深水浊积水道典型切叠模式水驱波及实验研究

杨 莉 ，胡义升，刘广为，郭 平，杨宝泉

1.中国海洋石油国际有限公司，北京 朝阳 100020 2.油气藏地质与开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500

引言

深水浊积砂岩油田是全球分布范围最广的油藏类型，也是近年来全球油气勘探重大发现的主要来源，研究深水浊积砂岩储层的开发规律，对高效开发该类油田具有重要的现实意义。浊积水道内部构型特征复杂，不同期次水道受到沉积环境的影响，摆动迁移，相互叠置，其中，水道切叠模式是典型的构型模式之一，并且不同期次水道叠置比例是影响储层非均质性和开发效果的重要因素，研究不同复合水道切叠模式下水驱波及规律对深水浊积油藏高效开发井网部署和剩余油挖潜具有重要的意义[1-3]。

目前，国内外学者针对深水浊积砂岩油藏地质构造、不同深水水道构型及连通模式方面已开展了大量的研究[4-10]，但对不同水道构型模式下的水驱波及规律研究相对较少[11-14]，国内学者在水驱渗流实验开展了大量的机理研究[15-20]，但现有物理模型对深水复合水道构型模式下的储层非均质性没有较好地体现[21-26]。为此，建立了大尺度二维剖面浊积砂岩油藏物理模型，在高温高压条件下开展了切叠型复合水道构型模式的水驱波及实验研究，同时，利用数模方法研究不用叠置条件下的水驱特征，深入认识该类地质模式下的剩余油分布规律，为该类地质模式的开发优化和挖潜提供重要的参考依据。

1 切叠型复合水道构型模式特征及其表征

1.1 深水浊积油藏切叠型复合水道构型特征

受地形地貌、沉积环境、物源供给及水动力等多种因素影响，深水浊积水道通常呈现纵向叠置下切、侧向摆动迁移的特征。图1 所示为典型的切叠型复合水道构型模式，是深水浊积砂岩油藏最常见的一种构型模式。

图1 深水浊积油藏典型复合水道构型模式示意图Fig.1 Typical complex channel configuration model of deep-water turbidite reservoir

深水水道与正常河流水道在迁移类型上存在较大差异，通常情况下，正常曲流河道沉积在侧向迁移上具有连续性，而深水浊积水道纵向晚期水道下切早期水道，平面摆动幅度变大时，其下切比变小甚至互不影响，总体上而言，单期次水道间平面和纵向相互叠置是深水浊积类油藏的最典型特征，因此，研究叠置模式下的水驱油规律具有较强的代表性。

1.2 深水浊积油藏典型单一水道内部物性特征

对于切叠型复合水道，两期水道之间通常无泥岩隔层渗流屏障遮挡，但单一水道内部储层物性存在一定的差异。

以西非A 油田为例，图2 为典型井在井段4 160～4 240 m 处的测井曲线。

由图2 可以看出，由于单一水道底部常见滞留沉积，沉积含砾砂岩，所以测井渗透率相对较低，一般为200～400 mD；向上过渡为细砂、中砂岩，储层物性好，呈高渗特征，渗透率为800～1 500 mD；顶部逐渐过渡，储层物性逐渐变差，渗透率相对较低，为200～600 mD。

图2 西非A 油田典型井测井曲线Fig.2 Logging curves of typical wells at A Oilfield in West Africa

1.3 切叠型复合水道构型模式表征方法

根据不同期次水道空间分布规律，可以用横向叠置比和纵向叠置比（图3）来表征切叠型复合水道的构型特征。

图3 切叠型复合水道叠置比定义示意图Fig.3 Schematic classification of typical deep-water turbidite composite waterways

横向叠置比定义为复合水道叠置区宽度与晚期单一水道宽度的比值

式中：Rh--横向叠置比，无因次；

L1--晚期水道的宽度，m；

L2--早期水道的宽度，m；

L′--复合水道的宽度，m。

纵向叠置比定义为复合水道叠置区厚度与晚期单一水道厚度的比值

式中：Rv--纵向叠置比，无因次；

H1--晚期水道的厚度，m；

H2--早期水道的厚度，m；

H′--复合水道的厚度，m。

2 典型切叠模式下水驱波及实验

2.1 实验模型等效设计与制作

本次物理模型设计为两期水道横向叠置比1/2（由于水道进行了简化处理，以主力砂体宽度计算叠置比）、纵向叠置比2/3，物理模型示意图见图4，尺寸为30 cm（高）×100 cm（长）×1 cm（厚），各层渗透率分别为400，1 000，300 mD。

