足精细注水要求，各开发阶段注采比不同。水驱曲线方法、物质平衡方法、类比方法、logistic旋回模型方法、多元回归方法、地层压力与注采比关系方法、阶段存水率图版方法、BP神经网络预测方法等，是在当前看来油田配注的主要方法，不过其中对于logistic旋回模型方法应用大都在油田开发过程的中后期，然而在产量面临递减的状况时会有比较明显的水驱规律，这就更适合用阶段存水率图版法；在根据生产资料的基础上，“有效注采比”的概念被河南省的石油勘探局引用，加上对无效注水比例的测试与计算，采液的速度与注采比、地层压力保持水平的关系也被推算出来，也进一步帮助油田进行精准细致的注水。大庆油田对各区块生产资料进行了大量的计算，得出不同区块应采用不同注采比分析方法，萨中区宜采用注采比与水油比法，多元的回归方法更适合敖包塔油田，物质的平衡法更适合萨南区，对于将来的注采比变化的规律，回归公式是可以推算出来的，并为各区块注采结构调整提供了建议。

2.3 采油速度

合理采油速度指油田在目前勘探开发技术水平基础上，保证生产井排具有旺盛的生产能力、注水井排较强的吸水能力，同时，采油速度受到油田地质状况、开发条件、流体性质、井网部署等多种因素的控制。就当前而言，对采油速度进行测算的方法较多，其中井网密度关系方法，初始时含水的情况、综合含水率及含水上升速度关系法，采油速度与水驱规律曲线回归系数、采油速度与流动系数、数值模拟法等是主要运用的方法。曲建山等整理分析了相关油田在生产过程中的各种资料，通过对采油速度是流动系数、井网密度的函数分析，进一步得到了采油速度与有效厚度、渗透率以及原油的黏度、井网密度相应数学公式。在开发过程中，不同的阶段对采油速度有着一定的影响，为得到这些影响因素，唐资昌等通过原有的油藏相关生产理论研究数据，分析了不同参数对采油速度的影响程度，包括储层物性、流体性质、原始地质储量、含油面积、注采井数、井网密度等参数。姜凤光等基于两相渗流规律，推导出采油速度与相渗曲线回归系数、综合含水率及含水上升速度三部分呈现出较好的相关性，并分析了各部分对采油速度的影响，建立的数学关系式可用来评价不同含水时期实际油藏的合理采油速度。

2.4 超前注水、地层压力保持水平方面

相关于低渗透油田在存储层的敏感性研究显示，储层岩石的孔隙会随着在地层压力的降低有所收缩，同时其渗透性也会降低，这个过程是单向的，在一定程度上会伤害储层，而超前注水技术在当前是低渗透油藏开采过程中比较常用的方法，能够维持渗流环境、地层压力水平。超前注水是基于非达西渗流提出的改善流体流动性的重要技术，对油田高效开发，提高低含水期采出程度具有重要意义。地层能量和生产压差能够通过超前注水技术得到提高，从而油井能够高效生产并且在生产时间上有所稳定，通畅渗流环境，产量的递减速度也会得到缓解，注水波和体积能得到改善。在这一方面国外较早地进行了研究，提出了早期注水，该学者认为如果保持较长稳产期同时又能缩短开发年限的话，运用早期注水能够实现，Y.Bigno等对低渗透油藏中多分支井的相关效果进行了研究并得出结论，地层压力的升高以及原油动力程度的增大确实是早期注水能够实现的。S.V.Kolbikov等利用数值模拟技术，研究了不同地层压力水平对应超前注水的最优方案。

国内许多学者从理论上对超前注水进行了研究，王瑞飞等对合理的超前注水时机、油井流压进行了研究。闫健等认为超前注水可增加驱替压力、提高水驱波及体积、防止流体性质改变、降低含水上升速度及产量递减率。对于在什么时候注水更加合理、井距离和地层压力的水平对超前注水的效果有什么影响以及储层的物性方面，杨钊等在这些方面进行了研究，这一过程中运用了数值模拟技术。相对于超前注水其中的原理，车起君等研究发现，能够让地层压力比较稳定的方法是先注然后再采，保持较大的生产压差开采，有效克服启动压力的影响，建议先超前注水一段时间后再采取压裂措施能获得更好的开发效果，超前注水的增产效果在开发后期并不大。朱小影等对于超前注水的强度进行了研究，研究发现，超前注水开发效果与合理的注水强度有很大的关系。目前计算注水强度的方法有：在注采平衡的过程中运用数值的模拟方法进行对注水强度的计算，注水过程中的强度与过程中采油的速度、有水井的数量、井与井之间的距离有着一定的关系，这其中的关系生成的推理公式，利用室内实验测得的满管压力曲线确定。

3 结论

通过对水驱油技术现状的分析不难得出，在未来油田发展的过程中，水驱油技术会占有先天的优势，通过对注水井分层注水，计算注采比，控制采油速度，保障地层压力，能够有效地提高油田油井的采收率，为油田的油井产量提供强有力的支持，保障了油田的开采年限。