图4 砂体横向叠置比1/2，纵向叠置比2/3 浊积砂岩物理模型示意图Fig.4 Schematic model of turbidite sandstone with 1/2 horizontally stacking ratio and 2/3 vertically stacking ratio

水道的参数和物性设置基于典型深水油田浊积水道参数统计分析结果。考虑单一水道内部储层物性特征，将单一水道简化为3 层，其中，水道中部储层物性最好（取渗透率为1 000 mD），上下两层相对较薄，渗透率相比中部略低，分别为400 和300 mD。使用美缝胶、粗石英砂、细石英砂3 种材料研制配方比例，以分别模拟上述3 种地层渗透率，在模板上填砂、打磨、晾干后，完成二维高压剖面物理模型制作。注采井均在水道中部射孔，以模拟穿过水道截面的水平井或大斜度井。

2.2 水驱实验步骤

实验设备主要由动力供给系统、恒温系统、二维剖面物理模型系统[15]、油水分离系统和数据采集系统5 部分组成，实验流程设计如图5 所示。

图5 实验流程设计图Fig.5 Experimental process design diagram

实验主要步骤如下：

（1）准备流体样品。按目标油藏地层条件下流体性质，配制地层条件下黏度为1.8 mPa·s 的模拟油。

（2）岩板抽真空、饱和地层水。使用真空泵对岩板进行抽真空，抽真空过程持续24 h。抽完真空后注地层水饱和岩板，使岩板得到充分饱和后，记录饱和量。

（3）饱和地层原油。使用高压驱替泵在地层温度及地层压力下往岩板中持续注入地层原油，直至出口端产油率达到100%且地层原油注入量达到3倍孔隙体积以上，根据驱替出的水相体积，计算岩芯含油饱和度。

（4）注水驱替。以注入体积流量0.5 mL/min 注水驱替，待岩板出口端含水率达到95%时，停止实验；驱替过程中定时通过电阻率/声波探头对岩板模型进行扫描测试油水饱和度，得到岩板模型的油水两相实时饱和度分布。

2.3 实验结果与分析

将实验装置在原始地层压力29.5 MPa，地层温度60°C下开始进行，驱替速度设为0.5 mL/min，经过注入1.80 倍烃类孔隙体积（HCPV）后得到最终的水驱采收率为58.80%（图6）。

图6 累计采出程度曲线Fig.6 Cumulative recovery curve

实验驱替过程中，定时通过电阻率探头/声波探头对岩板模型进行扫描测试油水饱和度，得到岩板模型的实时饱和度分布，不同注入HCPV 下的岩芯含油饱和度变化特征对比如图7 所示。

由图7 可见，在水驱过程中，注入水主要波及1 000 mD 高渗透层，而对于300 和400 mD 这两个渗透率相对较低油层则波及范围较小，存在较多剩余油。

为了进一步定量分析两条水道的动用情况，将实验二维剖面分区并进行编号，同时，为了便于分析，将图7d 中两期水道中部2 号和5 号区域称为主流线区，将水道上部和下部1、3、4、6 号区域称为非主流线区。根据水驱结束后各分区含油饱和度分布状况，通过数据采集系统收集分析各个分区的最终采出程度，见图8。

图7 水驱过程中含油饱和度变化特征对比Fig.7 Comparison of characteristics of oil saturation changes during water flooding

图8 室内水驱实验不同区域累计采出程度Fig.8 The cumulative recovery degree of different permeability areas in the indoor water drive experiment

由图8 可见，2 号和5 号区域储层物性最好，采出程度高达80%；右侧300 mD 层位6 号区域由于其中部分砂体作为注入水驱替的主要通道，部分原油也被有效采出，采出程度为27%；1、3、4 号区域较低渗透层的采出程度相对较低，分别为13%、18%和9%，剩余油赋存较多。因此，注采连通模式的深水浊积油藏剩余油挖潜时，这3 个区域需重点关注。

3 水驱波及实验等效数值模拟研究

由于大型二维驱替实验周期长，成本高，为进一步探究切叠型复合水道不同叠置比下的开发规律，用等效数值模拟模型，开展纵向和横向叠置比，以及不同射孔位置对水驱效果影响，总结该类地质模式下的水驱开发特征。

3.1 岩芯尺度数值模拟模型建立与拟合

建立了岩芯尺度的数值模拟模型，其中，模型尺寸、孔渗物性、流体性质与岩芯实验参数保持一致，单个网格尺寸1.0 cm×1.0 cm×0.1 cm，网格数为88×1×267，平均原始地层压力为29.5 MPa，原始含油饱和度为70%，孔隙度为25%，射孔层位、生产制度等设置与物理模拟实验也保持一致。通过调整油水相对渗透率曲线，实现水驱实验结果的历史拟合，图9 为生产拟合曲线。由图9 可见，累计采出程度和产水率的实验数据与数值模拟结果拟合较好，因此，可进一步用数值模拟结果研究切叠型复合水道不同叠置比下的开发规律。

图9 生产拟合曲线Fig.9 Fitting curve of production

3.2 不同横向叠置比对采收率的影响

当纵向叠置比保持一定（3/4），随着横向叠置比的增加，注采井间含油饱和度剖面对比见图10，模型整体及各砂体分区的采收率变化见图11。

图10 不同横向叠置比含油饱和度剖面对比（纵向叠置比3/4）Fig.10 Comparison of oil saturation profiles by changing the horizontal stacking ratio（vertical stacking ratio 3/4）

图11 不同横向叠置比下采收率变化Fig.11 Recovery changing in different horizontal stacking ratio

由图11 可见，随着储层横向叠置比从1/3 增加至3/4，主流线区的采收率始终远远高于非主流线区，但二者采收率的变化幅度整体很小。这是由于数值模拟方法在模拟储层连通性方面存在一定的局限性，当纵向叠置比为3/4 时，模型中连通性均较好，导致采收率变化不大，而在实际油田开发过程中，当两期水道横向叠置比较低时需要关注注采井间连通性差或不连通风险。

3.3 不同纵向叠置比对采收率的影响

当横向叠置比保持一定（1/2）情况下，随着纵向叠置比的增加，注采井间含油饱和度剖面对比如图12 所示。模型整体及各分区的采收率变化如图13 所示。

由图12、图13 可见，随着砂体纵向叠置比的增加，两期水道之间连通性变好，主流线区采收率有了明显增加。非主流线区采收率随着纵向叠置比的增加而减小，这是由于纵向叠置比较小时，两期砂体的连通通道变化，非主流线区1 号和6 号区域波及效率提高。模型整体的采收率随着纵向叠置比的增加也略有减小，主要原因为数值模拟模型中主流线区2 号和5 号区域储量比随着纵向叠置比的增加而减少，但在实际油田开发过程中，同样需要关注纵向叠置比较低带来的连通性差或不连通风险。

图12 不同纵向叠置比下含油饱和度剖面对比（横向叠置比1/2）Fig.12 Comparison of oil saturation profiles by changing the vertical stacking ratio（horizontal stacking ratio 1/2）

图13 不同纵向叠置比下采收率变化（横向叠置比1/2）Fig.13 Comparison of recovery by changing the vertical stacking ratio（horizontal stacking ratio 1/2）

3.4 射孔完善程度对采收率的影响

上述实验及数值模拟结果均表明，如果水平井或大斜度井射孔段只穿过水道中部，在主力砂体之间容易形成优势通道，造成非主力砂体采收率明显低于主力砂体，尤其是3 号与4 号砂体，是剩余油挖潜的重点。因此，对于深水浊积水道复合体，建议井轨迹穿过水道上、中、下部位，提高射孔完善程度。例如在图10 构型模式下，更改射孔方式，注水井射孔穿过1、2、3 号区域，生产井射孔穿过4、5、6号区域，以提高非主力层的储量动用。

图14 所示为开发非主力砂体时，注采井纵向全部射开方案与只射开主力砂体方案的采收率对比，其中，4 个模型纵向叠置比保持一定（3/4），横向叠置比分别为1/3，1/2，2/3 和3/4，全部射开方案的非主力砂体采收率有了明显提高，平均增幅20%。

图14 不同射孔方式下采收率对比Fig.14 Comparison of recovery for different perforation method

4 结论

（1）典型深水浊积复合水道切叠构型模式下，水道中部及两期水道切叠连通处为主流线区域，波及效率和驱油效率均较高，水道上部和下部物性相对较差区域波及效率低，尤其生产井所在水道上部剩余油富集。

（2）不同期次水道叠置比是影响复合水道注采井间连通性及剩余油分布的重要因素，叠置比越高，注采井主流线区波及效果越好，非主流线区波及效果变差。

（3）研究切叠型深水复合水道水驱波及规律及影响因素对浊积砂岩油藏开发井网部署及调整挖潜均具有重要意义，对于典型深水浊积复合水道切叠构型模式，建议尽量提高非主力砂体射孔完善程度，以增加波及效率，提高采收率。